Совершенствование технологии предупреждения осложнений при добыче нефти

1. Введение…………………………………………………………………. 6
2. Геолого-физические и технологические особенности нефтяных залежей Удмуртии 7
2.1 Геолого-физические особенности исследуемых месторождений Удмуртии 7
2.2 Основные сведения исследуемого Ельниковского месторождения 10
2.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов 13
2.4 Физико-химическая характеристика нефтей Ельниковского месторождения. 16
2.5 Осложняющие факторы геологического строения разреза на Ельниковском месторождении 17
2.6 Вывод по геологическому разделу 19
3. Технологический раздел 20
3.1 Текущее состояние проекта разработки Ельниковского месторождения 21
3.2 Анализ фонда скважин верейско-каширо-подольского объекта Ельниковского месторождения 29
3.3 Анализ фонда скважин разработки визейского объекта Ельниковской площади 33
3.4 Анализ фонда скважин турнейского объекта Ельниковской площади 35
3.5 Анализ эффективности применяемых методов повышения нефтеотдачи 36
3.6 Литературный обзор 41
3.6.1 Образование неорганических солей 41
3.6.2 Образование неорганических солей на месторождениях Удмуртии 43
3.6.3 Образование сульфидов железа 44
3.7 Выбор и обоснование проектируемого технического решения 46
3.8 Проектирование техническое решение поставленной задачи на Ельниковском месторождении 49
3.8.1 Предупреждение солеотложений 49
3.9 Вывод по технологическому разделу 71
4. Экономический раздел 73
4.1 Платежи и налоги 74
4.2 Эксплуатационные затраты 75
4.3 Выручка от реализации продукции 76
5. Заключение 80
6. Список используемой литературы 82

Весь текст будет доступен после покупки

Обводнение продуктивных пластов нефтяных месторождений вызывает серьезные осложнения при добыче, сборе и подготовке нефти, связанные с отложением неорганических солей, коррозией оборудования.
При высокой обводненность добываемой продукции возникает проблема, связанная с отложением неорганических солей (карбонаты, бариты, фосфиты). При этом, на территории Удмуртской Республики чаще всего осаждение солей происходит в смеси с сульфидом железа, образовывающимся в результате действия сульфатвосстанавливающих бактерий и железа. Существует множество методов, созданных для предотвращения солеотложений, но в данной работе рассматривается один. Этот метод основан на задавке ингибитора солеотложения по технологии Squeeze. Метод позволяет обработать скважину, чтобы в течение около 360 дней не было повода для ее отключения по причине солеотложения.
Объектом исследования являются свойства добываемой продукции на Ельниковском месторождении, изучение осложнений на данном месторождении, связанные с добычей нефтью, подбор эффективных способов предотвращения осложнений, оптимизация работы скважин и увеличение добычи нефти.

Весь текст будет доступен после покупки

2.1 Основные сведения исследуемого Ельниковского месторождения
Характеристика геологического строения.
Геологический разрез месторождения представлен осадочными породами каменноугольной, пермской и четвертичной систем.
Структурное строение месторождения и прилегающей территории наиболее полно изучено по пермским отложениям. По кровле стерлитамакского горизонта в пределах изогипсы минус 280 м. Ельниковское месторождение представляет собой приподнятую зону северо-восточного простирания и включает ряд мелких поднятий с амплитудами 15-20 м. В структурном плане на месторождении выделяется три крупных поднятия: Соколовское, Ельниковское, Апалихинское.
Промышленно нефтеносными на Ельниковском месторождении являются карбонатные отложения турнейского яруса, терригенные отложения яснополянского и малиновского надгоризонтов нижнего карбона и карбонатные отложения каширо-подольского горизонта среднего карбона.
Турнейские нефтяные залежи
Отложения турнейского яруса вскрыты всеми поисково-разведочными и большинством эксплуатационных скважин. Их нефтеносность установлена по керну, грунтам, геофизическими исследованиями (ГИС), доказана опробованием и эксплуатацией скважин. Все выявленные залежи являются массивными. Размеры их колеблются в широких пределах. По Соколовскому поднятию: длина-3,1км., ширина-1,1км., высота-20м., нефтенасыщенная толщина – 1,6-16,0м., по Ельниковскому: длина-3,8км., ширина-1,2м., высота-17м., нефтенасыщенная толщина – 5,0-15,2м., по Апалихинскому: длина 1,1 до 3,1 км., ширина 0,4 до 1,6 км., высота 8 до 19 м., нефтенасыщенная толщина 1,2-15,8 м.
Общая толщина турнейского яруса изменяется от 0,7 до 40,7 м., при средней величине 9,6 м. И коэффициенте вариации 0,351. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 5,3 м, коэффициент вариации 0,213, коэффициент расчлененности составляет 1,6, при коэффициенте вариации 0,357. Коэффициент песчаннистости – 0,916. Залежи характеризуются сравнительно низкими значениями пористости – 0,124 и проницаемости – 0,020 мкм2, при этом нефтенасыщенность в среднем равна 73,0%.
Нефтяные залежи терригенной толщи нижнего карбона
Терригенная толща нижнего карбона представлена отложениями тульского, бобриковского горизонтов и малиновского надгоризонта. В разрезе выделяется 5 продуктивных пластов: С-II, C-III и С-IV, приурочены к тульскому горизонту, хорошо выдержаны по площади и мощности и имеют строго определенное положение в разрезе. Коллекторами они представлены не повсеместно, но не выклиниваются, а замещаются по простиранию более плотными породами – неколлекторами. Наибольшее распространение коллекторов имеет пласт C-III, наименее - C-II.
Продуктивные пласты отделяются друг от друга глинистыми породами. Однако, последние выдержаны неповсеместно и не всегда обладают изолирующими свойствами и, поэтому, не являются надежными покрышками для тех или иных пластов. Во многих случаях пласты сливаются, образуя единую гидродинамическую систему, а скопления нефти, приуроченные к ней – единую многопластовую залежь с ВНК на отметке минус 1198 м. Всего в терригенной толще нижнего карбона выявлено 7 залежей. Из них 2 основных залежи: южная, охватывающая Апалихинское и Ельниковское поднятия и северная – Соколовское поднятие. ВНК этих залежей прослеживается на отметке минус 1198м.
Общая толщина терригенных отложений изменяется от 3,9 до 48,2 м. При средней величине 15,7 м. И коэффициенте вариации 0,162. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 5,6 м., при интервале изменения 1,0-23,2 м. И коэффициенте вариации 0,408. Расчлененность пластов увеличивается сверху вниз. Коэффициент расчлененности составляет 4,6, при коэффициенте вариации 0,200. Коэффициент песчаннистости 0,629.
Каширо-подольские нефтяные залежи.
Каширо-подольские отложения вскрыты скважинами пробуренными на нижний карбон. Промышленные скопления нефти приурочены к пластам Пд-I, Пд-II, Пд-III, Пд-IV подольского и Кш-V, Кш-VI, Кш-VII каширского горизонтов.
Выделенные объекты представлены известняками, доломитами и переходными между ними разностями. Известняки форамениферовые и детритово-форамениферовые, слабо доломитизированные. Поры щелевидной и округлой формы. Доломиты мелко – и тонкозернистые, неравномерно известковистые с реликтами органогенной структуры.
Залежи пластово-сводового типа, во многих случаях литологически осложненные или даже литологически ограниченные. Размеры залежей на Соколовском куполе до 1,0х0,3 км., на Ельниковском – до 2,0х0,8 км., на Апалихинском – до 6,2х3,3 км.
В целом общая толщина карбонатных отложений каширо - подольского горизонта изменяется от11,0 до 125,2 м, составляя в среднем 33,0 м, при коэффициенте вариации 0,137. Средняя нефтенасыщенная толщина 9,0 м при коэффициенте вариации 0,541 и интервале изменения от 0,8 до 49,7. Коэффициент расчлененности составляет 9,6, при коэффициенте вариации 0,163. Коэффициент песчаннистости 0,734. Продуктивные пласты характеризуются высокой неоднородностью по пористости, которая изменяется по отдельным пропласткам от 0,110 до 0,354 по ГИС и от 0,092 до 0,398 по данным лабораторного исследования керна. Проницаемость по керну и ГИС в среднем невысокая (0,044 и 0,017 мкм2). Нефтенасыщенность пластов среднего карбона по керну от 0,501 до 0,855, по ГИС от 0,480 до 0,880 [1].

Весь текст будет доступен после покупки

1. Дополнение к технологическому проекту разработки Ельниковского месторождения Удмуртской Республики, г. Ижевск, 2019 г.
2. В.В. Сорокин (ООО «СамараНИПИнефть») // Нефтепромысловое дело, Тр. Гипровостокнефть, Куйбышев. – Вып. 27, 1975. – 240с
3. Ш. К. Гиматудинова / Р. С. Андриасов, И. Т. Мищенко, А. И. Петров и др. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. М., Недра, 1983, 455 с.
4. Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти – М., 2004. 432 с.
5. Л.А.Шангараева, А.В. Петухов Условия и особенности образования отложений солей на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений – С.-П., 2013.
6. Миллер В.К., Булдакова Н.С., Овечкина О.А., Коробейникова Е.Ю. Предотвращение образования сложных железосодержащих осадков в процессе добычи обводненной нефти // Экспозиция Нефть и Газ, 2019 год.
7. Е.И. Андреюк. Микробная коррозия и ее возбудители/ Е.И. Андреюк, В.И. Билай, Э.З. Коваль - Киев, Наукова Думка-1980-258с.
8. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Каштанов В.С., Мерициди И.А., Николаев Н.М., Пекин С.С., Сабиров А.А. Нефтегазопромысловое оборудование. Учеб. для ВУЗов. — М.: "ЦентрЛитНефтеГаз" 2006. — 720 с.: ил.

Весь текст будет доступен после покупки