Анализ эффективности применения ППД на Повховском месторождении

                 Федеральное агентство по образованию

государственное образовательное  учреждение высшего  профессионального  образования

«ТЮМЕНСКИЙ  ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» 

Кафедра «Разработка и  эксплуатация нефтяных месторождений» 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Курсовой  проект 
 

По дисциплине: РЭНМ 

Тема: Анализ эффективности применения ППД на Повховском месторождении 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

      Выполнил: студент гр. НРЗс-08.

      Гололобов А.А 
 

Проверил  Сафаров И.А доцент, ктн. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Тюмень-2011 г.

  Содержание

Введение…………………………………………………………………………………………………2-3

1. Общая часть 

1.1 Характеристика района работ…………………………………………………………………..4-5

 1.2 История освоения района…………………………………………………………………….5-7

2. Геологическая часть

2.1. Геологическая  характеристика месторождения……………………………………………….7-14

2.2. Продуктивные пласты…………………………………………………………………………….14-19

2.3. Свойства  пластовых жидкостей и газов………………………………………………………..19-22

3 Технологическая  часть

3.1 Основные проектные  решения по разработке Повховского  месторождения…………………….22-26

 3.2 Состояние разработки Повховского месторождения и фонда скважин………………………….26-31

3.3 Контроль за  разработкой Повховского месторождения………………………………….31-34

4.  Специальная часть……………………………………………………………………………………34-39

Заключение………………………………………………………………………………………39

Литература…………………………………………………………………………………….....40 
 
 
 
 
 
 
 
 

                                                         Введение

Пластовые воды, отделяемые от нефти в процессе ее сбора и подготовки, сильно минерализованы, и по этой причине их нельзя сбрасывать в реки и водоемы, так как это приводит к гибели пресноводных. Поэтому пластовые воды закачивают в продуктивные или поглощающие пласты. Вместе с пластовыми закачивают и пресные воды, используемые в технологическом процессе при обесссоливании нефти, а также ливневые воды, попадающие в промышленную канализационную систему. В целом все эти воды называются сточными. В общем объеме сточных вод на долю пластовых приходится 85-88%, на долю пресных – 10-12% и на долю ливневых – 2-3%. Использование нефтепромысловых сточных вод в системе поддержания пластового давления при водонапорном режиме разработки месторождений - это важное техническое и природоохранное мероприятия в процессе добычи нефти, позволяющее осуществлять замкнутый цикл оборотного водоснабжения по схеме: нагнетательная скважина - пласт - добывающая скважина - система сбора и подготовки нефти и газа с блоком водоподготовки - система ППД. В настоящее время для целей ППД используется несколько видов воды, которые определяются местными условиями. Это пресная вода, добываемая из специальных артезианских или подрусловых скважин, вода рек или других открытых водоисточников, вода водоносных горизонтов, встречающихся в геологическом разрезе месторождения, пластовая вода, отделенная от нефти в результате ее подготовки. Все эти воды отличны друг от друга физико-химическими свойствами и, следовательно, эффективностью воздействия на пласт не только для повышения давления, но и повышения нефтеотдачи. Залежи нефти большинства месторождений. Ряд месторождений характеризуется гидродинамической связью между пластами-коллекторами, обусловленной слиянием пластов или небольшой толщиной разделов между ними с наличием систем трещин. Проблемы эффективной выработки трудноизвлекаемых запасов решаются путем разукрупнения эксплуатационных объектов, оптимизации сеток скважин, совершенствования систем заводнения, оптимизации пластовых и забойных давлений, применения гидродинамических вторичных и третичных методов стимуляции скважин. Таким образом, одним из главных условий дальнейшего повышения эффективности заводнения залежей является ограничение движения воды по каналам с низким фильтрационным сопротивлением, что позволит более рационально использовать ее энергию для вытеснения нефти. В научно-технической литературе недостаточно освещены исследования, касающиеся роли качества закачиваемой воды. В условиях заводнения полнота выработки продуктивных пластов в первую очередь зависит от степени охвата объекта разработки как по площади, так и по разрезу, что во многом определяется характером продвижения закачиваемой воды и пластовой. Поэтому основное внимание при геолого-промысловом анализе должно уделяться вопросам охвата пластов воздействием закачиваемой воды и особенностям продвижения воды по продуктивным пластам. К числу геолого-физических факторов, влияющих на процесс заводнения, относятся фильтрационные свойства продуктивных пластов, характер и степень их неоднородности, вязкостные свойства насыщающих пласты и качества закачиваемых в них жидкостей и другое. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1. Общая часть 

       1.1 Характеристика района работ

Повховское  месторождение находится в центральной  части Западно-Сибирской плиты. В  административном отношении расположено  в северной части Сургутского  района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Производственную деятельность на месторождении ведет ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», базирующееся в городе Когалыме (80 км). Ближайшими крупными населенными пунктами являются районные центры город Нижневартовск (150 км), Сургут (160 км) и Ноябрьск (34 км). Ближайшие разрабатываемые месторождения – Ватьеганское (30 км),  Покачевское (60 км) и Южно-Выинтойское. Основными видами транспорта рассматриваемого района являются железнодорожный и автомобильный. Через станцию Когалым проходит железнодорожная ветвь Тюмень – Сургут – Новый Уренгой. Самолетом можно долететь до города Уфы, Самары, Москвы и других городов России. Город Когалым с Повховским месторождением соединяет бетонная дорога, поэтому перевозки груза, а также людей осуществляются автомобильным транспортом. Ближайшим магистральным нефтепроводом является Нижневартовск – Сургут – Омск. По территории месторождения проходит нефтепровод Повховское месторождение – Лангепас, а также многочисленные внутрипромысловые нефтепроводы. Энергоснабжение района осуществляет Сургутская ГРЭС. По территории месторождения проходит ЛЭП-500 и ЛЭП-200. Географически район месторождения приурочен к верховьям и средней части рек Котухта и Вать-Еган, впадающих в реку Аган. Реки характеризуются спокойным течением 0,3 - 0,8 м/сек на плесах и 0,8 - 1,2 м/сек на перекатах. Русла рек извилистые, с большим числом притоков, рукавов и песчаных кос. Реки мелководные, глубина их в наиболее сухое летнее время не превышает 0,5 м. Уровень воды во время паводка достигает 2,5 - 5,0 м. Река Аган судоходна в первой половине лета до поселка Варьеган, остальные реки для транспортировки грузов по воде не представляют интереса. Район месторождения представляет собой слаборасчлененную заболоченную равнину. Климат резко континентальный, характеризующийся продолжительной холодной зимой (температура в январе достигает минус 58°С) и коротким сравнительно жарким летом (температура июля до плюс 36°С). В формировании температурного режима важное значение имеет открытость территории с севера и юга, способствующая свободному проникновению холодного арктического воздуха с севера на юг, а также свободному выносу прогретого континентального воздуха с юга на север. Все это приводит к резким изменениям давления и температуры в течение года и даже суток. Общее количество осадков в год достигает 400 - 500 мм. Преобладающее направление ветров зимой – южное, юго-западное; летом – северное, северо-восточное. Коренное население района, состоящее в основном из хантов и манси, занимается охотой, рыбной ловлей, звероводством и животноводством. Район месторождения характеризуется практически неограниченными запасами пресных подземных вод. Для технических нужд используются грунтовые безнапорные воды четвертичных аллювиальных отложений, на прямую связанные с озерами и речными системами. В качестве питьевых они могут употребляться лишь при условии строгого соблюдения норм санитарной охраны и очистки. При эксплуатации месторождения для поддержания пластового давления используются подземные воды апт - альб - сеноманского  водоносного комплекса, источником питьевой воды является алтымо - новомихайловский водоносный горизонт.

1.2 История освоения  района

Основанием  для поисково-разведочного бурения  послужило наличие положительной  структуры промышленной нефтеносности Покачевского, Варьеганского и других соседних поднятий. Поисковое бурение на нефть и газ в пределах Средне-Варьеганской и Больше-Котухтинской площадей началось в 1972 году. Поисковые скважины № 1 и 7 были заложены в присводовых частях локальных структур с целью изучения меловых и юрских отложений, уточнения тектонического строения, стратиграфии, литологии и коллекторских свойств мезозойских образований. В 1972 году на Средне-Варьеганской структуре скважиной № 7 была выявлена залежь нефти пласта БВ8. При испытании интервала 2594 – 2604 м в этой скважине был получен фонтан нефти дебитом 82,5м³/сут. через штуцер. Пласт Ю₁ васюганской свиты не был опробован, но по керну отмечался нефтенасыщеный песчаник, приуроченный к заглинизированной части пласта. Открытое месторождение названо Повховским в честь одного из первооткрывателей месторождения нефти Широтного Приобья. В конце 1972 года был создан проект поисково-разведочного бурения,  которым предусматривалось бурение четырех первоочередных и четырех зависимых скважин в пределах Больше-Котухтинской площади. В соответствии с этим проектом скважина 1 была пробурена в сводной части южного купола Больше-Котухтинсой структуры. По результатам промысловой геофизики и испытаний было установлено, что пласт БВ8 в скважине 1 заглинизирован, а пласт  БВ6 водоносен. Из отложений васюганской свиты (пласт Ю1) был получен приток бурового раствора.  Первые разведочные скважины №№ 8-13 пробуренные в 1973-1974 гг. позволили установить, что залежь распространяется на всю группу локальных куполов, которые образуют Средне-Ватьеганскую структуру. В разрезах скважин, пробуренных на западном погружении поднятия, горизонт БВ8 оказался практически заглинизированным. Таким образом, уже на начальной стадии разведки в западной части площади была выявлена зона замещения песчаников горизонта глинами. В связи с необходимостью ускоренного ввода месторождения, в разработку 1976 году был составлен проект доразведки Повховского месторождения, где по Повховско - Больше - Котухтинской площади для бурение 61 скважины, включая 26 пробуренных на дату составления проекта.  Скважины предлагалось бурить по сетке 3х4 км в предполагаемой продуктивной зоне развития коллекторов пласта БВ8. Кроме того, в присводовых частях Больше-Котухтинской структуры проектировались две поисковые скважины на юрские отложения и одна в зоне сочетания с Вынгапурским месторождением со вскрытием нижнесреднеюрских пород. С целью разведки юрской залежи в пределах Больше-Котухтинской структуры в 1979 году были пробурены скважины, которые позволили установить некоторые закономерности в строении продуктивного пласта. Было установлено, что юрская залежь имеет подчиненное значение и основным объектом разведки и эксплуатации является горизонт БВ8. Дальнейшая доразведка месторождения производилась в основном с целью детализации основного объекта горизонта БВ8. За период с 1981 по 1982 гг. было пробурено 8 разведочных скважин. Выполненный дополнительный объем геологоразведочных работ не внес существенных изменений в представление о геологическом строении. По пластам БВ8 была уточнена граница залежи. С июня 1978 года Повховское месторождение введено в разработку согласно технологической схеме, утвержденной в 1976 году, в опытно-промышленной эксплуатации – находятся пласты ачимовской толщи.

2. Геологическая часть

2.1. Геологическая характеристика  месторождения

Геологический разрез Повховского месторождения  сложен мощной (более 3000м) толщей осадочных  терригенных пород мезо-кайнозойской и четвертичной групп, подстилаемых метаморфическими и изверженными породами палеозойского возраста. Осадочные мезозойские отложения являются объектом детального изучения, поскольку с ними связана промышленная нефтегазоносность Западно-Сибирской плиты.

Доюрские  образовния. Породы доюрских образований на Повховском месторождении ориентировочно вскрыты скважиной №105 при забое 3728м, где были подняты черные глинистые сланцы предположительно палеозойского возраста.

Юрская  система. Отложения юрской системы в пределах Западно-Сибирской плиты пользуются повсеместным распространением и на значительной части имеют выраженное двучленное строение. Осадки нижнего и среднего отделов юры, почти повсюду представлены континентальной толщей тюменской свиты, а верхнего породами преимущественно морского происхождения.

       Нижний +средний отделы (тюменская свита).

На месторождении  отложения вскрыты тринадцатью  поисково-разведочными скважинами. Разрез тюменской свиты сложен частым и неравномерным переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Для пород тюменской свиты характерно присутствие обильного углистого детрита, тонких прослоев бурых углей, конкреций и желваков сидерита. В составе свиты выделяется до 11 пластов песчаников (скв№105). В осадках тюменской свиты встречены отпечатки листовой флоры и споро-пыльцевые комплексы нижней и средней юры. Полная толщина осадков тюменской свиты достигает 700м.

   Верхний отдел.

Морские верхнеюрские отложения расчленяются на три свиты – васюганскую, георгиевскую и баженовскую.

Васюганская свита имеет двучленное строение. Нижняя подсвита преимущественно глинистая, сложена аргиллитами, реже встречаются прослои глинистых алевролитов и песчаников. В аргиллитах наблюдаются включения глауконитов, битумных глин. Верхняя часть характеризуется преобладанием песчаных разностей. К песчаникам верхней части васюганской свиты приурочен промышленно нефтеносный пласт Ю` . В породах васюганской свиты содержится фауна аммонитов и фораминифер коловейского и оксфордского ярусов. Толщина васюганской свиты 65-81м.