Интенсификация добычи нефти на месторождениях в поздней стадии разработки, на примере Туймазинского нефтяного месторождения

ЗАДАНИЕ ……………………………………………….……………………….......… 2
КАЛЕНДАРНЫЙ ГРАФИК………………………………………………...………… 4
СОДЕРЖАНИЕ…………………………………………………………….………...… 5
ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………….……….. 8
Перечень применяемых сокращений………………………………………………….. 10
1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ..………………………………………………………... 11
1.1. Общие сведения о районе………..…….. ………………………………………. 12
1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика геологического разреза Туймазинского месторождения………….......................................................
14
1.3 Тектоника…………..…………………………………………………………… 20
1.4 Общая характеристика продуктивных пластов…………………………………... 23
1.5 Физико-химические свойства нефти и газа………. 27
1.6 Запасы нефти и растворенного газа………………………………………………. 28
2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.…………………………………………………….. 30
2.1 Анализ выработки запасов и эффективность системы разработки Туймазинского месторождения ……………………………………….……………....
31
2.2 Текущее состояние разработки ….. 39
2.3 Анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов… 44
2.4 Сущность метода гидравлического разрыва пласта…………..…………. 47
2.5 Технология проведения гидравлического разрыва пласта…………………… 49
2.6 Средства проведения гидравлического разрыва пласта………………………. 51
2.7 Уменьшения продолжительности операции ГРП ………………………………. 55
2.8 Осуществление импульсного гидроразрыва и гидроразрыва в боковых стволах 58
2.9 Осуществление гидроразрыва в боковых стволах ……………………………….. 60
2.10 Анализ эффективности гидравлического разрыва пласта …………………… 61
3 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ………………………………………............................... 70
3.1 Наземное оборудование, используемое при гидроразрыве пласта …………… 71
3.1.2 Насосный агрегат 4АН-700 ……..………………………………………………. 73
3.1.3 Пескосмесительный агрегат ЗПА ……………………………………..……….
3.1.4 Автоцистерны ЦР-20 с технологическими жидкостями ……………………..
3.1.5 Блоки манифольдов 1БМ-700 …………………………………………………. 75
76
77
3.2 Подземное оборудование, используемое при гидроразрыве пласта …………. 78
3.2.1 Пакер ……………………………..……………………………………………….. 79
3.2.2 Якорь плашечный гидравлический ……………………………….…………….. 80
3.3 Расчет гидравлического разрыва пласта ………………………………………….. 81
3.2.4 УЭЦН с адресной доставкой реагента посредством дозирования через гибкий трубопровод фирмы «ФЛЭК»…………………………………………………
79
2.8 Методика подбора ЭЦН к скважине………………………………………………. 82
4 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ……………………….……..................... 88
4.1 Оценка вредных факторов и условий труда …………………………………….
4.2 Техника безопасности при проведении гидроразрыва пласта ……………. 89
91
4.3 Пожарная безопасность ……………………………………………………………. 92
4.4 Противофонтанная безопасность ………………………………………………….
4.5 Оценка экологичности проекта ……………………..………………………….… 94
96
4.5 Оценка экологичности проекта……………………………………………………. 96
ЗАКЛЮЧЕНИЕ……………….………………………………………………………... 99
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ…….………………………………………………………... 100
ПРИЛОЖЕНИЯ…………………………………………………………….................... 102

Весь текст будет доступен после покупки

Туймазинское нефтяное месторождение находится на западе Республики Башкортостан. Месторождение располагается в Туймазинском районе Республики Башкортостан на расстоянии 185 км от города Уфы.
Одним из элементов понятия оптимальности систем разработки нефтяных месторождений является достижение максимально возможной и экономически оправданной величины нефтеотдачи пластов.
Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки, с точки зрения обеспечения полноты выработки запасов во всех нефтедобывающих странах считается неудовлетворительной. Средний конечный коэффициент нефтеотдачи по данным ряда специалистов по всем месторождениям мира не превышает 0,34 – 0,39. Это означает, что если не применять принципиально новые методы улучшения выработки запасов, то около 65 % начальных запасов нефти останутся неизвлеченными.
Разработка Туймазинского месторождения характеризуется постепенным ухудшением технико–экономических показателей процесса добычи по мере истощения запасов нефти. Поэтому в последние годы на месторождениях широко внедряются новые методы увеличения нефтеотдачи пластов.
Одним из наиболее перспективных способов повышения коэффициента извлечения нефти на поздней стадии разработки Туймазинского месторождения является проведение гидроразрыва пласта (ГРП).
С одной стороны, стоимость проведение ГРП в добывающей скважины обходится на 30 – 70 % дешевле бурения новой скважины. С другой стороны, бурение боковых стволов, направленных на нефтенасыщенные зоны пласта, позволяет охватить фильтрацией застойные зоны и избежать обустройства скважины и строительства новых выкидных линий и промысловых трубопроводов.

Весь текст будет доступен после покупки

1.1. Общие сведения о районе

Туймазинское месторождение расположено в юго-западной части Башкортостана на территории Туймазинского района в 180 км от г. Уфы. Месторождение открыто в 1937 году. С вводом его в промышленную разработку Туймазинский район из сельскохозяйственного превратился в один из крупнейших промышленных районов Башкортостана. На территории месторождения вырос г. Октябрьский с населением 115 тысяч жителей. Основными населенными пунктами, кроме г. Октябрьского, являются г. Туймазы, поселок Серафимовский, станция Уруссу и другие. Ближайшей железной дорогой является линия Уфа-Ульяновск. Ближайший магистральный нефтепровод Усть-Балык - Уфа – Альметьевск (рис. 1.1).
В географическом отношении изучаемая территория представляет холмистую равнину, расчлененную на отдельные гряды сетью речек, крупных и мелких оврагов. Основной водной артерией является река Ик - левый приток реки Камы.
Климат района континентальный, абсолютная максимальная температура воздуха – плюс 40 оС, а минимальная – минус 40 оС. Снежный покров достигает 1,5 м, глубина промерзания почвы 1,5-2 м.
Основными полезными ископаемыми являются нефть и строительные материалы. Последние представлены глиной, песком, известняком, песчаником и гравием. Некоторые глины пригодны для притоготовления глинистого раствора, необходимого для бурения скважин [1].
В орогидрографическом отношении район Туймазинского нефтяного месторождения представляет собой холмистую равнину, расчлененную речной и овражной сетью на отдельные гряды. Водораздельные пространства имеют форму плато и спускаются к речным долинам уступами в виде террас. Эти террасы особенно отчетливо выражены на северных склонах водоразделов. Склоны гряд и отдельных высот, обращенные на юг и юго-запад, крутые, на север и северо-восток - пологие. Максимальные абсолютные отметки рельефа наблюдаются в центральной части района (правобережье р. Ик) и равны +340м, +350м.

Рис. 1.1 – Схема размещения нефтегазоносных структур центрального Башкортостана (по материалам Кулагина Е.И., Пазухин В.Н. Новая граница турнейского и визейского ярусов в разрезах Южного Урала [2])

В северо-восточном и юго-западном направлениях наблюдается плавное понижение абсолютных отметок соответственно до +165м и +300м. Минимальные абсолютные отметки, характеризующие долины рек, равны +100м (р.Ик) и +102,5 м (р.Дымка). Таким образом, общая амплитуда колебаний рельефа в пределах района составляет величину 250м.
Основной водной артерией района является р. Ик, протекающая с юга на север. Она имеет широкую и глубокую долину с плоским дном. Долина р.Ик становится особенно широкой в местах впадения в нее притоков, где ширина ее доходит до 7-8 м. Долина р.Ик обладает явно выраженной меридиальной асимметрией с крутым и высоким восточным склоном и более пологим западным.
Река Ик имеет ряд небольших притоков, из которых заслуживает упоминания р. Дымка, протекающая в юго-западной части района в северо-западном направлении.
Притоки р.Ик имеют широкие и глубокие асимметричные долины, ориентированные в направлении близком к широтному. Северные склоны их, обращенные на юг, обычно бывают круты и обнажены, а южные, обращенные на север, пологи, залесены и почти совершенно лишены обнажений.
Прирусловые части долин нередко заболочены. В правобережье р.Ик широким развитием пользуются карстовые явления, обязанные своим происхождением неглубокому залеганию кунгурских гипсов. Отдельные неглубокие блюдцеобразные воронки наблюдаются почти вдоль всей длины р.Ик и устьевых частей ее притоков [1].

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика геологического разреза Туймазинского месторождения

В геологическом строении месторождения принимают участие отложения девонской, каменноугольной, пермской систем и современные отложения. В основном разрез представлен карбонатными отложениями (известняками, доломитами, мергелем). Подчиненное значение имеют терригенные породы-песчаники, пески, алевролиты, аргиллиты, глины и гидрохимические гипсы, ангидриты [2-4].
Протерозойская группа
Рифейская система
Отложения кристаллического фундамента представлены биотитовыми парагнейсами и гранитами. На биотитовых гнейсах кристаллического фундамента несогласно залегают зеленовато-серые гидрослюдистые аргиллиты, которые переслаиваются с кварцево-полевошпатовыми алевролитами, присутствуют редкие прослои кварцево-полевошпатовых и полимиктовых зеленовато-серых песчаников (рис. 1.2).
Палеозойская группа
Бавлинская система
Отложения Бавлинской свиты представлены переслаиванием зеленовато-серых, кварцево-полевошпатовых аргиллитов, алевролитов и песчаников. Мощность от 0 до 160 метров.
Средний отдел
В нижней части горизонтов залегает песчано-гравийный пласт ДV кварцевого состава, мощность от 0 до 9 метров. Песчаники перекрываются аргиллитами и глинистыми алевролітами. Мощность от 1 до 12 метров.
Бийский горизонт представлен известняками серыми с редкими прослоями мергелей, аргиллитов и алевролитов глинистых и известковистых. В промысловой практике они получили название - нижний известняк. Мощность от 6 до 12 метров.
Воробьевский горизонт имеет не повсеместное развитие, представлен алевролитами и аргиллитами. Мощность от 0 до 3 метров.
Ардатовский горизонт сложен преимущественно терригенными породами. В его составе выделяются нижний песчанистый пласт ДlV, песчаный пласт ДIII и карбонатная пачка - средний известняк. В большинстве разрезов известняки перекрываются мергеле-аргиллитовой пачкой, в породах которых встречаются включения сидерита. Мощность от 20 до 40 метров.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Белонин М.Д., Брехунцов А.М. и др. Закономерности формирования и распространения ачимовских песчаников в осевой зоне неокомского морского бассейна седиментации // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО / Под ред. В.И. Карасева, Э.А. Ахпателова, В.А. Волкова. – Ханты-Мансийск: Изд-во "Путиведь", 2002г. № 5.С. 109-117.
2. Сорокина Е.Г., Чернова Л.С. Условия формирования продуктивного // Тр. СНИИГГИМС.- Вып. 47. – Новосибирск. 1966г.
3. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. М.: ЦентрЛит, 2004. 514 с.
4. http://window.edu.ru моделирование и компьютерные технологии в процессах разработки месторождений, добычи и переработки нефти 28 апреля 2011 г.
5. Абдулин Ф. С. Добыча нефти и газа: учеб. для вузов. - М.: Недра, 2009. – С.172.
6. Агабеков В. Е. Нефть и газ. Добыча, комплексная переработка и ис-пользование: учеб. для вузов. – М.: БГТУ, 2010. – С.427.
7. Амиров А. Д. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин: учеб. для вузов. – М.: Недра, 2009. – С.487.
8. Андреев В. В. Справочник по добыче нефти: учеб. для вузов. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2011. – С.325.
9. Арбузов В. Н. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин: учеб. для вузов. – Томск: ТПУ, 2011. – С.449.
10. Мищенко И. Т. Расчеты в добыче нефти: учебное пособие для вузов. – М.: Недра, 2009. – С.279.

Весь текст будет доступен после покупки