Разработка мероприятий, направленных на снижение пескопроявлений на нефтяном месторождении Акинген

ЗАДАНИЕ ……………………………………………….……………………….......… 2
КАЛЕНДАРНЫЙ ГРАФИК………………………………………………...………… 4
СОДЕРЖАНИЕ…………………………………………………………….………...… 5
ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………….……….. 7
Перечень применяемых сокращений………………………………………………….. 10
1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ..………………………………………………………... 12
1.1 Общие сведения о месторождении............................................................................ 13
1.2 Геологическая характеристика месторождения…………………………..…......... 13
1.2.1 Стратиграфия……………………………………………………………..………. 15
1.2.2 Тектоника…………………………………………………………………….…… 18
1.3 Промышленная нефтегазоносность………………………………………….……. 18
1.4 Текущие запасы нефти и растворенного газа………………………………….…. 24
2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.…………………………………………………….. 31
2.1 Анализ текущего состояния разработки……………………………………….….. 32
2.2 Характеристика отборов нефти, газа и воды…………………………………..….. 38
2.3 Состояние фонда скважин………………………………………………………..… 40
2.4 Анализ системы поддержания пластового давления…………………………….. 44
2.4.1 Требования и рекомендации к системе ППД, качеству воды, используемой для заводнения…………………………………………………………………………..
44
2.4.2 Анализ изменения пластового давления в зонах отбора и закачки…………… 45
2.5 Анализ эффективности реализуемой системы разработки………………………. 48
2.5.1 Сопоставление проектной и фактической динамики технологических показателей разработки и причины их расхождения………………………….………
48
2.5.2 Анализ применяемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования…………………………………………………….
51
2.5.3 Эксплуатация скважин фонтанным способом………………………………….. 55
3 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ………………………………………................................ 67
3.1 Классификации методов борьбы с пескопроявлениями…………………………. 68
3.2 Взаимосвязь методов борьбы с пескопроявлениями со свойствами пород коллекторов………………………………………………………………………….…..
72
3.2.1 Технологии противопесочной фильтрации…………………………………….. 72
3.2.2 Методы химического закрепления пластов…………………………………….. 86
4 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ……………………….……..................... 93
4.1 Основные вредные и опасные факторы в процессе производства …………..…. 94
4.2 Основные мероприятия по обеспечению безопасных условий труда …………. 96
4.3 Средства индивидуальной защиты …………………………………………….….
4.4 Охрана окружающей среды ………………………….……………………………. 101
102
ЗАКЛЮЧЕНИЕ……………….………………………………………………………... 109
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ…….………………………………………………………... 110
ПРИЛОЖЕНИЯ…………………………………………………………….................... 113

Весь текст будет доступен после покупки

Основными факторами, осложняющими условия эксплуатации скважин на месторождении Акинген являются:
-отложения механических примесей в насосе;
-отложения парафина в насосе и НКТ;
-повышенное содержание свободного газа на приёме насоса для скважин с высоким газовым фактором и давлением насыщения.
Существующие методы борьбы с отложениями механических примесей в насосе можно разделить на две группы:
-предотвращение поступления песка в скважину;
-вынос песка с забоя на поверхность и приспособление оборудования к работе в пескопроявляющих скважинах.
Избежать разрушения пород можно уменьшением дебита до определённого допускаемого уровня, при этом уменьшается скорость фильтрации, депрессии давления и, как следствие, напряжения в породе. Однако в условиях слабосцементированных пород эксплуатация скважин при таких режимах нередко оказывается экономически нерентабельной. Поэтому в основном применяют различные забойные фильтры или осуществляют крепление пород в призабойной зоне.
По конструкции и технологии изготовления различают трубные и гравийные фильтры. Трубные фильтры спускают в скважину на обсадной трубе или с помощью НКТ внутрь обсадной колонны. Гравийные фильтры могут быть созданы на поверхности (слой гравия фракций 4-6 мм в зазоре 20-25 мм между двумя концентричными перфорированными трубами) и в скважине (намыв слоя частиц за стенки перфорированной трубы).

Весь текст будет доступен после покупки

1.1 Общие сведения о месторождении

Месторождение Акинген расположено в юго-восточной части Прикаспийской впадины.
Административно относится к Жылыойскому району Атырауской области и расположено в 40 км к юго-востоку от города Кульсары (рис. 1.1).
Ближайшими населенными пунктами являются нефтепромыслы Косчагыл, Кульсары и Каратон расположенные соответственно на расстоянии 35 км, 50 км к северу и 45 км к юго-западу.
Областной центр город Атырау, находится на расстоянии 315 км к северо-западу от месторождения.
Связь с населенными пунктами и нефтепромыслами осуществляется по грунтовым и асфальтированным дорогам.
В орографическом отношении площадь исследования представляет собой слабо всхолмленную равнину полупустынного типа со сглаженными формами рельефа.
Почва территории состоит, в основном, из солонцов и соров и барханных песков. Соры иногда довольно больших размеров, часто сообщаются между собой, образуя соровые впадины.
Район характеризуются резко континентальным климатом с колебаниям температуры воздуха от +400С (летом) до –300С (зимой). Среднегодовое количество осадков не превышает 200 мм.

1.2 Геологическая характеристика месторождения

За отчетный период с 01.01.2004г по 01.07.2008г на месторождении пробурено 8 новых эксплуатационных скважин (№№201, 202, 203, 204, 205, 206, 207, 208) и зарезки вторых стволов в 8 скважинах (№№6, 17, 101, 102, 103, 105, 106, 110) и углубление в скважине №106.


Рисунок 1.1 – Обзорная карта месторождения Акинген

Были пробурены две разведочные скважины 1А, 500 с целью уточнения строения и выявления новых залежей. Скважина 500 была забурена на куполе Северный Акинген с проведением в скважине полного комплекса ГИС и ВСП. Однако, при достигнутой глубине 2100м ввиду отсутствия во вскрытом разрезе продуктивных пластов была ликвидирована по геологическим причинам. Скважина 1А была забурена для определения перспективности юрского и триасового комплексов отложений. При фактической глубине 2100м ввиду отсутствия продуктивных пластов была переведена в эксплуатационной фонд на III неокомский продуктивный горизонт.
Результаты проведенных геологоразведочных работ позволили уточнить геологическое строение продуктивных горизонтов, площадь распространения пород коллекторов, их характеристику, добывные возможности скважин.
Из общего фонда в 32 скважины эксплуатационный фонд составляет 25 скважин, из них действующий – 23 ед., в бездействии 2 ед., ликвидированный фонд составляет 7 единиц.
В разрезе региона выделяются два крупных поднятия по структурному этажу: надсолевой и подсолевой. Для надсолевого комплекса, сложенного породами мезозоя и пермотриаса присуще интенсивное проявление соленокупольности местности. Степень его изученности высока, с ним связаны все выявленные и находящиеся в разработке месторождения нефти. Подсолевой комплекс сложен породами нижней перми, карбона и девона. Изученного бурением слабее надсолевого комплекса.
Выявлены крупные поднятия в юго-восточной части Прикаспийской впадины, а также Приморское, Северо-Культукское, Южное, Чапаевского и ряд других мелких поднятий, глубина залегания подсолевых отложений 4000 – 5000 м. Необходимо отметить, что подсолевые отложения на перечисленных поднятиях сложены карбонными породами нижней перми и карбона. Пластовые давления имеют аномально-высокое значение.

1.2.1 Стратиграфия

Пробуренными скважинами на месторождении Акинген вскрытый разрез представлен отложениями от кунгурского яруса нижней перми до четвертичных.
Кунгурский ярус. Вскрыт только одной разведочной скважиной №1. Породы представлены ангидритами и каменной солью. Толщина отложений 694м.
Пермотриас. Нерасчлененные отложения РТ вскрыты только разведочными скважинами 2, 3, 4, 5 и представлены переслаиванием песчаников, алевролитов, глин, реже песков. Толщина отложений от 139 до 159м.
Юрская система представлена всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним.
Нижняя юра (J1). Отложения нижней юры представлены песками и песчаниками серыми и мелкозернистыми с небольшими прослоями песчанистых глин и гравеллитов. Вскрытая толщина от 41м (скв. 3) до 57м (скв. 5).
Средняя юра (J2). Отложения среднеюрского возраста представлены переслаиванием песчано-глинистых отложений. Пески и песчаники преобладают над глинами. Толщина среднеюрских отложений колеблется от 175м (скв. 1) до 538м (скв. 5).
Верхняя юра (J3). Литологически верхняя юра представлена в нижней части мергелем серым, очень крепким, с пропластками известняка светло-серого, а в верхней части – глинами темно-серыми и светло-зелеными. Глины слабо-алевритистые, карбонатные, плотные. Толщина верхнеюрских пород колеблется от 79м (скв. 3) до 91м (скв. 1А).
Меловая система – К
Нижнемеловой отдел- К1.
Готеривский ярус – К1g. Представлен глинами серыми и зеленовато-серыми, слабоуплотненными, с прослоями песка и песчаника светло-серого, крепкого. Толщина отложений 116-145м.
Барремский ярус – К1br. Литологически представлен пестроцветными глинами с прослоями песков и песчаников. В пределах яруса выделяются три продуктивных горизонта: I, II и III неокомский. Общая толщина отложений меняется в диапазоне 287-319м.
Аптский ярус – К1а. Представлен глинами темно-серыми, плотными, жирными, встречаются прослои песчаников и песков. Здесь выявлен апт-неокомский продуктивный горизонт. Толщина отложений 60-96м.
Альбский ярус – К1al. Сложен глинами серыми и темно-серыми, плотными, с прослоями песков, песчаников, алевролитов. В разрезе выявлено два продуктивных горизонта (промежуточный, II альбский). Толщина отложений 176-212м.
Альб-сеноман (нерасчлененные) – К1+2al+s. Верхний альб и сеноман представлены чередованием глин с песчаниками и прослоями песка. В подошве отложений выявлен I альбский нефтеносный горизонт. Толщина отложений 195-243м.
Верхнемеловой отдел – К2
Турон-коньякский ярус – К2 t+k. Представлен глинистыми мергелями зеленовато-серого цвета с прослоями зеленых глин, с включениями белого мела, иногда с включением пирита. Толщина 28-41м.
Сантонский ярус – К2st. В верхней и нижней части разрез сложен темными и зеленовато-серыми мергелями, переходящими в глину. В средней части залегает пласт белого писчего мела. Толщина яруса 28-43м.
Кампанский ярус – К2сm. Представлен глинами светло зеленовато-серыми, плотными, мергелеподобными, местами песчанистыми. Мергели серовато-белые, средней крепости с примесью песчанистого материала и включениями кристалликов пирита. Толщина 73-95м.
Маастрихтский ярус – К2m. Сложен, в основном, белым писчим мелом и глинами светло-серыми, мелоподобными с обломками фауны. Толщина 103-118м.
Палеогеновая система – Р. Представлена темно-зеленовато-серыми, кирпично-красными, с зеленоватым оттенком, плотными мергелями, переходящими местами в известковистые глины. Толщина до 97м.
Неоген – четвертичные отложения N+Q (нерасчлененные). Отложения представлены песками серовато-желтыми, разнозернистыми, загипсованными, глинами буровато-серыми, желтовато-серыми, с песчано-алевритовой примесью, сильно известковистыми с галькой и обломками фауны. Толщина до 37м.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Горецкий А.Б. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Тюмень, 2013.
2. Горецкий А.Б. Медведский Р.И. Метод расчета минимального расхода воды, предупреждающего замерзания водоводов. - Труды Гипротюменнефтегаза, Тюмень, 2012, вып. 28, с. 152 - 167.
3. Сургучев М.Л. Циклическое (импульсное) воздействие на пласт как метод повышения нефтеотдачи при заводнении // Нефтяное хозяйство – 2003.-№3.
4. РД39 – 0147035 – 87. Методическое руководство по определению технологической эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов // Миннефтепром – М. – 2007 – 51с.
5. Азаматов В.И., Глумов И.Ф. Коэффициент вытеснения нефти водой в условиях Ромашкинского месторождения. Вопросы геологии, разработки нефтяного месторождения, гидродинамики и физики пласта // Тр.ТатНИИ- 2004. - Вып.V1.с.273-281.
6. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М: Недра, 2002,407 с.
7. Алеев Ф И. Определение периода циклического заводнения с помощью модели Лотки-Вольтерра Известия высших учебных заведений, №11, 2008.
8. Амелин ИД., Сургучев МЛ, Давыдов АВ. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии. М. Недра, 2004. 308 с.
9. Амирханов ИМ Закономерности изменения свойств пластовых жидкостей при разработке нефтяных месторождений. М, ВНИИОЭНГ, 2010, 48 с.
10. Ваганов Л.А. Оценка эффективности применения встречного заводнения юрских отложений / Л.А. Ваганов, И.Г. Телегин // Известия вузов. Нефть и газ. - 2012. - № 2. – С.59-64.

Весь текст будет доступен после покупки