Характеристика месторождений ОАО "Сургутнефтегаз"
ОАО "Сургутнефегаз" - одно из крупнейших нефтегазодобывающих предприятий России. Общие сведения о районе Яунлорского месторождения. Характеристика нефтегазоносных пластов. Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пластов, особенности их применения.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 04.05.2017 |
| Размер файла | 3,9 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
3. При различии в 5 и более раз проницаемостей двух пропластков, разделенных глинистой перемычкой, закачиваемая вода практически не поступает в низкопроницаемый пропласток, в большинстве случаев, даже при повышении давления нагнетания.
4. К методам, выравнивающим профиль приемистости, безусловно, от носятся и ремонтно-изоляционные работы по ликвидации различных нарушений конструкции нагнетательных скважин (заколонные внутри - и межпластовые перетоки, негерметичность скважинного оборудования), так как в этом случае вопрос направления потоков закачиваемой воды приобретает кардинальный характер.
2.2.5 Методы, выравнивающие фронт вытеснения нефти водой
В соответствии с современными представлениями о механизме вытеснения нефти в пористых средах, под фронтом вытеснения нефти водой следует понимать конфигурацию по разрезу и площади пласта условной линии раздела содержащих в составе насыщающих флюидов закачиваемую воду. Такое определение не противоречит установленному факту опережающего увеличения водонасыщенности до критической в дальних чисто нефтяных зонах пласта задолго до подхода закачиваемой воды. Это явление, наиболее сильно проявляющееся в низкопроницаемых коллекторах, объясняется высокой подвижностью остаточной воды при увеличении перепада давления (начало закачки воды в нагнетательных скважинах). Кроме этого, расширение воронки депрессии в добывающих скважинах приводит к "отжиманию" рыхлосвязанной воды из подстилающих и покрывающих глин. В начальный период разработки пласта (пластовое давление равно первоначальному) этим явлением можно пренебречь, учитывая водопроницаемость глин (10-6-10-7 мкм2), однако в масштабах воронки депрессии при толщине глинистой перемычки 2 м объем дополнительно поступающей из нее воды в скважину может составить до 10 м3/сут (при величине отборов на максимуме потенциала пласта).
За счет этих факторов обводненность продукции в низкодебитных скважинах может составлять значительную величину, что стимулирует ложные представления о конфигурации фронта вытеснения на начальных стадиях разработки пласта.
Таким образом, под выравниванием фронта вытеснения нефти водой понимаются мероприятия, направленные на обеспечение максимально равномерного распределения потоков закачиваемой воды в разрезе и по площади удаленных от нагнетательных скважин зон с целью обеспечения максимальной конечной нефтеотдачи пласта.
2.3 Расчетная часть
2.3.1 Проектирование процесса закачки воды
Рассчитать основные показатели процесса закачки воды.
Дано:
Qнд, дебит дегазированной нефти, 12300 т/сут;
Qв, дебит дегазированной воды, 6200 т/сут;
Gо, газовый фактор, 60 м3/м3;
Pпл, среднее пластовое давление, 8,5 МПа;
б, коэффициент растворимости газа в нефти, 5 м3/ (м3 • МПа);
Tпл, пластовая температура, 303 K;
bнпл, объемный коэффициент нефти, 1,15;
pнд, плотность дегазированной нефти, 852 кг/м3;
bвпл, объемный коэффициент пластовой воды, 1,01;
Сс, стоимость нагнетательной скважины, 120 000 руб.;
Кпрм, коэффициент приемистости нагнетательной скважины, 50м3/ (сут • МПа);
t, время работы нагнетательной скважины, 12 лет;
pв, плотность нагнетаемой воды, 1050 кг/м3;
z, коэффициент сверхсжимаемости газа, 0,87.
Решение.
1. Оптимальное давление на устье нагнетательной скважины (ф.А.П. Крылова):
рун = МПа
При этом гидростатическое давление воды в скважине
pст=10-6 pв g Lc = 10-6 •
1050 • 9.81 • 1200 = 12,4 МПа
2. Давление на забое нагнетательной скважины:
Pзаб н = pун + 10-6 pв g Lс - pтр = 8,1 + 12,4 - 3 = 17,5 МПа
3. Объем нефти в пластовых условиях:
Vнпл = (103 Qнд bнпл) / pнд = (103 • 1,15) / 852 = 16,6 • 103 м3/сут
4. Объем свободного газа в пластовых условиях:
Vгсвпл = [Vнпл (Go - б pпл) z po Tпл] / (pпл Tст) = [16,6 • 103 • (60-5 • 8,5) • 0,87 • 0,1 • 303] / (8,5 • 293) = 3074 м3/ сут
5. Объем воды в пластовых условиях:
Vвпл = (103 Qв bвпл) / pв = (103 • 6200 • 1,01) / 1050 = 5963 м3/сут
6. Суточный объем закачки воды:
Vв = 1,2 (Vнпл + Vгсвпл + Vвпл) = 1,2 (16600 + 3074 +5963) = 30764 м3/сут
Ответ: Vв = 30764 м3/сут.; pун = 8,1 МПа
2.3.2 Расчет числа нагнетательных скважин
Рассчитать число нагнетательных скважин.
1. Приемистость одной скважины:
qвн = Кпрм (pзаб н - pпл) = 50 • (17,5 - 8,5) = 450 м3/сут
2. Число нагнетательных скважин:
n = Vв /qвн = 30764/450 = 68
Ответ: n = 68.
2.3.3 Проектирование закачки газа
Спроектировать процесс закачки газа с целью поддержания пластового давления.
Дано:
с, коэффициент пропорциональности, 24900 м3/ (сут • МПа2);
pзаб н, забойное давление нагнетания, 10 МПа.
Решение.
1. Необходимый объем закачиваемого газа в стандартных условиях:
Vгст = 1,3 (Vпл pпл Тст) / (z pо Тпл) = 1,3 • (30764 • 8,5 • 293) / (0,87 • 0,1 • 303) = 3778425 м3/сут
2. Поглотительная способность одной нагнетательной скважины:
qгст = с (p2заб н - p2 пл) = 24900 • (102 - 8,52) = 678525 м3/сут
3. Число нагнетательных скважин:
n = Vгст / qгст = 3778425/678525 = 6
Ответ: Vгст = 3778425 м3/сут.; n = 6.
2.3.4 Проектирование процесса внутрипластового горения
Рассчитать процесс внутрипластового горения на пятиточечном элементе.
Дано:
m, пористость терригенного пласта, 0,31;
h, толщина пласта, 5,55 м;
Тпл, пластовая температура, 303 К;
pнп, плотность пластовой нефти, 960 кг/м3;
pв, плотность воды, 1100 кг/м3;
sн, нефтенасыщенность пласта, 0,76;
sв, водонасыщенность пласта, 0,24;
a, расстояние от нагнетательной до добывающих скважин, 300 м;
pзаб д, забойное давление в добывающих скважинах, 10 МПа;
pзаб н, забойное давление в нагнетательной скважине, 21 МПа;
rс, радиус нагнетательной и добывающих скважин, 0,075 м;
k, проницаемость пласта для воздуха, 0,35 • 10-12 м2;
мг, вязкость воздуха в пластовых условиях, 1,8 • 10-5 Па • с;
g, расход топлива, 27,4 кг/м3;
V'окс, удельный расход окислителя, 14,7 м3/кг;
rф, радиус фронта горения в конце первого периода, 50 м;
бh, коэффициент охвата пласта по толщине, 0,9;
л, коэффициент нефтеотдачи на участках, не охваченных горением, 0,3.
Решение.
1. Объем воздуха для выжигания 1 м3 пласта:
V' = g V'окс = 27,4 • 14,7 = 402,8 м3/м3
2. Предельный темп закачки воздуха:
м3/сут
3. Скорость продвижения фронта горения:
wф = qпрв / (2рh V' rф) = 9,14 • 104/ (2 • 3,14 • 5,55 • 402,8 • 50) = 0,145 м/сут
По рис.11 определяем hэ = 5 м; wф min = 0,019 м/сут
Проверяют выполнение следующего условия:
wф > 3wф min = 0,057; rф = 50
iб = qпрв / (аhэ wф min V') = 9,14 • 104/ (300 • 5 • 0,019 • 402,8) = 7,96
По рис.12 определяем бs = 0,6
4. Определяем коэффициенты s1 и s2:
S1 = g / (pнп m) = 27,4/ (960 • 0,31) = 0,092
S2 = S1 V'окс Q'г / Q'н = 0,092 • 14,7 • 1,257/41,9 = 0,04
5. Коэффициент нефтеотдачи в выжженной зоне.
6. Коэффициент нефтеотдачи всего элемента.
где - коэффициент нефтеотдачи для зоны, не охваченной горением.
7. Длительность первого периода горения.
/wф = 50/0,145=345 сут
8. Потребное количество воздуха за этот период:
Vп = qпрв м3
9. Масса воздуха объемом Vп:
Gп = Vп 1,293 = 15,77106 1,293 = 20,39 106 кг
10. Масса смеси азота и паров воды:
Gсм =
кг
11. Радиус фронта горения к моменту прорыва оторочки в добывающие скважины:
ґфп = ґо / м
12. Площадь выжженной зоны:
Sг = 8000+ 348 (rфп - 50) =8000+348 (99,4-50) =25191,2 м2
13. Объем выжженной зоны:
Vг = Sг h h =25191,20.95,55=125830 м3
14. Суммарное количество воздуха для выжигания этого объема:
V = V' Vѓ/y =402,8125830/0,9=5,631107 м3
15. Время выжигания:
сут
16. Объем извлекаемой из пласта нефти:
Vн= 2а2 hэm sн = м3
17. Расход воздуха на извлечение 1 м3 нефти:
G0 =м3/м3
18. Дебит каждой добывающей скважины:
Qн = Vн / (4 м3/сут
Ответ: Qн = 39,24 м3/сут.
2.4 Экологическая безопасность
Все современные методы интенсификации нефтеотдачи пластов предполагают глубокое энергоемкое воздействие на коллектор, содержащийся в нем жидкий углеводород, изменение тонкой, молекулярной структуры флюида, его фазового, агрегатного состояния, давления, температуры и т.д. В большинстве случаев они оказываются потенциально опасными для загрязнения окружающей среды. Пагубное воздействие возможно на все экологически значимые объекты: воздух, воду, почву, растительный, животный мир и человека. Это обуславливает необходимость существования комплекса природоохранных мероприятий.
Также разработаны эффективные методы очистки и удаления выбросов в атмосферу. Существуют три основных способа очистки газов от газообразных и аэрозольных примесей: абсорбция жидкими поглотителями, адсорбция на твердых сорбентах и каталитическая очистка. При абсорбции жидкими поглотителями вредные примеси из отходящего газа поглощают растворителем. Выделенные компоненты используют для производственных целей, обезвреживают либо уничтожают. Абсорбционный метод применяют для очистки отходящих газов от сернистых соединений, паров кислот, окиси и двуокиси углерода и других токсичных углеводородов (фенол, формальдегид и др.). Адсорбция основана на поглощении примесей газов, подлежащих очистке твердыми веществами с большой удельной поверхности. Данные методы обеспечивают высокую степень очистки, что очень важно при удалении серосодержащих примесей, имеющих неприятные запахи даже при очень малых концентрациях.
В качестве сорбентов применяют активированный уголь, силикагелей, окислы металлов, цеолиты, ионообменные смолы и другие вещества. Недостатки метода - сложность оборудования и подверженность сорбентов механическому истиранию.
Каталитическая очистка газов основана на взаимодействии между собой удаляемых газов или дополнительно введенного компонента с ними в присутствии катализатора с образованием новых безвредных или менее вредных соединений. В процессе каталитического дожигания рекомендуется применение различных катализаторов для очистки газов от сернистого ангидрида: окислы металлов и их смеси, сульфиды металлов, паладий, платина и другие.
Заключение
Одним из важнейших направлений развития нефтегазового сектора России является повышение нефтеотдачи пластов. Эта проблема особенно актуальна в связи с необходимостью разработки месторождений с трудно извлекаемыми запасами, сложным геологическим строением, низкой проницаемостью и повышенной вязкостью нефти.
Наряду с развитием новых технологий и научно-техническими достижениями в области повышения нефтеотдачи, одной из важных составляющих решения этой проблемы является необходимость постоянного научного обеспечения - сопровождения разработки месторождений на базе развития и совершенствования профессионализма специалистов. В настоящее время качественное проведение мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов требует использования компьютерных технологий по результатам комплексных промыслово-геологических, геофизических, гидродинамических, лабораторных, сейсмических и других исследований; создание постоянно действующих геолого-технологических моделей; совершенствование техники и технологии интенсификации добычи; бурение горизонтальных скважин и боковых стволов; применение физико-химических методов, новых процессов и оборудования; мониторинг процессов повышения нефтеотдачи и т.д.
ОАО "Сургутнефтегаз" на Яунлорском месторождении преимущественно применяет физико-химические методы повышения нефтеотдачи, наиболее эффективными из которых являются методы очистки призабойной зоны пласта (кислотные композиции, щелочные композиции, закачка ПАВ, так как они существенно снижают межфазные натяжения на границе нефть-вода, легко сорбируются на поверхности породы, способствуют снижению обводненности продукции и другие действия). Также применяется очистка растворителями (бензиновые фракции переработки нефти, газоконденсат с добавками ПАВ) для разрушения асфальтено-смолистых и парафиновых отложений. Помимо этого используются методы, выравнивающие профиль приемистости нагнетательных скважин (ВПП) и методы, выравнивающие фронт вытеснения нефти водой (ВФВ).
Физико-химическое действие ПАВ в пластовых системах, разрабатываемых с применением заводнения весьма сложно и многообразно. Несмотря на обилие публикаций на эту тему, отдельные аспекты (в частности, вопросы десорбции ПАВ в пластовых условиях) следует признать малоизученными. Тем не менее, на основании теоретических, лабораторных исследований и промысловых испытаний достоверно установлено следующее: ПАВ могут существенно снижать межфазные натяжения на границе нефть-вода, благодаря чему капли нефти (в том числе окисленной) легко деформируются и соответственно уменьшается работа, необходимая для проталкивания их через сужения пор, что увеличивает скорость их перемещения в пласте. Этот же эффект используется для увеличения радиуса проникновения закачиваемых композиций повышенной вязкости, структурированных и дисперсных систем.
Вследствие своей дифильности (полярность и поляризуемость) агрегаты ПАВ легко сорбируются на поверхности породы, при этом в полимиктовых коллекторах и алевролитах адсорбция ПАВ в 5-6 раз выше, чем в кварцевых песчаниках и достигает 15-60 кг/м3 пористой среды.
При определенных (малоизученных) условиях возникает десорбция ПАВ, когда его концентрация в фильтруемом потоке скачкообразно увеличивается.
В связи с адсорбцией, разбавлением и процессами диффузии при закачке в пласт концентрация оторочки ПАВ непрерывно снижается.
Список использованной литературы
1. Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти: Справоч - ник. - М.: Недра. 1991. - 384. с.: ил.
2. Акульшин А.И., Бойко В.С., Зарубин Ю.А., Дорошенко В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин: Учеб. Для техникумов. - М.: Недра, 1989. - 480 с.: ил.
3. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти: Учеб. Пособие для техникумов. - М.: Недра, 1989. - 245 с.: ил.
4. Панов Г.Е., Петряшин Л.Ф., Лысяный Г.Н. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра, 1986, 244 с.: ил.
5. П.А. Николенко, Н.В. Воробьева. Подземный ремонт скважин.: Справочник. - М.: Недра. 2004. - 439 с.: ил.
Размещено на Allbest.ru
Подобные документы
Знакомство со скважиной, способы бурения, обустройства. Буровая установка. Фонтанный и насосный методы добычи нефти и газа. Повышение нефтеотдачи пластов. Технические мероприятия для воздействия на призабойную зону пласта. Подземный ремонт скважин.
отчет по практике [78,2 K], добавлен 24.03.2015Краткая геолого-промысловая характеристика нефтяного месторождения. Исследование пластов и продуктивности скважин. Сравнительный анализ результатов и особенности разработки нефтяных залежей. Проектирование методов повышения нефтеотдачи пластов.
курсовая работа [62,3 K], добавлен 20.07.2010Краткая характеристика Приобского нефтяного месторождения, геологическое строение данного района и описание продуктивных пластов, оценка запасов нефти и газа. Комплексные геофизические исследования: выбор и обоснование методов проведения полевых работ.
дипломная работа [560,6 K], добавлен 17.12.2012Динамика и состояние разработки Сабанчинского месторождения. Анализ показателей разработки, фонда скважин. Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов. Характеристика методов воздействия на призабойные зоны пласта для интенсификации добычи нефти.
курсовая работа [749,4 K], добавлен 26.04.2014Анализ Жирновского нефтегазового месторождения. Назначение и классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов. Состояние добычи нефти в ОАО "Лукойл". Геолого-промысловые и климатические условия применения технологии "АРС и П" при водонапорном режиме.
курсовая работа [814,7 K], добавлен 28.10.2011Экономико-географическая характеристика района работ. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи продуктивных пластов на Тагринском месторождении. Источники и объекты загрязнения окружающей среды.
дипломная работа [2,4 M], добавлен 09.10.2013Коллекторские свойства продуктивных горизонтов. Физико-химические свойства пластовых флюидов. Краткая технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин. Классификация современных методов повышения нефтеотдачи пластов. Расчет промывки забоя скважины.
курсовая работа [1,4 M], добавлен 19.05.2011Общая геологическая характеристика Биттемского месторождения. Геолого-петрофизическая характеристика продуктивных пластов месторождения. Комплекс, техника и методика геофизических исследований скважин. Методики выделения пластов-коллекторов пласта АС10.
курсовая работа [2,9 M], добавлен 25.01.2014Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов и общие сведения о запасах. История освоения месторождения. Анализ показателей работы фонда скважин. Основные методы для увеличения нефтеотдачи и вовлечения в разработку остаточных запасов нефти.
курсовая работа [6,5 M], добавлен 22.01.2015Общие сведения о районе Днепровского месторождения, его геолого-геофизическая характеристика. Методы разведки и разработки. Изучение коллекторских свойств продуктивных пластов месторождения. Состав пластовых флюидов. Этапы разработки месторождения.
дипломная работа [3,5 M], добавлен 10.11.2015
