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.