Скважинная добыча сверхвязких нефтей на примере Русского НКГМ

ВВЕДЕНИЕ 8
1 Геология месторождения 10
1.1 Общие сведения о месторождении 10
1.2 Характеристика и строение продуктивных пластов 11
1.3 Нефтегазоносность 16
1.4 Физико-литологическая характеристика коллекторов продуктивных пластов по керну 21
1.5 Результаты гидродинамических исследований 28
1.6 Физико-химическая характеристика нефти и растворенного газа 33
1.6 Запасы нефти и газа 37
2 Анализ текущего состояния разработки месторождения 45
2.1 Анализ результатов опробования и испытания, пробной эксплуатации скважин и опытных работ. 45
2.2 Пробная эксплуатация разведочных скважин 49
2.3 Состояние фонда скважин 51
2.4. Анализ истории проектирования и технологических решений 52
3 Выбор и анализ различных систем разработки для Русского НКГМ. 57
3.1 Результаты лабораторных испытаний вытесняющих агентов и их анализ. Выбор рабочих агентов 57
3.1.1 Результаты лабораторного определения эффекта от применения холодного и термального заводнения, паротеплового воздействия 57
3.1.2 Лабораторные испытания щелочного (термощелочного) заводнения 61
3.1.3 Результаты лабораторного исследования вытеснения раствором полимера. 64
3.1.4 Выбор рабочих агентов для воздействия на пласт 64
3.2 Выбор конструкции и системы расположения скважин 69
3.3 Выбор сетки скважин 71
3.4 Формирование конкурирующих систем разработки и выбор технологически оптимальной. 73
3.4.1 Технологические показатели варианта 1 74
3.4.2 Технологические показатели варианта 2 75
3.4.3 Технологические показатели варианта 3 75
3.4.4 Выбор технологически оптимальной системы разработки 75
4. Безопасность и экологичность 77
4.1. Анализ потенциальных опасных и вредных производственных факторов при разработке и эксплуатации месторождения 77
4.2 Инженерные и организационные решения по обеспечению безопасности работ 78
4.3 Санитарно-гигиенические требования к помещениям и размещению используемого оборудования 79
4.4. Обеспечение безопасности технологического процесса 80
4.5. Обеспечение взрывопожарной и пожарной безопасности 81
4.6. Обеспечение безопасности в аварийных и чрезвычайных ситуациях 83
4.7. Экологичность проекта 85
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 87
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ 88
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 89
ПРИЛОЖЕНИЕ А 94
Результаты расчета характеристик основного фонда скважин по вариантам 94
ПРИЛОЖЕНИЕ Б 99
Результаты расчета характеристик основных показателей разработки по вариантам 99

Весь текст будет доступен после покупки

Русское НГКМ было открыто в 1968 г. в эпоху массовой геологоразведки севера ХМАО и ЯНАО в советское время. Как и многие другие месторождения того региона оно было однажды открыто, разведано бурением, внесено в реестры и забыто. Причинами тому послужили проблемы с логистикой ввиду расположения в труднодоступном районе Заполярья, сложные климатические условия, а также высокая вязкость нефти. Его разработка в то время, когда были не исчерпаны ресурсы месторождений на «большой земле» с куда более благоприятными характеристиками пластового флюида (более легкая нефть с большим содержанием легких фракций УВ и меньшей вязкостью) в то время виделась весьма контрпродуктивным мероприятием. Однако, в наше время эра легких нефтей подходит к концу. Нефтяные запасы еще далеки от истощения, но нефть уходит во все более дальние и трудные для разработки условия. К тому же, со временем поменялась концепция оценки качества скважинной продукции, и если раньше наиболее ценными представлялись нефти с высоким содержанием легких фракций, то нынче большую ценность приобретают и нефти с высоким содержанием АСПО, так как она имеет большой потенциал для использования в качестве углеводородного сырья. Совокупность этих факторов заставляет нас вновь обратить взор и на это открытое и оставленное без внимания месторождение. В настоящее время владельцем лицензии и оператором разработки Русского НГКМ является АО «Тюменнефтегаз», дочерняя компания ПАО «Роснефть», и на месторождении ведутся работы по его освоению.

Весь текст будет доступен после покупки

Русское месторождение расположено в северной части Пур-Тазовского междуречья Западно-Сибирской равнины и в административном отношении относится к Тазовскому району Ямало-Ненецкого автономного округа.
Ближайшими месторождениями, находящимися в стадии промышленной эксплуатации, являются: Заполярное газоконденсатное месторождение, Восточно-Таркосалинское нефтегазоконденсатное, расположенное в 190 км юго-западнее и Уренгойское газоконденсатное - в 150 км западнее лицензионного участка.

Рисунок 1.1 – Обзорная карта ЯНАО
1.2 Характеристика и строение продуктивных пластов

В разрезе Русского месторождения продуктивными являются сеноманские (пласты ПК1-7) и баррем – аптские (пласты ПК21-2, ПК22-1 и МХ8) отложения.
Сеноманские отложения слагают верхнюю часть покурской свиты. В составе свиты преобладают песчаники и алевролиты, неравномерно переслаивающиеся с глинами. Пески и песчаники, серые и светло-серые, разнозернистые кварц-полевошпатовые, слюдистые, нередко каолинизированные, иногда с глауконитом и зернами янтаря, с пропластками бурого угля. Мощность песчаных пластов достигает 10-15 м, реже-30 м. Глины серые и темно-серые, обычно алевритистые, слабослюдистые, с обильным содержанием обугленного растительного детрита, с включением стяжений сидерита и зерен пирита. Мощность глинистых пластов и пачек на коротких расстояниях изменяется от 0,5-2,0 до 25 м.
Сеноманские отложения формировались при континентальной, а в заключительную стадию осадконакопления – прибрежно-морской обстановке. Накопление пластов происходило при обильном поступлении песчаного материала. Отсутствие цикличности отложений, неравномерное переслаивание песчано-алевритовых и глинистых пачек при подчиненном количестве последних характерно для речных, дельтовых и авандельтовых отложений. Наибольшие мощности песчаного материала накапливались в самих руслах и в намывных телах типа кос и намывных песчаных валов.
Характеристики пластов приведены в таблице 1.1 и на рисунках 1.2 – 1.5.
Таблица 1.1 – Характеристика пластов
Пласт Толщина Эффективная толщина К. песч.
мин макс сред мин макс сред мин макс сред
пк1 29.3 35.6 33.22 5.40 29.90 19.32 0.18 0.86 0.58
пк2 27.5 47.5 33.00 3.60 32.40 17.34 0.12 0.84 0.53
пк3 37.1 62.5 51.13 11.20 39.60 30.67 0.24 0.92 0.60

Окончание таблицы 1.1
Пласт Толщина Эффективная толщина К. песч.
мин макс сред мин макс сред мин макс сред
пк4 29.9 53.9 43.04 12.40 48.60 30.50 0.32 0.95 0.71
пк5 12.9 32.2 22.12 12.90 32.10 15.69 0.31 0.98 0.71
пк6 21.6 38.8 33.61 5.60 28.90 19.38 0.25 0.90 0.58
пк7 23.3 35 27.88 4.20 30.60 17.36 0.15 0.75 0.62
пк5-7 73.2 98.5 83.60 39.50 80.20 52.43 0.47 0.89 0.63

Пласт ПК1 характеризуется толщинами от 29 до 36 метров, эффективные толщины при этом изменяются от 5,4 до 29,9 метра. Центральная часть месторождения характеризуется пониженными значениями эффективных толщин. Отложения здесь, по – видимому, представлены фациями пойм и боковых русел. Основные русла рек проходили на северной и юго-западной периклиналях структуры, что выразилось в повышенных значениях на карте эффективных толщин. Для фаций заполнения русел характерны грубозернистые разности с трансгрессивным характером цикличности, с повышенными значениями ФЕС.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Аббасов А.А., Касимов Ш.А., Таиров Н.Д. Исследование влияния перегретого пара на нефтеотдачу // Нефтяное хозяйство. - - № - с. 44- 104
2. Аббасов А.А., Касимов Ш.А., Таиров Н.Д. Экспериментальное исследование вытеснения нефти перегретым паром // В сб. «Термические методы увеличения нефтеотдачи и геотермология нефтяных месторождений». - М.: ВНИИОЭНГ, - с. 71-
3. Боксерман А.А., Желтов Ю.П., Раковский Н.Л. и др. Опыт проектирования разработки нефтяных месторождений путем нагнетания пара. В кн. «Тепловые методы добычи нефти». Материалы выездной сессии НС АН СССР и НТС МНП (ноябрь 1973). М., Наука, 1975, с. 54-
4. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. М., Недра, 1988, 422 с.
5. Горбанец В.К., Иманов A.M., Рагер Т.И. Исследование процессов вытеснения высоковязкой нефти теплоносителями в сочетании с полимерным заводнением // В сб. Вопросы геологии и разработки нефтяных месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, - с. 46-
6. Дунюшкин И.И., Мищенко И.Т., Елисеева Е.И. Расчеты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды. М., «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004 г.
7. Емельянов Виталий Владимирович, Газизов Илгам Гарифзянович, Ахмадуллин Р.Х., Курбанов А.Д., Ахметгареев Вадим Валерьевич Проектирование и бурение многозабойных скважин на Ново-Суксинском месторождении НГДУ «Прикамнефть» // Георесурсы. №3 (62).
8. Желтов Ю.В., Ступоченко В.Е., Хавкин А.Я., Мартос В.Н., Рыжик В.М. Об особенностях заводнения нефтяных залежей с глиносодержащими коллекторами // Нефтяное хозяйство. - - № - с. 42-
9. Мавлютова И.И., Мустаев Я.А. Вытеснение нефти горячей водой из пористойсреды для условий терригенных отложений угленосной толщи Арланского месторождения // Тр. ин-та БашНИПИнефть. Теория и практика применения новых методов увеличения нефтеотдачи. - Вып. - Уфа, - с. 38-
10. Методическое руководство по проектированию применения теплоносителей при разработке нефтяных месторождений (РД 39-0147035-214-87) Москва, Министерство нефтяной промышленности, 1987г, 253с.

Весь текст будет доступен после покупки