Содержание
Введение
1. ООО «Татнефть — ЛениногорскРемСервис»
. Геолого-физическая характеристика Сабанчинского месторождения
.1 Общие сведения о районе работ
.2 Литолого-физическая характеристика разреза
.3 Общая характеристика продуктивных пластов
.4 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов
.4.1 Физико-химическая характеристика нефти и газа
. Динамика и состояние разработки Сабанчинского месторождения. Анализ показателей разработки, анализ фонда скважин, современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
. Характеристика методов воздействия на призабойные зоны пласта для интенсификации добычи нефти
. Результаты применения методов воздействия на призабойные зоны пласта для интенсификации добычи нефти из выбранного объекта
.1 Проектирование ГРП
Нужна помощь в написании отчета?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Поможем с характеристой и презентацией. Правки внесем бесплатно.
.2 Анализ результатов расчета
.3 Характеристика материалов и реагентов
. Проектирование применения одного из методов воздействия на призабойные зоны пласта для интенсификации добычи нефти из выбранного объекта
Заключеиие
Список использованной литературы
месторождение пластовый жидкость нефть
Введение
В данном курсовом проекте рассмотрена эффективность ГРП по Сабанчинскому месторождению. Актуальность темы заключается в том, что разработка нефтяных месторождений в настоящее время находится на заключительной стадии разработки.
За долгий период эксплуатации скважин состояние призабойной зоны пласта (ПЗП) существенно изменилось, ухудшились его коллекторские свойства, снизилась проницаемость, уменьшилась нефтеотдача.
Снижение естественной емкостно-фильтрационной характеристики ПЗП в основном обусловлено следующими причинами:
— частичная или полная кольматация поровых каналов глинистым раствором или фильтратом;
засорение ПЗП при ремонтных работах в процессе эксплуатации скважин;
выпадение в ПЗП и адсорбция асфальтеносмолистых и парафиновых частиц на поверхности поровых и перфорационных каналов из-за изменения термодинамических условий в процессе эксплуатации.
В связи с этим за долгие годы разработки на месторождениях НГДУ «Бавлынефть» заметно снизилась добыча нефти, увеличилась обводненность продукции.
Нужна помощь в написании отчета?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Поможем с характеристой и презентацией. Правки внесем бесплатно.
Улучшение состояния ПЗП ведет к увеличению дебита скважин и в конечном итоге к увеличению коэффициента нефтеотдачи пласта.
Гидроразрыв пласта является одним из наиболее эффективных методов увеличения нефтеотдачи, заключающийся в создании высокопроницаемых каналов фильтрации путем заполнения образовавшихся в пласте трещин песком или каким-либо другим наполнителем.
1. ООО «Татнефть — ЛениногорскРемСервис»
На 1 апреля 2008 года общая численность персонала ООО «Татнефть — ЛениногорскРемСервис» составляет 894 человека, в том числе рабочих — 676, руководителей специалистов и служащих (РСС) — 218.
Таблица 1 Распределение численности персонала по подразделениям ООО «Татнефть — ЛениногорскРемСервис»
Таблица 2 Основные производственные функции подразделений ООО «Татнефть — ЛениногорскРемСервис»
Таблица 3 — Распределение работников предприятия по уровню образования
Таблица 4 Распределение по полу, национальности и возрасту
Таблица 5 Распределение численности рабочих основных профессий в разрезе цехов
2. Геолого-физическая характеристика Сабанчинского месторождения
Нужна помощь в написании отчета?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Поможем с характеристой и презентацией. Правки внесем бесплатно.
2.1 Общие сведения о районе работ
В административном отношении Сабанчинское месторождение находится на землях Бавлинского района Татарстана, с pазвитой инфpаструктуpой, обеспеченного энергетическими мощностями, рабочей силой, путями сообщения. Месторождение относится к сложным, насчитывая по разрезу четыре продуктивных горизонтов, которые в свою очередь подразделяются на пласты и пропластки.
Орогидрография района
Сабанчинское нефтяное месторождение расположено в северной части Бавлинского района Республики Татарстан, в 12 км к юго-востоку от разрабатываемого Ромашкинского месторождения и 20 км севернее Бавлинского. На юге-востоке оно граничит с Туймазинским месторождением, разрабатываемым объединением «Башнефть». Расстояние до ближайших железнодорожных станций Бугульмы и Ютазы Самарской дороги 20 … 30 км. В геоморфологическом отношении месторождение расположено в пределах Бугульминского плато, довольно расчлененного. Абсолютные уровни колеблются от 350 … 365 м на водоразделах, до 110 … 120 м в речных долинах. Климат, как и на всей территории Татарстана, континентальный. Перепады температур от 370С до минус 490С среднегодовая 260С. Годовое количество осадков 400 … 450 мм. Почвы района в основном черноземные, имеются участки с выходами коренных пород. Из полезных ископаемых, кроме нефти, известны месторождения минерального и строительного сырья: известняки, гравий, пески, глины строительные. Для питьевых целей используются подземные воды из пермских отложений, для промышленных — воды рек Ика, Дымка и Зая. Первооткрывательницей Сабанчинского месторождения явилась в 1963г. сквaжина № 27, заложенная трестом в сводовой части бобриковского поднятия. При бурении поисковой скважиной № 4 в 1965г. промышленный приток нефти был получен из пласта ДIпашийского горизонта. В 1975г. разведочная скважина № 71, пробуренная на севере месторождения открыла залежь нефти в фаменском ярусе
.2 Литолого-физическая характеристика разреза
Продуктивными отложениями являются терригенные пласты-коллекторы девона (Н=1780 м), нижнего карбона (Н=1220 м ) и карбонатные породы девона (H = 1460 м). На месторождении выявлено 13 залежей нефти, практически совпадающих в плане по продуктивным горизонтам и контролируемых небольшими куполовидными поднятиями, в ряде случаев обьединяющихся единой стратоизогипсой. Терригенные коллекторы, сложенные песчаниками и алевролитами, относятся по В. Н. Дахнову к типу поровых, средне- и высокоемких, низко- и высокопроницаемых. Карбонатные коллекторы, сложенные известняками различных структурных разностей, относятся к типу трещинно- поровых, низко- и среднеемких, среднепроницаемых. Режим залежей упруго-водонапорный. Воды представляют высокоминерализованные рассолы (М= 241-276 г/л) хлоркальциевого типа по В. А. Сулину. Нефти девонских отложений относятся к типу сернистых, парафинистых, смолистых. Нефти отложений бобриковского горизонта относятся к типу тяжелых, высокосернистых, парафинистых, высокосмолистых.По количеству запасов месторождение относится к классу средних.Месторождение открыто в 1963 году и введено в промышленную разработку в 1974 году.На месторождении выделено три эксплуатационных объекта, в т.ч. основных три (пашийского, данково-лебедянского, бобриковского возрастов). Разбуриваниебобриковского объекта осуществляется по комбинированной сетке с расстоянием между скважинами от 350 до 500м., данково-лебедянского и пашийского (3залежи) по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 400м. Cистемазаводнения пятирядная с блоковым разрезанием и законтурная. С целью увеличения КИН применяются полимерноезаводнение и ИКНН и ГРП. На 1.01.1993 г на месторождении пробурено 678 скважин, в т.ч. 528 добывающих ,119 нагнетательных, 31 прочих категорий. В разработке находятся бобриковский объекты, пашийский и данково-лебедянский зксплуатируются единичными скважинами. Годовая добыча нефти составляет 751 тыс.т., жидкости — 3920 тыс.т. Текущие дебиты нефти 5,7 т/сут., жидкости 29,7 т/сут. С начала разработки отобрано 21184 тыс.т.нефти, 67244 тыс.т.жидкости. Обводненность составляет 80,8 %. Коэффициент нефтеизвлечения: пpоектный 0,370 д.ед.; без применения новейших МУН 0,359 д.ед.; текущий на 1.01.1994 года — 0,245.
.3 Общая характеристика продуктивных пластов
Промышленные скопления нефти на территории Сабанчинского месторождения приурочены к пашийскому горизонту (пласты DIа+б), фаменскому ярусу (пласт DIII) и бобриковскому горизонту, который является основным объектом разработки.
По принятой в настоящее время в объединении «Татнефть» индексации, в бобриковском горизонте выделяются, снизу вверх, пласты Б-1, Б-2, Б-3 и Б-4. На Сабанчинском месторождении в толще коллекторов практически невозможно выделить отдельные пласты, найти их границы по разрезу. Нижний пласт Б-1 имеет линзовидное строение, часто представлен плотными породами, а в большинстве скважин, где он является коллектором, лежит ниже уровня ВНК. Пласты Б-2 и Б-3 являются основными на Сабанчинском месторождении, представлены в большинстве случаев высокопористыми проницаемыми песчаниками. Пласт Б-4 имеет небольшую толщину, малую площадь распространения, представлен глинистыми плотными породами. В тех редких случаях, когда пласт Б-4 представлен песчаниками, он сливается с нижележащей толщей. Единый бобриковский пласт залегает в основном интервале 3-14 м от кровли турнейского яруса, чаще всего в интервале 5-11 м. Средняя толщина нефтенасыщенных коллекторов по продуктивным скважинам составляет 6,72 м, а по расчету нефтенасыщенных объектов — 4,5 м. Коэффициент расчлененности, вычисленный с учетом всех пропластков коллекторов, в том числе и водоносных, составляет 1,24, а без водоносных пропластков и если не учитывать глинистых перемычек тоньше 1 м — всего 1,13. Этот объект составляет основную залежь, которая вытянута на 20 км с юго-востока на северо-запад при ширине от 1,7 до 9,5 км, и две небольшие залежи на севере и юге, величиной соответственно 1,9 х 2,1 км и 3,8 х 3,0 км. Анализ измерения границ залежей, по сравнению с 1979г. проведен с севера на юг, по блокам. Отдельная залежь на 8 блоке, после уточнения границ обширной зоны замещения к югу и западу от нее, немного уменьшилась по площади. На севере и западе первого блока, относящегося к основной залежи, изменения границ при разбуривании взаимно компенсировалось. Внешний контур второго блока раздвинулся как на северо-западе, так и в восточной части. Границы третьего блока на западе почти не изменились, а на востоке, после разбуривания участка на границе с Туймазинским месторождением ( скважина №2104, 2109, 2151, 2157 ), площадь залежи выросла. Четвертый блок, залежь которого, по данным 1979г., представлялась отдельными куполами, после бурения скважины №1887, 1888 соединилась с основной структурой и площадью этого участка расширилась. На четвертом блоке с одной стороны, границы залежи несколько раздвинулись, с другой стороны, увеличились зоны отсутствия коллекторов в пределах контура нефтеносности. На пятом блоке, за счет разбуривании участка повышенной мощности на западе (скважина №1990, 1992, 2006, 2007 ), площадь залежи несколько расширилась, но она еще более уменьшилась на юге и в центральной части за счет обширной зоны замещения и вследствие усложнения контуров нефтеносности, которые замкнули с юга основную залежь гораздо севернее, чем намечалось в подсчете 1979г.
Восьмой блок, поновым данным, является отдельной залежью, отделяющейся пологим прогибом от основной на севере и зоной замещения на юге от Туймазинского месторождения (скважина №679,1579, 1057, 1616). Почти вся площадь этого блока, в результате бурения эксплуатационных скважин №2158, 2175, оказалась за пределами старого контура. Таким образом, эксплуатационное разбуриваниебобриковского горизонта существенно раздвинуло границы залежи и в то же время уточнило расположение зон замещения, увеличило их, особенно в южной части. В результате общая площадь нефтеносности возросла на 5,74 %.В то же время при бурении новых скважин были вскрыты несколько участков повышенной мощности, 6 … 8 м и более, на севере, в первом и втором блоках, на востоке третьего и четвертого блоков, на западе четвертого и пятого блоков. В результате средневзвешенная толщина нефтенасыщенных коллекторов по объекту увеличилась от 3,99 м до 4,5 м. Средняя отметка ВНК, по данным 118 скважин, составляет 965,6 м, в том числе по скважинам с удлинением до 20 м — 965,8м, свыше 20 м — 965,5 м. При общей тенденции некоторого повышения уровня ВНК с севера на юг и юго-восток (от отметок 966-969 м и 959-962 м), изменением ВНК в конкретных скважинах больше обусловлено наличием значительных наклонов ствола скважин (до 30-450, при удлинении свыше 20 м), чем общим геологическими закономерностями. Тип залежи пластовый, сводовый, литологически ограниченный. Самая высокая отметка кровли продуктивного пласта отмечена в скважине №1939 ( минус 944.7 м), этаж нефтеносности залежи до 24 м.
.4 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов
.4.1 Физико-химическая характеристика нефти и газа
Исследование физико-химических свойств нефтей в пластовых и поверхностных условиях проводилось по пластовым пробам в ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ. Пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ПД-3 и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ (вискозиметр высокого давления универсальный) и капиллярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти и газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался нахромотографах типа «Кристалл-200М». Все данные исследования приведены согласно РД 153-39-007-96 «Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений».
Всего по бобриковскому горизонту Сабанчинского месторождения проанализировано: пластовых — 108 проб, поверхностных — 61 проба. При обработке данных была произведена отбраковка результатов некачественных анализов, в расчет принимались только качественные. Ниже приводится краткая характеристика нефти по бобриковскому горизонту.
Исследование свойств нефти бобриковского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 36 скважин.
Данные исследования показывают, что параметры пластовой нефти бобриковского горизонта в целом по месторождению изменяются в следующих пределах: давление насыщения изменяется от 2,1 до 6,1 МПа, среднее значение которого равно 3,81 МПа; газосодержание — от 9,9 до 36,6 м3/т, среднее значение которого равно 22,9 м3/т; объемный коэффициент — от 1,038 до 1,117, среднее значение которого равно 1,0643; вязкость пластовой нефти изменяется от 12,0 до 43,15 мПа.с, среднее значение которой составляет 18,79 мПа.с (таблица 1).
Результаты этих анализов были учтены при обобщении материала и расчете средних значений параметров. Плотность пластовой нефти — 848,0кг/м3, сепарированной — 888 кг/м3. Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти приведён в таблице 1.
Таблица 1 Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти
Содержание серы в нефти изменяется от 1,5 до 4,1% масс, в среднем равно 2,45%, асфальтенов — от 2,7 до 11,5%, в среднем 5,9% , парафинов — от 1,9 до 5,1%, среднее значение равно 2,99 % весовых.
Нефти бобриковского горизонта относятся к группе вязких, высокосернистых и парафиновых нефтей
Водоносные горизонты бобриковских отложений изучались при опробовании пластов — коллекторов глубоких разведочных и эксплуатационных скважин и по данным промысловой геофизики. При опробовании проводились замеры дебита воды, отбирались пробы воды на анализ.
В бобриковско-тульских отложениях нижнего карбона преимущественно водоносны песчаники и алевролиты. Водообильность их колеблется в пределах от 60 до 100 м3/сут при различных динамических уровнях. Статистические уровни устанавливаются на абсолютных отметках от +7,5 до — 17,25 м. Режим залежей, приуроченных к этим отложениям, упруговодонапорный. По химическому составу пластовые воды относятся к хлоркальциевому типу по В.А. Сулину.
Общая минерализация составляет 220,0 — 267,3 г/л, плотность — 1157 -1174 кг/м3, вязкость — 1,72-1,78 мПа.с. Растворенный в воде газ метаново-азотный, газонасыщенность — 0,139-0,745 м3/т, упругость газа составляет — 3,0-6,5 МПа, объемный коэффициент — 1,001.
Органическое вещество пластовых вод представлено углеродом битумной фракции, окисляемостью йодатной и перманганатной, фенолами и общим азотом.
Кизеловский горизонт
По кизеловскому горизонту свойства и состав нефти оценивались по результатам исследований 12 проб, отобранных из 4 скважин.
Пластовая нефть горизонта характеризуется давлением насыщения равным 3,27 МПа, газосодержанием, составляющим 20,1 м3/т. По величинам плотности и вязкости нефть относится к числу средних, с повышенной вязкостью. Нефть является сернистой (3,4 % масс.), парафиновой (1,78 % масс.), смолистой (12,7 % масс.). Содержание фракций, выкипающих до температуры 300 ОС, составляет 41 % объемн.
Нужна помощь в написании отчета?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Поможем с характеристой и презентацией. Правки внесем бесплатно.
Бобриковский горизонт
По бобриковскому горизонту исследовано 87-107 проб пластовой и 5-56 проб поверхностной нефти.
По результатам исследований давление насыщения нефти газом составляет 3,81 МПа, газосодержание — 22,9 м3/т, плотность и вязкость пластовой нефти соответственно составляют 856,1 кг/м3 и 18,79 мПа·с.
По свойствам нефть относится к числу средних, с повышенной вязкостью. По составу она является сернистой (2,45 % масс.), парафиновой (2,99 % масс.), смолистой (13,84 % масс).
Содержание фракций, выкипающих до температуры 300 ОС, составляет 43,7 % объемн.
3. Динамика и состояние разработки Сабанчинского месторождения. Анализ показателей разработки, анализ фонда скважин, современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
Сабанчинское месторождение введено в промышленную разработку в 1979 году согласно технологической схемы разработки, составленной К