Методы увеличения нефтеотдачи

Введение 
 

        Открытие кладовых черного золота положило начало динамичному  развитию северо-западной окраины Башкортостана. В 1957 году буровики Краснохолмской конторы треста «Башвостокнефтеразведка» пробурили здесь около 80 разведочных и оценочных скважин для примерного расчета запасов нефти. Для ее добычи необходимо было в самые короткие сроки создать новое мощное эксплуатационное предприятие, способное обеспечить большие объемы добычи жизненно важного сырья. Им стало нефтепромысловое управление «Арланнефть» с центром в р. п. Николо-Березовка, организованное 24 июня 1957 году.

       Уже к лету 1958 году был построен и  сдан в эксплуатацию магистральный  нефтепровод Кутерем - Уфа, а в июле того же года арланская нефть начала поступать на Уфимский нефтеперерабатывающий завод.

        Применяя все новое  и передовое, нефтяники Арлана быстро наращивали добычу углеводородного сырья. Один за другим организовывались новые промыслы. Управление росло и развивалось, превратившись вскоре в одно из крупнейших нефтегазодобывающих предприятий республики и отрасли. В 1970 году Арланское управление добычи нефти и газа (АУДНГ) вышло на первое место в ОАО АНК «Башнефть» по добыче нефти и удерживает эту позицию до сих пор. В 1981 году управление награждено орденом Трудового Красного Знамени. В 1982 году достигнут максимальный объем годовой добычи нефти - 8795 тыс. тонн. За 40 лет деятельности нефтедобытчики Арлана извлекли из недр 250 млн. 534 тыс. тонн «черного золота», ввели в эксплуатацию 6350 тыс. кв. м жилья АУДНГ, добывает ежегодно около 4,5 млн. тонн, разрабатывает 5 месторождений.

1 Геологическая  часть 

 1.1 Общие  сведения о месторождении 
 

       Арланское месторождение занимает  обширную территорию северозападной части Республики Башкортостан. Почти вся эта территория является низменностью, приуроченной к долинам рек Кама и Белая. Восточная часть площади месторождения холмистая, западная - является широкой долиной реки Белой, лишь северная часть (Вятская площадь) - приподнятая.

     Площадь нефтеносности составляет около 460 км². На северо-востоке к Арланской площади примыкает Николо-Березовская, на юго-востоке Новохазинская, на северо-западе - Вятская площади.

     На  части территории в коренном залегании  обнажены пермские отложения, поймы  рек выполнены аллювиальными  отложениями.

     Это месторождение имеет ряд особенностей, обуславливающих систему разработки:

      Разработка  месторождения возможна с применением  внутриконтурного и законтурного заводнения;

      Продуктивные  пласты очень неоднородные, что обуславливает  применение 
раздельной закачки воды с дифференцированными давлениями в линиях 
нагнетания;

      Залежи  содержат нефть повышенной вязкости. Извлечение нефти обычными методами заводнения приводит к резкому увеличению попутно добываемой 
воды и снижению нефтеотдачи;

      В нефти содержится большое количество растворимого газа, поэтому 
фонтанный способ эксплуатации исключается.

     В 1953 году в процессе разведочных  работ были выявлены по сакмаро-артинским отложениям три структуры: Арланское, Уртаульское и

     Янгизнаратовское, ориентированные на северо-западном направлении. В декабре 1955 года на скважине №3 при испытании нефтяных песчаников в угленосной толще на глубине 1250 м был получен фонтан нефти дебитом 144 тонны в сутки. Скважина №3 расположена неподалеку от деревни Арлан. Она положила начало еще одному месторождению на территории Башкирии, которое было названо Арланским.

     Арланское нефтяное месторождение приурочено к очень крупному поднятию платформенного типа с углами падения крыльев от 20° до 40° , сложенное многочисленными более мелкими поднятиями и куполами.

     Общая вскрытая мощность осадочного покрова превышает 3000 м. При этом на долю Бавлинских месторождений приходится свыше 3120 м. Девонские месторождения представлены внизу терригенными и терригенно-карбонатными породами, в верхней части - карбонатными отложениями. Основными промышленными объектами являются песчаные пласты, терригенные толщи нижнего карбона. Кроме того, нефть обнаружена в известняке турнейского яруса и среднего карбона. В турнейском ярусе выявлено несколько залежей нефти, приуроченных к наиболее приподнятым участкам залегания турнейских известняков, представленных чередованием органогенно-обломочных сгустков и органо-шламовых разностей. Дебит скважин из турнейских известняков колеблется от 0 до 5,2 тонн в сутки. Содержание воды от 12 до 30% .

     Терригенные толщи нижнего карбона стратиграфически соответствуют елховскому, но на отдельных участках радаевскому, бобриковскому, тульскому горизонтам визейского яруса. Они представлены темно-серыми аргиллитами и светло-серыми и бурыми алевролитами и песчаниками.

     В разрезе многих скважин в бобриковском горизонте встречаются углисто-глинистые сланцы с прослоями и линзами каменного угля мощностью от 30-40 см до 19-30 м. Песчаники и алевролиты являются коллекторами нефти, имеют кварцевый состав и слабо - или среднесцементированы. Всего насчитывается от 6 до 8 пластов, нефтенасыщенными являются верхние 6-7 пластов. 

 1.2 Стратиграфия  и литология 
 

     Разрез  осадочной толщи месторождения  изучен до глубины 4516 м (скв.7000). В разрезе осадочного чехла вскрыты отложения докембрия, среднего и верхнего девона, каменноугольного и пермского периодов, а также четвертичного возраста.

      Радаевский  горизонт - пачка аргиллито-песчаных пород. Песчаники светлосерые, слабоглинистые. Алевролиты темно-серые, кварцевые, крупно- и разнозернистые, в разной степени углистые и глинистые.

    Аргиллиты темно-серые, плотные, углистые, зачастую замещаются углями. Толщина отложений  горизонта - от 1 до 20 м.

     Тульский  горизонт - переслаивание песчаников, алевролитов и аргиллитов с подчиненными прослоями известняков. Толщина до 25 м.

     Бобриковский  горизонт - песчаники, алевролиты, аргиллиты  и угли. Толщина - до 35 м.

     Окский  надгоризонт - известняки и доломиты серые и буровато- серые, плотные, кристаллические, трещиноватые и кавернозные. В нижней части (алексинский горизонт) - русловые пески и песчаники кварцевые. Толщина горизонта- 100-150 м.

     Серпуховский  надгоризонт - доломиты серые и буровато-серые, плотные, кристаллические, с прослоями известняков, в верхней части разреза сильно кавернозные (бывший намюрский ярус). Толщина 95-125 м.

 Средний карбон

 Башкирский  ярус

     Известняки  серые и светло-серые, плотные, кристаллические, прослоями органогенные, пористые. Толщина 38-55 м.

 Московский  ярус

     Верейский горизонт - переслаивание известняков, мергелей, аргиллитов, известковистых песчаников и алевролитов. Основная масса известняков - серые и светло-серые, кристаллические и органогенные, последние часто пористые и

 кавернозные. Мергели темно-серые. Алевролиты и  аргиллиты темно- и зеленовато-серые. Толщина горизонта 40-50 м.

     Каширский горизонт - известняки с прослоями  доломитов. Известняки серые и буровато-серые, кристаллические, прослоями органогенно-обломочные, пористые, пористо-кавернозные. Доломиты кристаллические, иногда пористо-кавернозные. Толщина 70-90 м.

     Подольский горизонт - преимущественно известняки серые и светло-серые, кристаллические, прослоями органогенные, пористые. Встречаются прослои доломитов. Толщина 60-100 м.

     Мячковкий горизонт - известняки серые и светло-серые, кристаллические, прослоями органогенные, иногда доломитизированные, окремнелые. Доломиты светло-серые, коричневато-серые, кристаллические, окремнелые, прослоями пористые. Толщина 70-110 м. Верхний карбон

     Представлен чередованием прослоев известняков  и доломитов. Известняки светло- и  коричневато-серые, кристаллические и органогенно-обломочные, доломитизированные. Доломиты серые, пелитоморфные и тонкокристаллические. Толщина 150-200 м.

  Пермская  система

  Нижняя  пермь

     Ассельский  и сакмарский ярусы - известняки серые  и буровато-серые, кристаллические и органогенно-обломочные с прослоями доломитов и ангидритов. Толщина 104-132 м.

     Артинский ярус - залегает с размывом. Известняки и доломиты светлосерые, кристаллические с прослоями голубовато-серых ангидритов. Толщина 9-27 м.

     Кунгурский  ярус - сложен переслаиванием ангидритов, доломитов и иногда известняков. Толщина 100-200 м.

  Верхняя пермь

     Уфимский  ярус - толща известково-песчаных глин-красноцветов, переслаивающихся с песчаниками  коричневато-серыми. Толщина 110-250 м.

     На  размытой поверхности верхнепермских отложений залегают осадки третичной системы, представленные глинами, песчаниками толщиной 0-3 0м. 

  1.3 Тектоника 
 

      Тектоническое строение Арланской антиклинальной складки изучено неравномерно. Структурный  план древних рифейских отложений  практически не изучен, так как они вскрыты единичными скважинами. По результатам региональных и площадных сейсмических исследований, с учетом тектонического строения соседних регионов можно предполагать сложное строение древних толщ. Бурение глубоких скважин в северной части республики показывает, что каждой из них вскрываются разрезы , имеющие разную полноту. Мощные свиты и толщи выпадают из разрезов, что свидетельствует о наличии

широко  развитой сети разломов и размывов. Глубокое залегание пород фундамента также подтверждает его блоковую расчлененность.

     Резкая  перестройка структурного плана  происходит в фаменских и турнейских известняках. Выделяется серия валов, имеющих северо-западную ориентировку, параллельно границам Бирской седловины. К одному из этих валов, названному Арлано-Дюртюлинским, и приурочена Арланская структура. Вал имеет большую протяженность (до 120 км), северное окончание которого находится в районе Вятской площади. Ширина вала сильно меняется от 10 до 35 км. Образование крупной Арланской структуры связано с развитием Актаныш-Чишминской ветви Камско-Кинельской системы некомпенсированных прогибов. В ядре складки находится гигантский барьерный риф верхнедевонского (фаменского) возраста.

     На  фоне обширной Арланской структуры  выделяется большое число локальных структур меньших размеров и амплитуды. Их размеры сильно различаются и, как правило, не превышают 1-5 км. В большинстве своем они сохраняют ориентировку основной структуры.

     Вверх по разрезу структура становится менее контрастной и по пермским отложениям практически полностью нивелируется. 

  1.4 Нефтеносность 
 

     Глубина эксплуатации горизонтов терригенной  толщи 1260-1350 м. Положение водонефтяного  контакта изменяется от -1173 до -1188 м.

     Арланское месторождение является многопластовым и относится к разряду крупных нефтяных месторождений России. Нефть - высокосернистая, смолистая, обладает большой вязкостью. Эта особенность осложняет условия ее разработки и переработки.

     Состав  нефти чрезвычайно сложен и разнообразен. Он может заметно изменятся даже в пределах одной залежи. В месте с тем все физико-химические свойства нефти и в первую очередь ее товарные качества определяются составом. Состав нефти каждого месторождения уникален различны и свойства нефти. Кроме того свойства нефти изменяются при добычи, при движении по пласту, в скважине, системами сбора и транспорта при контакте с другими жидкостями и газами. Поэтому подробное изучение свойств нефти, ее состав важен для подсчета запасов нефти в залежи, выбора метода повышения нефтеотдачи пласта.

      Состав  нефти классифицируют на элементарный, фракционный и групповой, основными элементами входящими в состав нефти являются углеводород и водород. В большинстве нефтей содержание углерода от 83 до 87%, количество же водорода резко превышает 12-14%.

     Содержание  этих элементов в нефти необходимо знать как для нефтепереработки, так и при проектировании методов повышения нефтеотдачи пластов. Значительно меньше в нефти других элементов : серы, кислорода, азота. Их содержание редко превышает 3-4%. Однако компоненты нефти, включающие

эти элементы, во многом влияют на ее физико-химические свойства. Так сернистые соединения нефти вызывают сильную коррозию металлов, снижают товарные качества нефти.

      Нефть терригенной толщи нижнего карбона  тяжелые (плотность при давлении насыщения 0,875), сернистые (до 3%), с низким выходом светлых фракций, парафинистые (до 3%), высокосмолистые.

      В процессе разработки продолжали исследования глубинных проб пластовой нефти. Исследовано глубинных нефтей -251 проба из 91 скважины. Пласты I,IV и V раздельных анализов не имеют. 

     1.5 Физико-химические свойства нефти,  газа, воды и коллекторские свойства  продуктивных горизонтов 
 

     Коллекторами  нефти терригенной толще нижнего  карбона Арланского месторождения являются мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты, которые чередуются вертикальном разрезе с прослоями глинистых и углисто- глинистых пород. Мощности песчаных пластов и их количество крайне непостоянны даже в пределах отдельных площадей.

     Характерной особенностью изучаемого района является то, что наряду с песчано-алевролитовыми породами в разрезе терригенной толщи нижнего карбона значительное развитие имеют аргиллиты гидрослюдистого состава, хорошо размокающие в воде, в результате чего на стенках скважин образуются каверны, которые фиксируются на кривых каверномера. Вследствие ритмичности условий осадкообразований число аргиллитовых прослоев в разрезах подавляющего большинства скважин довольно постоянно и они хорошо прослеживаются по площади.

     Коллекторские свойства пластов хорошие, но сильно изменчивы, особенно проницаемость. Средняя проницаемость принята 632 мд. Имеются образцы, проницаемость которых превышает 5 д, в ряде случаев она снижается до 0,1-0,2 д. Пористость изменяется значительно меньше - от 16% до 22,2%.

     Начальное пластовое давление на месторождении составляет 14,2 МПа, давление насыщения - 8,1 МПа; газовый фактор- 16-21 м³/т.

     Нефти всех пластов практически идентичны. На Новохазинской площади они  тяжелее, более вязкие, газосодержание ниже. Плотность в пластовых условиях 869-904 кг/м³, в среднем - 881 кг/м³; разгазированной - 882-907 кг/м³, в среднем - 0,892 г/см³. Давление насыщения (6,1-9,8) в среднем - 7,8 МПа. Вязкость в пластовых условиях 14-49 мПа*с. Газовый фактор низкий (9,2-21,7 м³/т), в среднем - 16,5. Высокое давление насыщения обусловлено большим содержанием азота.

     Воды  основного продуктивного горизонта  ТТНК имеют следующую характеристику. Плотность 1170-1180 кг/м³, минерализация 750-800 мг-экв/100г; хлоридно-кальциевый тип, хлоридная группа, натриевая подгруппа S\_t S2, А2. Преобладают хлориды натрия и калия (первая соленость 80-85 % экв, вторая- 16-20).

     Содержатся  йод" (до 9 мг /л), бром (до 550 мг/л) и  аммоний (до 150 мг/л). Содержание газа - 130-250 см³/л, в его составе преобладает азот до 90%, метан до 12%, этан до 3%, пропан - 0,3%, углекислоты до 1,5%. Воды законтурные и подошвенные, имеют сходную характеристику. Среднее начальное пластовое давление по 62 скважинам - 14,1МПа. По мере приближения к водонефтяному контакту (ВНК) возрастают плотность, вязкость и давление насыщения, уменьшается газонасыщенность

     На  Арланском месторождении продуктивными  являются 4 толщи -известняки турнейского яруса, пласты песчаников ТТНК (включая алексинский горизонт), карбонатные коллекторы московского яруса (каширский и подольский горизонты) и пласты известняка верейского горизонта.

     Продуктивность  этих толщ, равно как и запасы, сильно различаются. Различна и их изученность. Если ТТНК исследована достаточно полно, то остальные объекты - в гораздо меньшей степени. Если исключить небольшую залежь в верейском горизонте Новохазинской площади, то залежи турнейского яруса меньше всего подготовлены к разработке. Степень изученности объектов определялась их промышленной ценностью.

     Нижний  предел пористости песчаников ТТНК определяется различными методами:

      По зависимости «пористость- толщина» - при минимальной толщине 
песчаников (0,8 м ) пористость составляет 15%;

      По  результатам раздельного опробования - при толщине 0,4 -0,8 пористость 
составляет 14,4%;

      По  результатам обработки материалов геофизических исследований скважин 
(ГИС) - нижний предел пористости - 14-16%;

      По  приемистости нагнетательных скважин - при минимальной толщине 
работающих пластов (1-1,2м) нижний предел составляет 14-16 %;

      По   скважинам,   пробуренным   на   нефильтрующемся   растворе,   при 
минимальной нефтенасыщенности (30-33%) нижний предел -15%; 

 1.6  Конструкция  скважин 
 

  На Арланском  месторождении принята следующая  конструкция скважин:

• направление - спускается на глубину 5-50 метров (при наличии верхних 
  неустойчивых слоев) цементируется от забоя до устья;
• кондуктор - перекрывает пресные воды уфимской свиты и спускается на 
  20 - 40 м ниже, цементируется от забоя до устья;
• эксплуатационная колонна - спускается до проектной глубины, т.е. ниже 
  продуктивных отложений на 20 - 40 м., цементируется либо полностью, или на 100 м перекрывая предыдущую колонну (в зависимости от категории скважины по степени опасности проявлений нефти и газа).  Диаметр эксплуатационной колонны 146 мм, диаметр скважины 215,9 мм;  диаметр кондуктора 245 мм, диаметр долота для бурения под кондуктор - 295,3 мм.

      2   Расчетно-техническая часть 

      2.1 Характеристика используемого оборудования  в добывающих и нагнетательных скважин 
 

      Станок-качалка (СК) - балансирный индивидуальный механический привод штангового скважинного насоса, применяется в умеренном и  холодном макро-климатических районах. Характеристика станков-качалок дана в таблице 1.

 
     Таблица 1 - Характеристика станков-качалок 

Скважинные  штанговые насосы.

      Скважинные штанговые насосы  предназначены для откачивания из нефтя-ных скважин жидкости обводненностью до 99%, температурой не более 130°С, содержанием сероводорода не более 50 г/л, минерализацией воды не более 10 г/л.

    Характеристика  скважинных штанговых насосов дана в таблице 2. 
 

Таблица 2 - Характеристика скважинных штанговых насосов 

          Таблица 3 - Таблица соответствия глубинных насосов по стандарту API и ОСТ 

            Насосные штанги.

 Насосные  штанги (НШ) предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру насоса. Характеристики НШ даны в таблице 4. 

 Таблица 4 - Характеристики НШ 
 

   Оборудование  устья (ОУ).

 Это оборудование предназначено для  герметизации устья и регулирования  отбора нефти в период фонтанирования при эксплуатации штанговыми скважин-ными насосами, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ в скважина, расположенных в умеренном и холодном макроклиматических районах.

 
       Таблица 5 - Характеристика ОУ