Анализ и перспективы применения технологии парогравитацинного дренирования в ходе дальнейшей разработки Ашальчинского месторождения

ЗАДАНИЕ на ВКР 2
КАЛЕНДАРНЫЙ ГРАФИКА 4
СОДЕРЖАНИЕ 5
ВВЕДЕНИЕ 7
Перечень применяемых сокращений 8
1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 9
1.1 Общие сведения о месторождении 10
1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика 10
1.3 Тектоническое строение 13
1.4 Нефтегазоносность 15
1.5 Свойства и состав пластовых флюидов 16
2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 18
2.1 Анализ разработки Ашальчинского месторождения 19
2.2 Анализ структуры фонда скважин 20
2.3 Парогравитационный 21
2.4 Эффкетивности технологии парогравитационного дренирования на Ашальчинского месторождения 27
2.5 Модификация парогравитационного способа воздействия на пласт 32
3 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 35
3.1 Оборудование и техника для проведения парогравитационного дренажа на Ашальчинского месторождении 36
3.1.1 Термостойкий пакер ПТК4К-150-350 36
3.1.2 Парогенераторная установка (ПУ) 37
3.1.3 Насосно-компрессорных труб (НКТ) 39
4 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ 41
4.1 Производственная безопасность 42
4.2 Анализ потенциальных опасных и вредных производственных факторов при проведении работ 43
4.3 Обеспечение безопасности технологического процесса 44
4.4 Обеспечение взрывопожарной и пожарной безопасности 45
4.5 Обеспечение безопасности в аварийных и чрезвычайных ситуациях 47
4.6 Экологичность проекта 49
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 49
СПИСОК 50
ПРИЛОЖЕНИЯ 52

Весь текст будет доступен после покупки

На Ашальчинском месторождении имеются большие запасы тяжелых нефтей и природных битумов, являющихся одним из важнейших перспективных источников углеводородного сырья. Эти запасы сосредоточены на сравнительно небольшой глубине, однако относятся к трудноизвлекаемым. Тяжелые нефти харастеризуются плотностью более 901 кг/м, высокой вязкостью, которая повышается по мере увеличения плотности, низким водородо-углеродным отношением, а также значительным содержанием серы, асфальтенов и тяжелых металлов. Эти факторы усложняют проблему добычи и переработки, однако, объем их запасов заслуживает того, чтобы исследовать задачи по совершенствованию существующих и созданию новых способов извлечения.
Для добычи тяжелой битумной нефти в «Татнефти» применяются различные технологии, в том числе паровой гравитационный дренаж SAGD.

Весь текст будет доступен после покупки

1.1 Общие сведения о месторождении
АшальчинскогоместорождениярасположеныназемляхЧеремшанскогоиАльметьевскогорайоновРеспубликиТатарстан,в3километрахксеверуотгорода Черемшан и в 45 километрах западнее города Альметьевск (Рисунок 1.1).По данным бурения, в геологическом строении осадочного чехла Ашальчинскогоместорожденияпринимаютучастиеотложениядевонской,каменноугольной,пермской,неогеновойичетвертичнойсистем.Основнаямассабитуминознойнефтисвязана спермскими отложениями [2].



Рисунок1.1–ОбзорнаякартаТатарстана

1.2Литолого-стратиграфическая характеристика
Ашальчинскоеподнятиепредставляетсобойбрахиантиклинальсеверо-западного простирания, размером 3,18 х 2,13 км и амплитудой 40 метров. В юго-восточной части поднятие осложнено врезом, который делит поднятие на двенеравные части (Рисунок 1.2) [2]. На склонах поднятия толщина песчаной пачкисокращенадо3,2метров.

Рисунок 1.2 – Литолого-стратиграфическая характеристика Ашальчинского поднятия
Южно-Ашальчинскоеподнятиепредставляетсобойбрахиантиклинальсеверо-западногопростирания,размером3,5х0,8км,амплитудой15метров.Указанноеподнятиеосложнено тремя небольшими куполами.
Уфимскийярус(Р2u)впределахАшальчинскогоместорождения,представленшешминскимгоризонтом(Р2ss).Внемвыделяютсядвепачки:нижняя-песчано-глинистая(Р2ss1)иверхняя–песчаная(Р2ss2).Кнейнаоснованииданныхгеофизическихисследованийскважин(ГИС),кернаирезультатов опробования скважин приурочены промышленные залежи нефти. Вподошвезалежейпрослеживается водобитумныйконтакт[3].
Пачка(Р2ss2)сложенапескамиипесчаникамиразличнойстепенисцементированности:отрыхлыхдоплотных,сильноизвестковистыхипочтинепроницаемых, алевролитами с косой и волнистой слоистостью. В верхней частипачки песчаники рыхлые, обычно интенсивно насыщенны битуминозной нефтью,которая служит цементирующим материалом. В нижней части пачки песчаникиплотные,известковистые,участкамипиритизированные,насыщениебитуминознойнефтьюнеравномерное,отмеченыпрослоирыхлыхводоносныхпесчаников.Впесчанойпачкевстречаютсямаломощныепрослоиглин,алевролитовиизвестняков,расположенныенеравномернопоразрезу,восновномв краевых частях. В гранулометрическом составе песчаников преобладает мелкозернистая фракция с размерами з?рен 0,1-0,2 мм, доля которой составляет 58-81 процент, реже встречается среднезернистая с размерами з?рен 0,2-0,5 мм [2,3]. Пачка представляет собой пластовый резервуар переменной толщины. Она выдержана по площади, практически нигде не выклинивается. За счет участков повышенной толщины образуются песчаные тела в виде локальных куполовидных структур, контролирующих залежи нефти[2].
Региональной покрышкой для залежей битуминозной нефти Ашальчинскогоместорожденияявляетсяпачкаплотных,частоизвестковистых,аргиллитоподобныхглин,залегающихвнижнейчастибайтуганскогогоризонтанижнеказанскогоподъяруса(«лингуловыеглины»),минимальнаятолщинакоторых(2,5метра)отмеченанаСеверо-Ашальчинскомподнятии.
Всводовыхчастяхпесчаныхобразований Р2ss2 толщина покрышки минимальна, а на склонах - возрастает до41,7 метров. То есть толщина продуктивного пласта обратно пропорциональнатолщине покрышки, поэтому в краевых зонах пласта проведение ОПР возможно сминимальнымриском.
Рисунок 1.3 – Геологический разрез Ашальчинского поднятия

1.3 Тектоническое строение
В тектоническом плане Ашальчинское месторождение представляет собойсклон,пологопогружающийсявзападномиюго-западномнаправлениях.Наего фоне выделены Большекаменская и Ашальчинская положительные валообразные структурные формы северо-западного простирания. Они осложнены по простиранию поднятиями песчаников толщиной до 41,5 метров.
Поднятия отделены друг от друга участками сокращ?нной (до 2,5 - 5 метров) толщины песчаной пачки. Глубина залегания кровли продуктивного пласта варьирует в интервале от 45 до 220 метров. Характерной особенностью скоплений битуминозной нефти, связанных с моноклинальными склонами, является большая площадь распространения битумосодержащих пород, нередко при значительной их толщине [4].
К Большекаменской структурной зоне приурочена залежь битуминозной нефти Больше-Каменского поднятия, дополнительно осложненная брахиантиклиналями субмеридионального и северо-западного простирания. К брахиантиклинали субмеридионального направления приурочены западный и восточный куполы. Западный купол характеризуется размерами 1,3 х 0,84 км и амплитудой 15 метров, восточный купол при размерах 1,6 х 0,6 км, имеет амплитуду в 20 метров. Брахиантиклиналь северо-западного простирания размером 1,5 х 0,9 км отличается амплитудой в 20 метров.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Апытыкаев Г.А., Сулейманов А.Г. Интенсификация добычи и увеличение МРП скважин, оборудованных ПУ, методом КПР // Инженерная практика, 2011г.
2. Бачурин Б.А., Одинцова Т.А. - Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, № 9-10, 2011 г.
3. Валеев, Р.Н. Битумонефтегазоносные бассейны / Валеев Р.Н., Юдин Г.Т., Гисматуллин Р.М., Штейнгольц В.Л. В сб.: Геология битумов и битумовмещающих пород. М.: Наука, 1979, с. 3-14
4. Галлямов М.Н., Рахимкулов Р.Ш. Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин на поздней стадии разработки месторождения: учебник. М.: Недра, 1978 г
5.ГОСТ 12.0.003-74 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Опасные и вредные производственные факторы.
6.ГОСТ 12.1.003-83 ССБТ. Шум. Общие требования безопасности
7.ГОСТ 12.1.004-91 ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования
8.ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны
9.ГОСТ 12.4.011-89 ССБТ Средства защиты работающих. Классификация
10.ГОСТ 24346-80 Вибрация. Термины и определения

Весь текст будет доступен после покупки