Повышение производительности скважин путем термохимической обработки на месторождении

    СОДЕРЖАНИЕ 

    ВВЕДЕНИЕ……… …………………………………………….…..………...9

    1 Геологическая  часть…………………………….………………...………...10

    1.1 Характеристика геологического  строения месторождения…….……...10

    1.1.1 Общие сведения………………………………  ………….….……….....10

    1.1.2 Стратиграфия…………………………………  ……………..………….12

    1.1.3 Тектоника……………………………………………………..…………15

    1.1.4 Нефтегазоносность…… ……………………….……….…………........16

    2 Технологическая  часть……………… ……………………..……………....21

    2.1 Система разработки месторождения……………………..…………...…21

    2.1.1 Анализ текущего состояния разработки………………..…………..…22

    2.1.2 Анализ структуры фонда скважин  и их текущих дебитов, технологических  показателей разработки……… …………………………….…27

    2.1.3 Анализ выработки запасов нефти  и газа………… ………..………….28

    2.1.4 Характеристика энергетического  состояния залежи, режимы разработки……………………………………………………………….………….31

    2.1.5 Система ППД и применяемые  методы повышения нефтеотдачи  пластов………………………………………………………………  ……………...32

    2.2 Техника и технология добычи  нефти и газа… …………….….………..38

    2.2.1 Характеристика показателей способов эксплуатации  скважин…......38

    2.2.2 Мероприятия по предупреждению  и борьбе с осложнениями при  эксплуатации скважин……………………………………………………………..40

    2.2.3 Требования и рекомендации к  системе сбора и промысловой  подготовки продукции скважин………………………………………..….……...43

    2.3 Специальная  часть ……………..………………………………..… …....45

    2.3.1 Повышение производительности скважин  с применением термохимической  обработки…………………………….…………………….......45

    2.3.2 Технологический расчет термокислотной  обработки..……..… ….…52

    2.3.3 Расчет с использованием компьютерных программ….…......………..63

    3 Экономическая  часть………………………………………………..….…..65

    3.1 Технико-экономические показатели  разработки месторождения…......65

    3.2 Расчет экономической эффективности…………………………..……...67

    4 Охрана  труда и безопасность жизнедеятельности….…………….………72

    4.1.1 Физические воздействия……………………………………….………72

    4.1.2 Шум и вибрация……………………………………………...…………72

    4.1.3 Пожаробезопасность……………………………………………………76

    4.2.2 Безопасность в условиях ЧС………………………………………...…77

    5 Охрана  окружающей среды ………………………………….….…………79

    5.1 Охрана атмосферного воздуха…………………………..……………….81

    5.2 Охрана водных ресурсов……………………………...…..…………… ..82

    5.3 Охрана земельных ресурсов……………………..….……..………… …83

    ЗАКЛЮЧЕНИЕ  ……………………………………………..……………… .84

    Список  использованной литературы………………..…… . …85

    Приложение  А…………………………………….…………………………..86

    Приложение  Б…………………………………………………………………87 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     ВВЕДЕНИЕ

     Газонефтяное  месторождение  Прорва расположено  в юго–восточной части в Южно–Эмбенском нефтеносном районе Прикаспийской впадины. Структура была выявлена в 1954-1955гг проведенными гравиметрическими сейсмическими работами.

     В 1959 году началось глубокое разведочное  бурение.  Первая скважина №1 установила промышленную нефтегазоносность верхнеюрских отложений на Прорве и с 1963 года начата пробная эксплуатация. В 1966 году составлена и утверждена «Технологическая схема разработки юрских горизонтов месторождении Прорва,  где предусмотрено бурение 75 скважин в чисто нефтяной части залежи и применение законтурного заводнения.

    Подсчитанные институтом КазНИГРИ по состоянию изученности на 01.01.2000 г. и утвержденные ГКЗ РК  начальные запасы составили:

      1. По нефти:

      - 14304,2 тыс.т. балансовых и 6443,7 тыс.т  извлекаемых;

      2. По растворенному в нефти газу:

      - 3274,8млн.м³ балансовых и 1475,8млн.м³ извлекаемых;        

     Среди проблем, с которыми сталкивается нефтяная промышленность Казахстана в последнее десятилетия – высокая парафинистость извлекаемой нефти. Образование стойких эмульсий в скважинах в совокупности с выпадением парафина и асфальто-смолистых веществ (АСПО) в пласте приводит к значительному снижению добычи нефти и продуктивности скважин. В связи с расширением использования в технологических процессах подобных нефтей все большее значение приобретают проблемы, вызванные низкотемпературными характеристиками этих нефтей, такими как высокая температура застывания, вязкость, склонность к образованию асфальто-смоло-парафиновых отложений на призабойной зоне.

     Одним из эффективных методов борьбы с  этой проблемой является термокислотная обработка скважины.

     В данной дипломном проекте описывается  расчет термохимической  обработки. 
 
 
 

     1 Геологическая часть    

1. Характеристика  геологического строения месторождения

     1.1.1 Общие сведения о месторождении 

      Месторождение Ц.В. Прорва (С.Нуржанова) расположено на юго-востоке Южно-Эмбинского нефтеносного района[1].

         В административном отношении  месторождение относится к Жылыойскому району, Атырауской области республики Казахстан.

         Ближайшими населенными пунктами  являются рабочие поселки нефтяников Саргамыс, Каратон, Кульсары и Косчагыл, расположенные соответственно в 20, 70, 160 и 140 км к северу и северо-востоку от рассматриваемого месторождения.

         Ближайшие железнодорожные станции  находятся в поселках Кульсары  и Бейнеу на железной дороге Макат-Мангышлак.

         Нефть с месторождения по нефтепроводу  идет через Саргамыс в Каратон,  где поступает в магистральный  нефтепровод Узень-Самара.

         В орографическом отношении район  месторождения представляет собой  пустынную равнину покрытую сорами. Почвенный покров сравнительно молодой, так как описываемая территория в недавнем прошлом являлась дном Каспийского моря.

         Абсолютные отметки рельефа колеблются  от минус 20 до минус 27 м. Гидрографическая  сеть отсутствует.

         В значительной части описываемый район изрезан ериками, представляющими собой рукавообразные понижения в рельефе, потерявшие сообщение с морем. Во время "морян" ерики периодически пополняются морской водой. С запада район ограничен Каспийским морем, с юга - почти непроходимыми для автотранспорта сором Мертвый Култук.

      Климат  района резко континентальный с большими колебаниями сезонных и суточных температур, с частыми сильными ветрами, переходящими зачастую в пыльные бури. Лето сухое, жаркое, максимальная температура +30-+40⁰С, а зима малоснежная с сильными ветрами, температура понижается до минус 25 ºС. Годовое количество осадков обычно не превышает 200мм.

      Преобладающее направление ветров в течение  года юго-восточное.

      Питьевой  водой месторождение снабжается из реки Кигач по водопроводу, проходящему через Макат-Саргамыс. Для бурения используется пластовая вода альбского горизонта. Энергоснабжение осуществляется по линии электропередач из города Атырау. 
 
 

     Рисунок 1.1.1 Обзорная карта месторождения Прорва.

      1.1.2 Стратиграфия 

      На  Западном поле месторождения С. Нуржанова, как и на всей площади, вскрыты отложения от пермотриаса до четвертичных включительно.

       Таким образом рассматриваемая  структура разбита на 4 тектонических  блока (I,II,III,IV), в пределах которых распространены нефтеносные горизонты средней юры и триаса.

         Ниже рассмотрим строение продуктивных  горизонтов Западного поля в  отдельности.

         Ю-V  горизонт вскрыт всеми пробуренными в пределах Западного поля скважинами. Горизонт продуктивен в I и II блоках. Промышленная продуктивность в I блоке доказана опробованием пяти скважин (№№ 313, 314, 315, 316, 533), во II блоке четырех скважин (№№ 310, 311, 512, 520).

         Горизонт залегает в отложениях  средней юры в интервале глубин 2660-2860 м. Абсолютная глубина залегания горизонта в своде по I блоку минус 2681 м, по II блоку минус 2725,2 м.

         Для I блока водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 2763,8 м; равной отметке линии, проведенной на середине между подошвой нефтяного пласта скважины №533 и кровлей водоносного пласта скважины №316.

         Для нефтяной залежи II блока водонефтяной контакт принят по ГИС в скважине №512 на абсолютной отметке минус 2839,3 м.

         При принятом положении ВПК  высота залежи I блока составляет 83 м, для II блока 114 м. Площадь нефтеносности I блока равна 2500 м², II блока -  3500   м².

         Залежь по типу пластовая сводовая, тектонически и литологически  экранированная.

         Т-I горизонт вскрыт 7-ю скважинами и коррелируется по всей площади нефтеносности. Горизонт продуктивен в I и IV блоках, а в II и III блоках оказался водоносным.

         Абсолютная глубина залегания  кровли горизонта в своде по  I блоку минус 2967,6 м, по IV блоку минус 3013,0 м.

         Водонефтяной контакт I блока принят на абсолютной отметке минус 2990 м и равен линии проведенной посередине между подошвой нефтяного пласта в скважине №310 и кровлей водоносного пласта в скважине №315.

         ВНК (Водонефтяной контакт) для  IV блока принят по подошве продуктивного по ГИС пласта коллектора (скважина №316) и равен абсолютной отметке минус 3023,6 м.

         При принятом положении ВПК  высота нефтяной залежи I блока равна 23 м, IV блока-10 м.

         Площадь нефтеносности I блока равна 837 м², а IV блока 312 м². Залежи нефти относятся к пластовой, сводовой, тектонически экранированной.

         Т -II горизонт вскрыт и прослеживается в шести скважинах. Однако в скважинах №310 и №316 продуктивный горизонт замещен глинистыми непроницаемыми породами.

         Горизонт нефтеносен в I и II блоках, водоносен в III блоке. Абсолютная глубина залегания кровли горизонта в своде по I блоку минус 3017,6 м, по II блоку минус 3112,0 м.

         Водонефтяной контакт для I блока принят по подошве опробованного пласта коллектора в скважине №314 на абсолютной отметке минус 3103,3 м.

ВПК для  нефтяной залежи II блока принят по подошве опробованного пласта коллектора в скважине №311 на абсолютной отметке минус 3117,0 м.

      При принятых положениях ВПК высота залежи для I блока составляет 85 м, для II блока 5 м.

         Площадь нефтеносности для залежей  I блока составляет 2092 м² , для II блока 1187 м² . Залежи относятся к пластовым, сводовым, тектонически и литологически экранированным.

         Т-III горизонт вскрыт семью скважинами и прослеживается по всей площади. К горизонту приурочены нефтяные залежи, получившие развитие во всех четырех блоках.

         Промышленная нефтеносность блоков  доказана опробованием скважин:

I блок - скважин №№310, 313, 314, 315, II блок - скважины №311, III блок -скважины №312, IV блок - скважины №316, где были получены притоки нефти.

         Абсолютная глубина залегания  кровли горизонта по I блоку минус 3100,6 м, по II блоку минус 3186,6 м, по III блоку минус 3151,2 м, по IV блоку минус 3169,8м.

         Водонефтяной контакт нефтяной  залежи I блока принят по подошве продуктивного по ГИС и опробованного пласта коллектора в скважине №314 на абсолютной отметке минус 3222,7 м.

         ВНК II блока принят по подошве продуктивного по ГИС пласта коллектора в скважине №311 и равен абсолютной отметке минус 3213,8 м.

         ВНК для залежей III и IV блоков приняты по подошве продуктивного по ГИС и опробованного пласта коллектора и равны соответственно абсолютным отметкам: III блок - минус 3156,2 м (скв.312) и IV блок - минус 3184,8 м (скв.316).

         При принятом положении ВНК  высоты нефтяных залежей равны:  I блок -110 м, II блок - 27,2 м, III блок -5 м, IV блок -15м. Площадь нефтеносности блоков соответственно равна: I блок - 5094 м², II блок - 2124 м², III блок -344 м², IV блок -624 м². Залежи относятся по типам к сводовым, пластовым, тектонически и литологически экранированным.

         Т -IV горизонт продуктивен в пределах III и IV блоков. Промышленная нефтеносность III блока доказана опробованием скважины №312, где получен приток нефти. IV блок продуктивен по каротажу.

         Абсолютная глубина залегания  кровли горизонта в своде по  III блоку минус 3206,2 м, по IV блоку минус 3243,0 м. Водонефтяной контакт для III блока принят по подошве продуктивного по ГИС пласта - коллектора по скважине №312 на абсолютной отметке минус 3244,2 м.

         ВНК для IV блока принят по скважине №316 по каротажу и равен абсолютной отметке минус 3266,4 м.

         При принятом положении ВНК  высота залежи для III блока равна - 38 м, для IV блока - 23 м. Площадь нефтеносности III блока равна - 187 м² , IV блока -356м² .

         Залежи по типу относятся к  пластовым, сводовым, литологически  и тектонически экранированным. Строение продуктивных горизонтов  отражено на структурных картах и геологических профилях.

         Отложения V среднеюрского горизонта представлены переслаиванием песчаников, алевритов, аргиллитов и глин. Коллекторы сложены разнозернистыми песчаниками.

         Триасовый продуктивный горизонт  представлен песчаниками, алевритами и аргиллитами. Коллекторами являются преимущественно разнозернистые песчаники.

         В связи с тем, что имеющийся  по Западному полю керн скудный  и непредставительный, для петрофизического  обеспечения интерпретации геофизических  исследований были привлечены анализы, выполненные ранее по всему месторождению Прорва, так как результаты анализов керна совпадают.

         Для изучения коллекторских свойств  в отложениях юры и триаса  исследовано 1043 образцов, из них  по юрскому горизонту 102 образца, по триасовым отложениям 161 образец.

         Коэффициент пористости для коллекторов  юрских и триасовых горизонтов Западного поля.Прорвы принят по керну для V юрского горизонта равной 0,177 и триасовым горизонтам - 0,148.

         Коэффициент нефтенасыщенности принят по результатам интерпретации промыслово-геофизических исследований.       Нефтенасыщенность по V юрскому горизонту равна 0,70, а по триасовым горизонтам - 0,68.

         Проницаемость по V юрскому горизонту по данным гидродинамических исследований скважин составляет в среднем 0,050 мкм².   По триасовым горизонтам проницаемость определялась по результатам анализа керна, и изменяется в следующих пределах: от 0,019 мкм²   (Т-IV) до 0,311  мкм²   (Т-III). По данным гидродинамических исследований скважин в среднем составляет 0,036 мкм²

         При выделении пластов - коллекторов  и оценке их эффективных толщин  в залежах юрской и триасовой  продуктивных толщ были привлечены  данные опробования и интерпретации  материалов ГИС.

         По V среднеюрскому горизонту общая толщина горизонта изменяется от 104 до155 м и в среднем составляет 128,4 м. Коэффициент вариации 14,6.

         Эффективная толщина изменяется  от 4,4 до 68,4 м и в среднем составляет 31,5 м. Коэффициент вариации 51,8.

         Нефтенасыщенная толщина изменяется от 4,4 м до 53,4 м (скважина №512 блок II) и в среднем составляет 26,3 м. Коэффициент вариации 62,9.

         По Т-I горизонту общая толщина горизонта изменяется от 8 до 20,2 м и в среднем составляет 11,3 м. Коэффициент вариации 26,5.

         Эффективная толщина изменяется  от 2 до 17,6 м, и в среднем составляет 6,2 м. Коэффициент вариации 26,3.

         Нефтенасыщенная толщина изменяется  от 6,0 м (скважина №310) до  6,6 м  (скважина №316) и в среднем составляет 6,3 м. Коэффициент   вариации 6,6

         Т-II горизонту общая толщина горизонта изменяется от 12 до 27,8 м и в среднем составляет 15,9 м. Коэффициент вариации 23,4

         Эффективная толщина изменяется  от 1 м (скважина №312) до 9,6 м (скважина  №313) и в среднем составляет 4,12 м. Коэффициент вариации 65,6.

         Нефтенасыщенная толщина изменяется  от 1,6 м (скважина №315 блок I) до 9,6 м (скважина №313 блок I) и в среднем составляет 4,9 м. Коэффициент вариации 43,6.

         По Т-III горизонту общая толщина горизонта изменяется от 35 до 73 м и в среднем составляет 62 м. Коэффициент вариации 23,2.

         Эффективная толщина изменяется  от 4,8 до 36,2 м  и в среднем  составляет 19,9 м. Коэффициент вариации 56,8.

         Нефтенасыщенная толщина изменяется  от 4,8 м (скважина №312      блок III) до 36,2 м (скважина №315 блок I) и в среднем составляет              19,9 м.      Коэффициент вариации 56,8.

         По Т-IV горизонту общая толщина горизонта изменяется от 43 до 60 м и в среднем составляет 51,8 м. Коэффициент вариации 13,5.

         Эффективная толщина изменяется  от 3,6 до 33,4 м, и в среднем составляет 15,4 м. Коэффициент вариации 58,9.

         Нефтенасыщенная толщина изменяется  от 18 м (скважина №312        блок III) до 19,4 м (скважина №315 блок I) и в среднем составляет 18,7 м.  Коэффициент вариации 2,7.

      По  V среднеюрскому горизонту коэффициент расчлененности составляет в среднем - 8,40, песчанистости - 0,25.

         По I триасовому горизонту коэффициент расчлененности составляет в среднем - 1,71, песчанистости - 0,50.

         По II триасовому горизонту коэффициент расчлененности составляет в среднем - 1,2, песчанистости - 0,28. 

         По III триасовому горизонту коэффициент расчлененности составляет в среднем - 3,28, песчанистости - 0,33. 

         По IV триасовому горизонту коэффициент расчлененности составляет в среднем - 3,00, песчанистости - 0,30.

         Таким образом из вышеизложенного  следует, что залежи относятся  к типу неоднородных.  

         1.1.3 Тектоника 

     В тектоническом отношении месторождение Ц.В. Прорва расположено на юго-западной переклинальной части Южно-Эмбинского поднятия, уходящего под уровень Каспийского моря. В структурном отношении Прорвинская группа структур представляет собой пологую антиклиналь, вытянутую в широтном  

     направлении. По длиной оси брахиантиклинали выделяются следующие поднятия: Восточное, Западное, Центральное, Прорва Морская, а на востоке - структура Актюбе.

         Месторождение Ц.В.Прорва представляет  собой брахиантиклиналь широтного  простирания. По III отражающему горизонту поднятие оконту-ривается изогипсой минус 1950 м. Высота поднятия более 25 м.

         Структура Ц.В.Прорва относится  к типу солянокупольных с глубоким  залеганием соляного ядра. Глубина  залегания соли в своде на  отметке минус 3289 м (скважина № 308). 

         В данной дипломной работе  рассматривается Западное поле, как участок структуры Ц.В.Прорва, нефтеносность которого в отложениях  юры и пермотриаса установлена  новыми глубокими разведочными  и эксплуатационными скважинами.

         Структура Западное поле представляет собой брахиантиклиналь, осложненную сбросом F, который прослеживается по данным сейсмических исследований и по данным корреляции отложений. Амплитуда сброса порядка 50 м по кровле нижней юры, имеет северное падение, простирание широтное, переходящее на востоке в северное - восточное.

         Поперечными сбросами F" и F'" северное и южное крылья структуры разбиты на западные и восточные участки, которые рассматриваются нами как отдельные блоки.

         Сброс F" проведен на северном крыле между скважинами №311 и №312 на основе корреляции отложений, несоответствия характера залегания стратиграфических толщ и из-за разной насыщенности продуктивных горизонтов в этих скважинах. Сброс падает на запад, амплитуда порядка 10 м по подошве волжских отложений.

         Сброс F'" проведен на южном крыле между скважинами №314 и №316 на основе корреляции разреза, сокращения мощности триасовых отложений в скважине №316 и из-за разной насыщенности продуктивных триасовых горизонтов в этих скважинах. Он подсекается в скважине №316 на отметке минус 2940 м, падение его западное. 

      1.1.4 Нефтегазоносность 

      Исследования  нефти в поверхностных условиях по Ю-V горизонту проводились в 5 объектах по 4 скважинам, по Т-I горизонту в одном объекте, по Т-II горизонту в 2-х объектах, по Т-III горизонту в 6 объектах по 4 скважинам и по Т-IV горизонту в одном объекте. Всего исследовано 15 объектов по 7 скважинам (№№310,311,312,313,314,315,512).

         Нефти Ю-V горизонта относятся к малосернистым и сернистым, парафинистым, малосмолистым. Плотность нефти варьирует от 0,8757 г/см³ до 0,8830 г/см³, в среднем составляет 0,8791 г/см³.

Величина  кинематической вязкости при 20 °С изменяется от 13,49 до 28,36 мм² /с, в среднем по горизонту  составляет 16,36 мм²/с.

         Содержание серы колеблется от 0,27 до 1,54 %, смол сернокислотных -22%, смол селикагелевых - 4,1%, асфальтенов - 2,23 %, кокса - 2,84 %. Кислотное число - 0,03-0,11 мгКОН/г. Начало кипения - 79-102 °С. Температура вспышки выше - 2°С. Содержание бензиновых фракций, выкипающих до 200 °С, равно 13-14 %, легких фракций, выкипающих до   300 °С - 35-37%.

         Плотность    нефти    Т-I    горизонта    равна    0,8862    г/см³.                                                         Величина кинематической вязкости равна 22,15 мм² /с.

         Нефть содержит смол сернокислотных 24 % (скважина №З10, инт. 2945-2955 м), серы -1,57 %.Кислотное число - 0,04 мгКОН/г.Температура  застывания -5 °С, вспышки- 3ºС.

         Нефти Т-II горизонта относятся к сернистым, парафинистым. Плотность нефти в среднем составляет 0,8885 г/см³. Величина кинематической вязкости при 20°С изменяется от 16,6 до 33,05 мм²/с.

         Содержание серы изменяется от 1,24 до 1,4 %,  смол сернокислотных -18 %, кокса - 2,81 %, парафина - 3,08 %.Кислотное  число - 0,07-0,15 мгКОН/г. Температура плавления парафина - 50,2 ºС. Температура вспышки - 4 °С, начала кипения - 78 ºС. Содержание бензиновых фракций - 14,75 %,      легких - 34,5 %.

         Нефть Т-III горизонта относятся к сернистым, парафинистым. Плотность нефти 0,8947 г/см³ . Кинематическая вязкость при 20ºС 25,86-46,2 мм² /с,  в среднем по горизонту составляет 34,59 мм² /с. Содержание серы варьирует от 1,04 до 1,44 %, в среднем составляет 1,3%, парафина - 2,9 %, смол сернокислотных - 26 %, кокса- 2,73-4,1 %, Кислотное число 0,06-0,18 мгКОН/г.

         Температура застывания колеблется от  - 15 до +5ºС, температура вспышки выше О °С. Начало кипения при            85-109 °С. Содержание бензиновых фракций до 200 °С  от 7 до 15 %, легких от 26 до 35 %.

         Нефти по Т-IV горизонта относятся к плотным, сернистым, смолистым. Плотность нефти по горизонту - 0,904 г/см³ , вязкость при 20 ºС 39,36 мм² /с. Содержание смол сернокислотных - 28 %, силикагелевых - 14,7%, асфальтенов -3,5%, серы - 1,61 %, кокса - 3,56 %. Температура застывания   +1 °С, вспышки + 14 °С. Содержание бензиновых фракций от 3,5 до 22,5 %,   легких от 22,5 до 45,0 %. Кислотное число 0,14 мгКОН/г.

        Изучение свойств пластовой нефти  Западного поля проводилось по  одной глубинной пробе, отобранной из Т-I горизонта (скважина №З10, инт.2945-2955м).

         Проба нефти недонасыщена газом.  Превышение пластового давления  над давлением насыщения составляет 14,6 МПа. Плотность нефти в пластовых  условиях равна 0,6238 г/см³. Коэффициент  сжимаемости равен 15,4x10^-10 1/Па. Коэффициент растворимости газа в нефти составляет 1,05876 м³/м³*Па. Объёмный коэффициент пластовой нефти равен 1,7487. Вязкость пластовой нефти не определена.