Курсовая работа: Повышение эффективности соляно-кислотных обработок скважин Татышлинского месторождения

Курсовая работа

Тема

Повышение эффективности соляно-кислотных обработок скважин Татышлинского месторождения

Оглавление

Введение

1. Теоретическая часть

1.1 Характеристика объекта и предмета исследования

1.1.1 Общие сведения о месторождении

1.1.2 Стратиграфия

1.1.3 Тектоника

1.1.4 Физико-химические свойства нефти, газа, воды

1.1.5 Нефтегазоносность

1.2 Методы решения задач и их сравнительная оценка, описание выбранной общей методики проведения исследований

1.2.1 Назначение и условия проведения кислотных обработок

1.2.2 Технология проведения кислотных обработок

1.2.3 Реагенты применяемые при кислотной обработке

2. Практическая часть

2.1 Литературный обзор по выбранной теме исследования

2.1.1 Анализ статьи «Разработка алгоритма определения технологических параметров нагнетания кислотного состава при обработке призабойной зоны пласта с учетом экономической эффективности»

2.1.2 Анализ статьи «Исследование основных технических характеристик соляно-кислотных составов различного типа и их сравнительная оценка»

2.1.3 Анализ статьи «Эффективность обработки призабойной зоны пласта»

2.2 Определение технологической эффективности предлагаемых мероприятий

Заключение

Список использованной литературы

Введение

Я, проходил производственную практику с 30.10.23 по 23.12.23 в нефтяной компании ООО «Башнефть - Добыча», под руководством ведущего технолога Аймурзин Р.Ф.

ООО «Сибнефть - Добыча» ? одно из крупнейших предприятий нефтегазовой промышленности Краснохолмского региона.

Квалифицированному применению новых МУН на промыслах значительную помощь оказывают научные организации (Башнипинефть), а также издание материалов, обобщающих их применение в виде ежегодных реферативных сборников, школы передового опыта по нефтеотдаче, монографии и сборники научных трудов по данной проблеме.

Несмотря на значительное развитие новых МУН в последние годы уровень дополнительной добычи нефти с их применением остается пока ниже потенциально возможных объемов внедрения, Это связано со слабым развитием целевого производства химпродуктов для нужд нефтедобычи и относительно высокого роста цен на некоторые из них, недостаточной оснащенностью техническими средствами для приготовления и закачивания химреагентов в пласт и отсутствием экономических льгот на дополнительную добычу нефти из трудноизвлекаемых запасов.

В процессе прохождения практики я выбрал тему курсовой работы: «Повышение эффективности соляно-кислотных обработок скважин Татышлинского месторождения». Я считаю, что данная тема достаточно актуальна на сегодняшний день. Перед собой поставил такие цели, как провести литературный обзор, по выбранной теме. Проанализировать источники информации, которые максимально подробно отражают актуальность темы, подчеркивают наличие проблемы, исследуют ее и предлагают методы решения. А также провести сравнение выбранных источников между собой, чтобы подчеркнуть важность и уникальность каждого из них.

1. Теоретическая часть

1.1 Характеристика объекта и предмета исследования

1.1.1 Общие сведения о месторождении

Татышлинское месторождение расположено на северо-западе Республики Башкортостан и частично - на юго-востоке Пермского края. В административном отношении территория месторождения входит в состав Краснокамского, Калтасинского, Дюртюлинского и Илишевского районов Башкортостана и Каракулинского района Республики Удмуртия.

Рисунок 1 - Обзорная карта района Татышлинского нефтяного месторождения

На обзорной карте (рисунок 1) представлены населенные пункты и основные коммуникации территории месторождения: дороги, ЛЭП, нефте- и газопроводы, УКПН, НСП, системы нефтесборных парков (Ташкиново, Ашит, Шушнур, Кутерем, Кереметово, Ангасяк) и нефтепроводов, подключенных к основной магистрали Арлан - Чекмагуш-Уфа. Через район также проходит магистральный нефтепровод Альметьевск - Пермь. Через Нефтекамск проходит ветка Горьковской железной дороги Амзя - Нефтекамск - Агидель. Месторождение, разрабатываемое силами нефтегазодобывающего управления «Арланнефть», открыто в 1955 году. Сбор нефти осуществляется по однотрубной системе и транспортируется по основной магистрали нефтепровода Арлан-Чекмагуш-Уфа. Добываемый с нефтью растворенный газ используется на местные нужды. Разведочные работы на площади месторождения были начаты в 1955 году на основе структурно-поискового бурения и закончены в 1982 году.

1.1.2 Стратиграфия

Геологический разрез Татшлинского месторождения представляет собой типичный разрез платформенной части Башкирии. В пределах месторождения он вскрыт до глубины 1950 метров (скважина 7019) и представлен отложениями четвертичной, третичной, пермской, каменноугольной и девонской систем.

На терригенную толщу нижнего карбона, песчаные пласты которых являются основными коллекторами, приходятся основные запасы нефти Татышлинского месторождения. Тип залежи - пластовая, тип коллектора - поровый. Толща сложена пластами кварцевых песчаников, алевролитов и аргиллитов.

Коллекторские свойства песчаников изменяются в широких пределах. Средняя пористость продуктивных горизонтов ТТНК составляет 24,2%, проницаемость сильно изменяется в зависимости от содержания глинистого материала и составляет в среднем 0,5 мкм2.

При средней общей толщине 19,6 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пластов основного тульско-бобриковского горизонта составляет 3,6 м. Эти же пласты обладают наибольшей неоднородностью, зачастую они замещаются непроницаемыми породами.

Уровень ВНК установлен на абсолютной отметке 1186 м.

Карбонатные породы здесь занимают подчиненное положение. Это органогенно-обломочные, зернистые известняки, доломиты турнейского яруса.

Средняя общая толщина пластов 7,2 м, средняя нефтенасыщенная толщина не превышает 2-3 м. Пористость известняков сильно различается и составляет в среднем 13%, проницаемость изменяется в широких пределах (от 0,001 до 1-2мкм 2), в среднем 0,06мкм2. Уровень ВНК установлен на абсолютной отметке 1226 м. Сложность строения карбонатных коллекторов определяет их трудность разработки. Нефти ТТНК тяжелые, плотность в пределах 0,880-0,889т/м3, вязкие, вязкость в пределах 25,8-33,9мПа·с, содержат серу - 2,7%, парафин - 2,4%. В турнейском ярусе нижнего карбона содержатся высоковязкие нефти - 72,2мПа·с. Здесь же отмечено самое высокое содержание серы - 2,98% и парафина - 2,6%. Для того, чтобы добытая нефть попадала в разряд товарной, ей необходимо пройти множество очисток. Так как продукция обводненная, нефть проходит достаточно длительную стадию обезвоживания.

Тульский горизонт. Коллектор пласта CIV представлен песчаниками кварцевыми, мелкозернистыми, алевритистыми, не отсортированными. Зерна кварца угловатые, размером 0,02-0,15 мм, преобладают размеры 0,10-0,15 мм. Примесь алевритового материала достигает 30-40%, цемент углисто-глинистый, прослоями глинистый, базальный. Коллекторские свойства пласта изучались по данным лабораторных исследований керна: пористость из нефтяной части пласта по керну определена по 71 образцу из 15 скважин, проницаемость из нефтяной части по 43 образцам из 14 скважин. По результатам лабораторных исследований керна проницаемость пласта CIV изменяется от 0,072 до 1,002 мкм2, среднее значение проницаемости пласта 0,438 мкм2. Проницаемость нефтяной части пласта изменяется в пределах 0,016-1,21 мкм2, составляя в среднем 0,419 мкм2. Среднее значение пористости по керну равно 0,211 д.ед., она изменяется в пределах 0,172-0,259 д.ед. Пористость по ГИС (158 определений из 153 скважин) изменяется от 0,155 до 0,248 д.ед. Среднее значение пористости по ГИС равно 0,209 д.ед. Принятая пористость при проектировании равно 0,210 д.ед.

Бобриковский горизонт. Пласт CVI представлен песчаниками кварцевыми, разнозернистыми, не отсортированными; преобладают полуокатанные формы зерен. Пористость из нефтяной части пласта по керну определена по 7 образцам из 3 скважин, она изменяется от 0,185 до 0,250 д.ед. Среднее значение 0,219 д.ед. Пористость по ГИС ( 20 определений из 16 скважин ) изменяется от 0,179 до 0,280 д.ед. Среднее значение 0,213 д.ед. Принятая пористость при проектировании равно 0,220 д.ед. Проницаемость по керну изменяется в диапазоне от 0,043 до 3,723 мкм2, среднее значение 1,182 мкм2.

1.1.3 Тектоника

Расположенная на северо-западе Барская седловина примыкает к обширной Верхнекамской впадине, а на юго-востоке постепенно переходит в Восточный склон Русской платформы.

Татышлинское нефтяное месторождение приурочено к юго-западному борту Пермского прогиба, где проходит полоса разломов, идущих вдоль северо-восточного склона Татарского свода и ориентированных в северо-западном направлении.

На юго-западном борту Бирской седловины в междуречье Сюнь и База падение кровли горизонта составляет 3-4 м., и на 1 км., около 10-140. Далее к востоку от оси Бирской седловины падение слоев в среднем составляет 2 м. на 1 км. Особый интерес представляют замкнутые опускания, большинство которых сосредоточены в северной части зоны. Размеры мелких опусканий по кровле терригенной толщи изменяются от З, 5 х2, 5 км до 0,7 х 0,4 км., глубины от 5 до 20 метров.

Татшлинское нефтяное месторождение связано со сложными тектоно-седиментационными структурами, формирование которых происходило в течении длительного времени под влиянием тектонических, седиментационных, гравитационных и других факторов.

Татышлинское месторождение находится в юго-восточной части Пермского края. Оно расположено на правом берегу р. Белая.

Наиболее крупными населенными пунктами, ближе всех расположенными к вятскому месторождению, являются города Куеда, и Янаул одновременно являются крупными ж.д. станциями Казанской железной дорогой.

1.1.4 Физико-химические свойства нефти, газа, воды Арланского месторождения

Характерным для нефтей терригенных отложений нижнего карбона Татышлинского месторождения является низкое газосодержание и давление насыщения, что повышает вязкость нефтей всех пластов, низкое пластовое давление и температуру.

Исследования поверхностных нефтей показали, что нефти терригенных отложений нижнего карбона тяжелые, вязкие.

По химическому составу нефти высокосернистые, высокосмолистые, парафинистые. Содержание серы 2-4%, парафина 3-4.5%, смол 14.2-20.0%, асфальтенов 4.2-8.9%.

В таблице 1 дана характеристика нефти различных горизонтов Татышлинского месторождения.

Таблица 1

Свойства нефти Татышлинского месторождения

Таблица 2

Состав вод пласта CVI