На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


курсовая работа Экономическая эффективность применения метода закачки полимерно-дисперсной системы на Зеленогорской площади Ромашкинского месторожден

Информация:

Тип работы: курсовая работа. Добавлен: 13.05.2012. Сдан: 2011. Страниц: 29. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


 

Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение высшего  профессионального образования
Санкт-Петербургский  государственный горный  институт им. Г.В. Плеханова
(технический  университет)
Кафедра организации и управления 
 

  КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
  

По дисциплине:  _______________Основы менеджмента________________________
_________________________________________________________________________
(наименование  учебной дисциплины  согласно учебному  плану)
                

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА 

      Тема проекта: Экономическая эффективность применения метода закачки полимерно-дисперсной системы на Зеленогорской площади Ромашкинского месторождения для увеличения нефтеотдачи пластов.
        
       

Автор: студент гр.   _НГ-06-1__                  __________________    /Око Ж.Н./
                                                           (подпись)                        (Ф.И.О.) 

ОЦЕНКА: _____________ 

Дата: ___________________ 

ПРОВЕРИЛ: 

Руководитель  проекта: _   ассистентка___   ___________________   /./
                                    (должность)                                (подпись)                                      (Ф.И.О.) 
 

г. Санкт-Петербург
2011 
 

Государственное образовательное учреждение высшего  профессионального образования
Санкт-Петербургский  государственный горный  институт им. Г.В. Плеханова
(технический  университет)
Кафедра организации и  управления 
 

 
КУРСОВОЙ  ПРОЕКТ
  
 

По дисциплине:  _______________Основы менеджмента________________________ 
 

ЗАДАНИЕ 

                    Студенту группы _   НГ-06-1                                             _Око Ж.Н._
      1. Тема проекта:  Применение электроцентробежных насосных установок (УЭЦН)  на  Приразломном месторождении 

2. Исходные данные  к  проекту:_материалы со  второй производственной преддипломной  практики 

3. Содержание  пояснительной записки: в соответствии с методическими указаниями  

4. Перечень графического  материала: в соответствии с методическими указаниями 

5. Срок сдачи  законченной работы: Январь 2011 г. 

Руководитель  работы: ___ассистентка____/______________________/ ./
            (должность)                           (подпись)                          (Ф.И.О.)
                                                         РЕФЕРАТ 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Содержание
Введение..............................................................................................................................................5
1 Геолого-промысловая  характеристика месторождения …………………………………...6
  1.1 Общие сведения о площади……………………………………………………………...6
  1.2 Геолого-физическая характеристика Зеленогорской площади……………………...8
  1.2.1 Основные параметры пластов …………………………………………………….8
  1.2.2 Физико-химические свойства нефти и газа………………………………………13
    1.2.3 Физико-химические  свойства пластовых вод……………………………………15
2 Состояние разработки и выработки пластов…………………………………………….....17
  2.1 Характеристика технологических  показателей разработки………………………..17
  2.2 Характеристика фонда скважин………………………………………………………..19
  2.3 Состояние выработки запасов нефти …………………………………………………..21
3 Обзор методов увеличения нефтеотдачи пластов………………………………………….24
  3.1 Физико-химические методы воздействия на залежь………………………………….26
  3.1.1 Применение поверхностно-активных  веществ ………………………………….26
  3.1.2 Полимерное заводнение……………………………………………………………26
  3.1.3 Полимерно-дисперсные системы…………………………………………………27       
    3.1.4 Применение  эфиров целлюлозы………………………………………………….29
  3.1.5 Высокомодульное жидкое стекло………………………………………………..30
  3.1.6 Применение промышленных отходов серной кислоты…………………………30
  3.1.7 Щелочное заводнение……………………………………………………………..32
  3.1.8 Микробиологическое воздействие на нефтяную залежь……………………….32
  3.1.9 Метод чередующейся закачки нефти и воды……………………………………33
  3.2 Газовые методы увеличения нефтеотдачи  ……………………………………………33
  3.3 Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи пластов…………………….35
  3.4 Тепловые методы извлечения высоковязких нефтей…………………………………36
  3.4.1 Внутрипластовый движущийся очаг  горения…………………………………...36
  3.4.2 Паротепловое воздействие………………………………………………………..36
3.5 Эффективность  технологий повышения нефтеотдачи пластов в АО «Татнефть»……………………………………………………………………………………..38
4 Расчет показателей экономической эффективности метода увеличения нефтеотдачи………………………………………………………………………………………43      
4.1Краткая технико-экономическая характеристика предприятия  ..................................43
      4.2 Методика расчета экономического эффекта от проведения мероприятия по закачке ПДС в пласт.......................................................................................................................................43
4.3 Расчет экономической эффективности закачки ПДС в пласт    ......................................48
Заключение  ………………………………………………………………………………………..53
Список  использованных источников…………………………………………………………..54 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

ВВЕДЕНИЕ
     Основные  месторождения Республики Татарстан  вступили в позднюю стадию разработки, характеризующейся высокой обводненностью продукции, закономерным снижением уровней добычи нефти. На данном этапе ставится задача стабилизации уровня добычи нефти на достигнутом уровне в течение длительного времени (20-25 лет). Данная задача требует подключения в разработку всех ресурсов республики, в том числе месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, Зеленогорская площадь Ромашкинского месторождения является одним из подобных месторождений. Эксплуатация данной площади традиционными методами не рентабельна. В данной работе сделана попытка показать, как месторождение может оказаться рентабельным, если подобрать существующие новые технологии разработки и новые методы повышения коэффициента нефтеизвлечения. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     1 Геолого-промысловая  характеристика месторождения 
     1.1 Общие сведения  о площади
     Зеленогорская площадь является одной из центральных  площадей Ромашкинского месторождения  и граничит с восточной стороны с Холмовской, с юго-востока – Восточно-Лениногорской, с юго-запада – Южно-Ромаш-кинской, с западной – Павловской и с севера – Восточно-Сулеевской площадями (рисунок 1.1). Площадь протягивается с севера на юг на 18 км, с запада на восток – на 19 км.
     В административном отношении Зеленогорская  площадь расположена на территории Альметьевского, Азнакаевского и  Бугульминского районов Татарстана.
     По  территории Зеленогорской площади  протекает река Зай с притоками, а также проходит сеть автодорог  Азнакаево – Альметьевск, Бугульма – Актюба.
     В географическом отношении территория площади представляет собой пересеченную местность. Абсолютные отметки поверхности  колеблются в пределах от 189 до 280 м.
     Преобладающее направление ветров – юго-западное. Климат континентальный с колебанием температуры от +32 до –40 оС.
     В целом климат и географическое расположение местности благоприятны с точки  зрения разработки и эксплуатации месторождения.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 


Площади :
1 –  Березовская, 2 – Северо-Альметьевская, 3 – Альметьевская, 4 – Миннебаев-ская, 5 – Зай-Каратайская, 6 – Куакбашская, 7 – Ташлиярская, 8 – Чишминская,    9 – Алькеевская, 10 – Восточно-Сулеевская, 11 – Абдрахмановская, 12 – Южно-Ромашкинская, 13 – Западно-Лениногорская, 14 – Павловская, 15 – Зеленогорская, 16 - Восточно- Лениногорская, 17 – Азнакаевская, 18 – Холмовская, 19-Карамилинская, 20 – Южная, 21- Северная. 

Рисунок 1.1 – Обзорная карта размещения площадей Ромашкинского место-рождения  
 
 
 
 
 

     1.2 Геолого-физическая  характеристика Зеленогорской  площади
     Основным  эксплуатационным объектом являются продуктивные терригенные отложения пашийского горизонта Д1 верхнего девона. В пределах площади они залегают на глубине  от 1630 м до 1815 м, в среднем около 1740 м. Коллекторы – хорошо отсортированные, мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты – залегают между глинистыми алевролитами и аргиллитами.
     Исходные  геолого-физические характеристики горизонта  Д1 Зеленогорской площади приведены  в таблице 1.1.
     Залежь  нефти в горизонте Д1 Зеленогорской  площади многопластовая сводовая, с гранулярным типом пористости коллекторов.
     В разрезе горизонта Д1 выделяется 8 пластов – объектов разработки (сверху-вниз): «а», «б1», «б2», «б3», «в», «г1», «г2+3», «д».
     Начальный водонефтяной контакт в среднем  по площади составляет -1489,1 м при диапазоне изменений от -1486 м до -1491 м. Всего по площади пласты с подошвенной водой вскрыты в 398 скважинах, больше всего – в пласте «г2+3».
     1.2.1 Основные параметры  пластов 
     В таблице 1.2 приведены коллекторские  свойства и нефтенасыщенность пластов горизонта Д1.
     По  разрезу горизонта Д1 отмечается тенденция увеличения пористости сверху вниз, которая в более слабой степени  проявляется и по проницаемости. Средние пористость и проницаемость  в целом по горизонту Д1 соответственно 0,196 и 0,326 мкм2 , Нефтенасыщенность пластов, в соответствии с положением
пластов относительно уровня ВНК, последовательно  уменьшается от 1,0 для пластов  «а»  и «61» до 0,094 для пласта «д».
     Горизонт  Д1 в целом имеет практически  площадное распространение, вероятность вскрытия бурением продуктивного пласта на Зеленогорской площади составляет 0,988.
 

     
    Условные  обозначения:            
 
 
  песчаник     водонасыщенный  коллектор 
    алевролит     пласт перфорирован  
    известняк     ВНК      
                   
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
  Рисунок 1.2 - Геологический профиль по линии скважин №№ 962 - 696 Зеленогорской площади
 
 
 
 
 
 
 
 
     
Общая толщина  горизонта Д1 по площади колеблется от 27 до 49 м и в среднем равна 37,4 м (таблица 1.3).

Таблица 1.1

Средние исходные геолого-физические характеристики горизонта  Д1 Зелено-горской площади
Показатель  Значение
Глубина залегания, м Тип залежи

Тип коллектора

Размеры залежи, км
Площадь нефтеносности, тыс.м2
Толщина эффективная, м
Толщина нефтенасыщенная, м
Нефтенасыщенность, д.е.
Насыщенность  связанной водой, д.е.
Пористость, д.е.
Проницаемость, мкм2
Пластовое давление, мпа
Пластовая температура, оС
1750 пластово-сводовый
поровый
2,6 x 7,5
173440
26,9
9,9
0,785
0,215
0,196
0,326
17,5
40
 
 
     
Эффективная толщина  составляет в среднем 26,9 м, нефтенасыщенная - 9,94 м. Средняя нефтенасыщенная толщина  составляет в целом по площади, 26,6 % от общей и 37,0 % от эффективной. Это значительно меньше, чем по центральным площадям Ромашкинского месторождения, но больше, чем по краевым.
     
Территория Зеленогорской  площади занимает около 184 км2. Площади нефтеносности пластов в соответствии со структурными и литологическими особенностями уменьшаются в основном вниз по разрезу. Геологический профиль, построенный по Зеленогорской площади представлен на рисунке 1.2. 
 


Таблица 1.2

Характеристика  параметров горизонта Д1
Метод исследо-вания

Наименование

Прони-цаемость, мкм2 Порис-тость, % Нач. нефте- насыщенность, %
Лабора-торное исследо-вание керна Количество  скважин Количество определений
Среднее значение
Коэффициент вариации
Интервал изменения
8 92
0,462
0,65
0,02-1,53
9 174
21,1
0,12
12,5-25,2
3 56
84,4
0,06
73,1-94,9
Геофи-зические исследо-вания Количество  скважин Количество определений
Среднее значение
Коэффициент вариации
Интервал изменения
724 2197
0,326
-
0,015-1,021
660 1836
19,6
-
11,0-26,1
642 1740
83,1
-
18-99
Гидро-динами-ческие исследования Количество  скважин Количество определений
Среднее значение
Коэффициент вариации
Интервал изменения
580 2184
0,326
0,52
0,2-1,5
- -
-
-
-
- -
-
-
-
Приня-тые   для проекти-рования  
Среднее значение Коэффициент вариации
 
0,326 0,65
 
19,6 0,12
 
83,1 0,06
 
 
 
 
 
 
 

Таблица 1.3

Характеристика  толщин пластов горизонта Д1
Показатель  Значение
общая нефтенасыщенная эффективная
Средневзвешенное  значение толщины, м 
Коэффициент вариации 

Интервал изменения, м
 
37,4 
0,127 

27 –  49
 
9,94 
0,594 

0,6 –  31
 
26,9 
0,387 

8 – 47
 
   
Горизонт Д1 является многопластовым объектом разработки. Как видно из рисунка 1.2 он имеет  сложное строение. В скважинах  встречаются самые разнообразные  типы разрезов от одного до десяти пластов коллекторов. Рассчитанные в целом для горизонта статистические показатели характеризуют его макронеоднородность и показывают, что в среднем каждой скважиной вскрывается 5,6 пластов, доля песчаных коллекторов составляет    52 % (таблица 1.4).   
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 


Таблица 1.4

Показатели характеристик  неоднородности горизонта в целом  по площади 
Показатель Среднее значение Коэффициент вариации
Коэффициент песчанистости Коэффициент расчлененности
0,52 5,55
22,2 38,12

Количество исследованных скважин

478

 
     
1.2.2 Физико-химические  свойства нефти  и газа
     
Физико-химические свойства нефтей и газов исследовались  в секторе пластовых нефтей и  газов «ТатНИПИнефть»  и ЦНИЛ объединения «Татнефть».
     
Отбор и анализ проб проводились с помощью известной аппаратуры по общепринятой методике и в соответствии с государственными стандартами.
     
Значения параметров пластовой нефти, поверхностной  нефти и газа изменяются. Так давление насыщения изменяются от 8,3 до 9,6 МПа, средне-арифметическое значение по площади равно 8,98 МПа, газосодержание от 53,1 до 67,8 м3/т , среднее 62,9 м3/т, объемный коэффициент от 1,112 до 1,188, среднее 1,1611, плотность нефти от 795 до 827 кг/м3, среднее 809,6 кг/м3 , вязкость нефти от  15,3 до 22,1 мПа*с, среднее 18,9 мПа*с. Содержание серы в среднем – 1,6 %, асфальтенов  - 2,8 % весовых.
     
Нефть в поверхностных  условиях (таблица 1.5) по величине вязкости может быть отнесена к группе средних  нефтей, выход светлых фракций  составил 7,3% объемных при разгонке до 100 оС , 26,3 % - до 200 оС, 47 % - до 300 оС. Состав газа по площади изменяется незначительно. Плотность газа в среднем равна 1,296 кг/м3.
     
В газе содержится метана  39,76 %, этана – 23,4 %, пропано-бутановых  фракций – 16,85 %, азота – 8,71 % объемных. Компонентный состав разгазированной нефти приведен в таблице 1.6.
     
После сепарации  нефти на товарном парке рабочий  газовый фактор, т.е. суммарный газовый  фактор I и II ступеней сепарации составляет 49,7 м3/т (при нормальных условиях). Потери нефти в технологических и товарных резервуарах от испарения в процессе подготовки составляют  4,6 м3/т (при нормальных условиях). сбрасываемая вода после технологических и буферных резервуров уносит с собой в растворенном виде часть газа, величина эта равна 0,004 м3/т (при нормальных условиях). После подготовки нефти в установках комплексной подготовки нефти выделяется газ стабилизации, количество которого составляет 0,42 м3/т (при нормальных условиях). Разница между пластовым газовым фактором и суммарным количеством газа, выделенным в процессе подготовки нефти, равна 8,176 м3/т (при нормальных условиях), т.е. такое количество газа остается в товарной нефти. 


Таблица 1.5

Свойства нефти  в поверхностных условиях

  Показатель

Кол-во исследованных  скважин  Среднее значение
 
Давление  насыщения газом , МПа Газосодержание, м3
Газовый фактор при условиях сепарации, м3
Давление 0,5 МПа ; температура 9 оС
Давление 0,1 МПа ; температура 9 оС

Объемный коэффициент, доли единицы 

Плотность, кг/м3

Вязкость , мПа*с 

Содержание, %

    серы
    асфальтенов

Выход светлых фракций

        т.н.к. – 100 ОС

        до 150 ОС

        до 200 ОС

        до 300 ОС

 
16 
 
 
 
26
23
19
14 
 

14 

 
8,98 49,7 

40,4
9,3
1,1611
858
18,9 

1,6
2,8 

7,3
19,4
26,3
47,0
 
 
 
 
 
 
 
 

Таблица 1.6

Компонентный  состав пластовой нефти и газа, выделившегося из нефти при однократном разгазировании при стандартных условиях  

Наименование

Газ

Пластовая нефть
Углекислый  газ Азот+редкие
Метан
Этан
Пропан
Изобутан
Н-бутан
Изопентан
Н-пентан
Остаток (С6+высшие)
Молекулярная  масса
0,62 8,71
39,76
23,4
16,85
2,18
5,45
1,52
1,51
-
31,2
0,14 0,46
1,59
1,64
2,34
0,59
1,69
1,17
1,07
89,31
156
 
 
 
     
1.2.3 Физико-химические  свойства пластовых  вод
     
Подземные воды пашийских отложений Зеленогорской  площади Ромашкинского месторждения исследовались по 14 скважинам (таблица 1.7). Они представлены хлоркальциевыми рассолами, общая минерализация которых

колеблется от 249,6 до 281,5 г/л. Плотность пластовых  вод изменяется от 1170 до 1190 кг/м3. Характерным для пластовых вод терригенного девона является незначительное содержание сульфат-ионов. На Зеленогорской площади в пластовых водах пашийских отложений содержание сульфат-ионов колеблется от следов до 55,6 мг/л. в естественных условиях в пластовых водах пашийских отложений сероводород отсутствует. Однако закачка пресных речных вод, содержащих сульфаты и сульфатредуцирующие бактерии, в нефтяные пласты приводит к образованию сероводорода до 50-60 мг/л и увеличивает скорость коррозии металла в воде. По составу растворенного газа в пластовых водах преобладает метан. Газонасыщенность вод колеблется от 30 до 70 % объемных, упругость растворенного газа от 6 до 13 МПа. Общее количество углеволородных газов 60-75 %, из них метана от 62 до 96 %. Вязкость пластовой воды 1,98 мПа*с.    


Таблица 1.7

Свойства пластовых  вод

Показатель

Среднее значение
Газонасыщенность, % объемные Упругость растворенного  газа, МПа 
Плотность, кг/м3
Вязкость, мПа*с
Общая минерализация, г/л

Содержание  ионов, мг/л

    Cl
    SO4
    HCO3
    Ca
    Mg
    K
 рH
0,52 9,8
1184
1,985
273,3 

174987
56
18
26625
78012
3200
6,3
 
 
     
Таким образом краткая геолого-физическая характеристика Зеленогорской площади выглядит так. Продуктивный горизонт имеет сложное строение. Он  отличается ярко выраженной неоднородностью. В разрезе горизонта Д1 выделяется 8 пластов. Коллекторские свойства пластов изменяются в широких пределах. Средние значения пористости и проницаемости в целом по горизонту Д1 составляют соответственно 19,6 % и 0,326 мкм2. Плотность и вязкость нефти в поверхностных условиях в среднем по площади составляют соответственно 858 кг/м3 и 18,9 мПа*с. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 9,9 м. Начальные балансовые запасы нефти составляют 205490 млн.т.
   
Из-за сложного геологического строения пласта возникает  проблема неравномерного продвижения  фронта вытеснения, что приводит к  преждевременному обводнению добыващих скважин и снижению мепов выработки низкопроницаемых пластов. 
 

     
2 Состояние разработки  и выработки пластов
     
     Зеленогорская  площаль Ромашкинского нефтяного  месторождения разрабатывается  с 1953 года. Площадь разбурена по  сетке скважин 600 х 400 м. Площадь разрабатывается путем внутриконтурного блочного заводнения.
     
    Зеленогорская  площадь разделена на три блока  разработки: первый блок занимает 45 % в северной части площади;  второй и третий, примерно равные  по размеру, соответственно северную и южную части юго-западной половины площади .
     
2.1 Характеристика технологических  показателей разработки
     
     В  настоящее время Зеленогорская  площадь находится в третьей  стадии разработки, характеризующейся  прогрессирующим обводнением и  снижением  добычи нефти.
     
Основные технологические  показатели текущего состояния приведены  в таблице 2.1, динамика показателей  разработки показана на рисунке 2.1. Максимальный уровень добычи нефти 3,718 млн.т. был  достигнут в 1967 году при накопленном  отборе 26 % от начальных извлекаемых запасов, обводненности 30,2 %, при коэффициенте текущей нефтеотдачи 0,128. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил при этом - 3,68 %.
     
В последующие  годы началось естественное снижение годовых темпов отбора нефти и рост обводненности продукции. На 1.01.1999г. с площади отобрано 84625 тысяч тонн нефти, что составляет 83,8 % от начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеотдачи равен 0,412. В 1998 году добыто 529 тысяч тонн или 0,524 % от начальных извлекаемых запасов и 2,57 % от балансовых.
     
Накопленный отбор  жидкости составил 224,6 миллион тонн при водонефтяном факторе 1,65. В последние  годы добыча жидкости уменьшается  в 1995 году она составила 3646 тысяч  тонн. При этом обводненность добываемой продукции составила 85,5 %.
     
Закачка воды в  продуктивные пласты с целью поддержания  пластового давления ведется с 1955 года. С 1985 годовые объемы закачки уменьшались.
     
Накопленный объем  закачки воды на 1.01.99 г. составил 255143 тыс. м3, текущая компенсация отбора жидкости закачкой воды равна 98,4 %, накопленная – 106,4 %. 
 
 


 
 

  Рисунок 2.1 Показатели разработки Зеленогорской площади 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 Таблица 2.1

Состояние разработки Зеленогорской площади 

Показатель

1997 1998
 
    Добыча  нефти, тыс.т
    Добыча жидкостяи, тыс.т
    Обводненность, %
    Закачка воды, тыс. м3
    Соотношение закачки к отбору в пластовых условиях, %
    Соотношение закачки к отбору в пластовых условиях с начала разработки, %
    Пластовое давление в зоне отбора, МПа
    Среднее давление на устье нагнетательных скважин ,МПа
    Забойное давление в зоне отбора, МПа
    Темпы отбора от НИЗ, %
    Темпы отбора от ТИЗ, %
    Отобрано от НИЗ, %
    Отобрано от НБЗ, %
    Текущие извлекаемые запасы, млн.т.
 
517,7 3766,8
86,3
4173,5 

110,7 

106,5
15,2
13
10,4
0,51
3
83,4
41
17303
 
529,3 3646,2
85,5
3588,2 

98,5 

106,4
15,1
12,7
10,3
0,52
3,2
83,9
41,2
16785
    Начальные извлекаемые запасы, млн.т.
    Начальные балансовые запасы, млн.т.
100947 205490
 
 
     
2.2 Характеристика фонда  скважин
     
Характеристика  фонда скважин на 1.01.99 г. приведена в таблице 2.3.
     
Весь пробуренный  фонд составляет 1110 скважин. Действующий  добывающий фонд в 1998 году насчитывал 473 скважины . При этом плотность сетки скважин по всему фонду равна 16,1 га/скв., по добывающему - 19.9 га/скв. Весь добывающий фонд механизирован, 145 скважин оборудовано ЭЦН, 328 скважина - ШСНУ. Среднесуточный дебит одной действующей добывающей скважины составляет по нефти 2,92 т/сут, по жидкости – 20,1 т/сут.
     
Действующий нагнетательный фонд насчитывает 184 скважин, в том числе 125 переведено из добывающих.
     
В бездействии  находится 71 скважина (10,8 % от действующего фонда)   В консервации находится 10 скважин (1,5 % от действующего фонда).
     
Кроме того на площади 113 скважин добывающих и 29 – нагнетательных ликвидировано, а 14 добывающих и 4 нагнетательных находятся в ожидании ликвидации.
     
Контроль за состоянием пластового давления осуществляется 28 скважинами. Кроме того, на площади  имеются 2 контрольные скважины и 16 скважин, дающих техническую воду.
     
Давление на забое добывающих скважин за время разработки изменялось от 5 до 13,4 МПа. При этом до 1965 года, когда добыча производилась преимущественно фонтанным способом,  оно держалось на уровне около 13,0 МПа. По мере перевода на механизированную добычу оно несколько упало, но затем при увеличении обводненности давление вновь несколько увеличилось. В последние годы оно установилось на уровне 10 МПа.
     
Пластовое давление изменялось от 14,0 до 16,3 МПа. В 1955 году оно  равнялось 15,2 МПа.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 


Таблица 2.3

Фонд скважин  Зеленогорской площади на 1 января 1999 г.
Состав  фонда  Количество  скважин
Добывающий  фонд
    А) действующие 
           -ЭЦН
           -ШСНУ
    б) бездействующие
Нагнетательный  фонд
     а) под закачкой
     б) в бездействии после эксплуатации
Контрольные
Пьезометрические 
Дающие  техническую воду
Эксплуатационный  фонд
В консервации
Ликвидированные и ожидающие ликвидации
Всего пробурено 
529 473
145
328
56
199
184
15
2
28
16
791
10
158
959
 
 
     
2.3 Состояние выработки  запасов нефти 
     
Состояние выработки  запасов нефти по пластам горизонта Д1 на 1 января 1999 года приведено в таблице 2.4. Содержание начальных запасов по пластам изменяется в соответствии с характером их геологического строения. На нижние пласты «г1», «г2+3» и «д» приходится третья часть запасов (соответственно 20,12 и 1,7 %). По верхним пластам наибольшая их часть (22,5 %) сосредоточена в пласте «а».
     
Наиболее выработанными  являются пласты пачки «гд», по которым  величина текущих КНО меняется от 0,465 до 0,522, в то время как средняя  по площади равна 0,412. Из пластов  верхнепашийских отложений лучше всего вырабатывается пласт «а», имеющий коэффициент нефтеизвлечения 0,402, а менее всего пласты пачки «б» от 0,327 до 0,365. Неравномерно вырабатываются запасы и по типам коллекторов. Наиболее выработанными являются высокопродуктивные неглинистые и глинистые коллектора, на долю которых приходится 56,4 % и 14,2 % всех извлекаемых запасов. Процент отбора при этом составляет 92,3 % и 90,0 %. Самая низкая степень выработки отмечается по малопродуктивным коллекторам, на долю которых приходится 8,3 % извлекаемых запасов.
     
Анализ выработки  запасов и расчеты, выполненные  по методике И.Г.Пермякова показали что величина накопленной добычи нефти по данным НГДУ не соответствует  состоянию разработки площади и  является заниженной на 3344 тысяч тонн, что объясняется несовершенством системы учета отборов нефти.
     
Основные мероприятия  по совершенствованию разработки направлены на вовлечение в разработку запасов  небольших линз, высокопродуктивных глинистых и малопродуктивных коллекторов.
     
Остаточные запасы на 1 января 1999 года по площади составляют 12913 тысяч тонн, из них 10692 тысяч тонн (82,8%) сосредоточено в верхней пачке пластов и 2221 тысяч т. (17,2 %) в нижней.
     
Таким образом  исходя из содержания этого раздела  можно сделать следующие выводы. В настоящее время площадь находится на поздней стадии разработки. Добыча нефти ежегодно падает, в 1998 году она составила 529 тысяч тонн, растет обводненность продукции скважин (в 1998 году - 85,5 %). Коэффициент текущей нефтеотдачи составляет в среднем по площади 41,2 %, однако по некоторым участкам наблюдается отставание коэффициента нефтеотдачи. Это объясняется низким охватом пласта заводнением из-за прорывов воды, закачиваемой с целью поддержания пластового давления, по высокопроницаемым пропласткам, при этом нефть, содержащаяся в низкопроницаемых пропластках, извлекается очень низкими темпами. Все это говорит о необходимости применения МУН, позволяющих увеличить охват пласта заводнением. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     
3 Обзор методов  увеличения нефтеотдачи пластов
     
Высокопродуктивные  месторождения Татарстана находятся  на поздней стадии разработки. Добыча нефти ежегодно падает, обводненность  растет. Возникает вопрос о вовлечении в разработку трудноизвлекаемых  запасов, то есть таких запасов, темпы  извлечения которых при традиционных методах разработки очень низки. В настоящее время доля трудноизвлекаемых запасов по республике Татарстан составляет 81%. Наиболее важную роль в проблеме извлечения играют методы увеличения нефтеотдачи.
     
На месторождениях Татарстана методами увеличения нефтеотдачи пластов охвачено свыше 400 миллион тонн запасов. На залежах внедряется или испытывается около 30 технологий повышения нефтеотдачи пластов. За счет них добыто около 18 миллион тонн нефти.
     
На основе опыта  использования МУН доказано, что в условиях Татарстана наиболее эффективными и экологически безопасными являются такие, как полимерное заводнение, закачка эфиров целлюлозы и полимерно-дисперсных систем, а также чередующаяся закачка нефти и воды. Кроме того, в широких масштабах используется алкилированная серная кислота (АСК), являющаяся отходом нефтепереработки. Тепловые методы для залежей высоковязких нефтей перспективны при условии решения ряда технических и экологических проблем. Они более перспективны для залежей природных битумов.
     
В таблице 3.1 приведены  условия применения некоторых методов  увеличения нефтеотдачи. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     
3.1 Физико-химические методы воздействия на залежь
     
Все физико-химические методы воздействия применяются на месторождениях Татарстана при заводнении и направлены на решение следующих задач:
    улучшение охвата пластов вытеснением расчлененных и неоднородных коллекторов;
    улучшение вытесняющих свойств воды для обеспечения полноты выработки остаточной нефти заводненных зон;
    изменение свойств коллектора;
    сокращение отбора попутной воды.
     
Эти методы при  существующей технологии разработки и  степени обводненности продукции являются одними из наиболее важных.
     
3.1.1 Применение поверхностно-активных  веществ 
     
Сущность метода заводнения с применением ПАВ заключается в повышении нефтевытесняющих свойств воды за счет снижения межфазного натяжения нефти на границе «нефть-вода» и улучшения смачиваемости пор закачиваемой водой.
     
Таким образом, применение ПАВ способствует отмыву пленочной нефти, гидрофилизации поверхности породы, снижению набухаемости глинистых минералов.
     
Эффективность технологий на основе ПАВ выше при  их применении на ранних стадиях разработки залежей в зонально-неоднородных пластах. В слоисто-неоднородных пластах с аномально вязкой нефтью после прорыва воды в добывающие скважины и создания водопроводящих каналов эффективность внедрения таких технологий резко снижается. Водные растворы ПАВ способствуют лишь доотмыву незначительного количества нефти в водопроводящих каналах. В связи с этим в слоисто-неоднородных пластах более эффективны технологии с глубокопроникающими вязкими составами, основанные на снижении проводимости этих каналов для расширения охвата вытеснением нефти из менее проницаемых зон и слоев. 

     
3.1.2 Полимерное заводнение
     
Полимерное заводнение применяется для регулирования  отношения подвижностей нефтяной и вытесняющей фаз, повышения охвата пласта воздействием и создания благоприятных физико-химических условий для увеличения коэффициента вытеснения нефти. Фильтрация сопровождается адсорбцией полимера на породе, которая значительно слабее, чем в случае с ПАВ.
     
Основным свойством  полимеров является способность  загущать водные растворы. С учетом этого при выборе технологии и прогнозе эффективности применения полимерного заводнения учитывается анизотропия пласта по проницаемости, слоистая и площадная неоднородность коллектора, соотношение вязкостей нефти и воды, действие капиллярных и гравитационных сил.
     
Полимерное заводнение успешно применяется в терригенных и карбонатных коллекторах с проницаемостью 0,1—1,0 мкм2, вязкостью нефти 3—100 мпа*с и нефтенасыщенностью более 50 %, когда в закачиваемой воде ограничено содержание ионов Са и Mg, при температуре пласта не выше 70°С.
     
Для каждого  конкретного объекта необходимо подобрать оптимальный тип полимера и следует изучить реологические и фильтрационные свойства раствора. Растворы полимера имеют высокую вязкость при сравнительно низких концентрациях.
     
Дальнейшее развитие полимерного заводнения на поздней стадии разработки залежей направлено на применение сшитых полимерных систем с образованием геля в результате химических реакций или физических превращений при изменении температуры и солевого состава.
     
3.1.3 Полимерно-дисперсные  системы       
     
Полимерно-дисперсные системы - это системы, состоящие из полимерных и минеральных частиц. В качестве полимерных частиц чаще всего используются полиакриламиды (ПАА), а минеральных - глина.
     
Механизм воздействия  ПДС на продуктивные пласты с целью  повышения нефтеотдачи заключается в том что в результате осаждения полимерминеральных комплексов на стенках пор вследствие флокуляции глинистых частиц полимерами (ПАА) увеличивается сопротивление высокопроницаемых обводненных пропластков. Вследствие этого происходит перераспределение фильтрационных потоков по разрезу пласта, активизируя выработку нефти из слабопроницаемых пропластков и подключая в разработку недренируемые до закачки ПДС пропластки.
     
Механизм увеличения нефтеотдачи пластов при применении ПДС подтвержден результатами физико-химических исследований, математического и физического моделирования пластовых процессов. Седиментационным анализом и с помощью телевизионного микроскопа-анализатора при физическом моделировании установлено следующее /4/:
    размеры частиц ПДС сопоставимы с размерами пор пласта;
    объем образующегося осадка ПДС превышает объем осевших глинистых частиц в отсутствие полимера в 1,5 - 2,5 раза;
    минерализация  пластовых вод практически не влияет на характер распределения частиц ПДС по размерам;
    образующийся осадок ПДС, не размывается водой, что является гарантией надежной изоляции прослоев, промытых водой;
    компоненты ПДС фильтруются в основном в высокопроницаемые участки модели неоднородного пласта с образованием там полимерминеральных комплексов.
     
Лабораторные исследования показали также, что остаточный фактор сопротивления, создаваемый в пористой среде частицами ПДС, в отличие от полимера, возрастает с увеличением проницаемости. Прирост коэффициента нефтеотдачи зависит от степени неоднородности или соотношения проницаемости пропластков. Чем больше соотношение проницаемостей пропластков, тем выше прирост коэффициента нефтеотдачи.
     
После закачки  ПДС происходит подключение в  работу ранее не работавших низкопроницаемых пропластков. По кривым восстановления давления рассчитанная глубина проникновения ПДС составляет 50 - 115 м. Количество дополнительно добытой нефти изменяется в широких пределах - от 0 до 15 тысячт на одну обработку и зависит от степени неоднородности и геолого-физических параметров пласта.
     
Объектами применения ПДС являются, в основном, блоки, участки, линзы и полулинзы продуктивных пластов, находящихся на поздней стадии разработки (обводненность свыше 60 %) и состоящие из нескольких пропластков как разделенных, так и не разделенных непроницаемыми пропластками, то есть характеризующиеся высокой послойной неоднородностью и на которых расположены одна или несколько нагнетательных скважин и гидродинамически связанных с ними добывающие скважины.
     
Типичным примером эффективного применения ПДС  является участок скважины 59 залежи 31 Ромашкинского месторождения. После закачки ПДС эффект стал проявляться через 4 месяца за счет подключения пласта-песчаника толщиной 2 м с ухудшенной проницаемостью по сравнению с основным пластом. Эффект составил 6 тысяч тонн дополнительной нефти. За 1985—1992 годы проведены закачки полимерно-дисиерсионных систем на 478 скважинах, в том числе на Ромашкинском месторождении — на 318 скважинах. Дополнительная добыча нефти составила 947 тысяч тонн, в том числе на Ромашкинском месторождении — 772 тысяч тонн.
     
Для проведения работ по закачке полимерно-дисперсных систем в Башкортостане выбраны  небольшие участки на девонской  залежи Шкаповского месторождения  в районе нагнетательных скважин 326 и 178, на залежах угленосной толщи Игровского в районе нагнетательных скважин 684, 696 и 697, Четырманского — в районе нагнетательной скважины 1036, Воядинского — нагнетательной скважины 1812, Югомаш-Максимовского месторождения — в районе нагнетательных скважин 2764, 1305 /5/. На пяти участках из шести, где произведена закачка полимерно-дисперсных систем, наблюдаются прирост текущей нефтеотдачи в пределах 2—17%, а также сократился объем попутной воды на 1040—44300 м3. По данным научно-производственного объединения «Союзнефтеотдача» прирост текущей нефтеотдачи в 1988—1989 годах составил от 4% в районе нагнетательной скважины 1305 Югомаш-Максимовского до 8% (скважина 2764) этого же месторождения.
     
Данный метод  хорошо зарекомендовал себя в условиях НГДУ «Азнакаевскнефть». В таблице 3.2 приведены технико-экономические показатели применения ПДС. На сегодняшний день он является одним из самых эффективных и наиболее широко применяемых методов увеличения нефтеотдачи в Татарстане. 


Таблица 3.2

Технико-экономические  показатели применения ПДС в 1984—1993 годах

     Показатель

     Месторождения

Татарстана

Башкортостана Западной Сибири
Объем внедрения, число участков  
     360
 
     20
 
     496
Дополнительная  добыча нефти, тысяч тонн Всего
        на 1 участок
        на 1 тонну полимера
 
 
     720,0      2,0
     3,5
 
 
     27,9      1,4
     1,8
 
 
     1540,0      5,2
     7,4
Кратность превышения прибыли над  затратами
 
     2.8.-15
 
     1.5...10
 
     3...20
 
     
3.1.4 Применение эфиров  целлюлозы
     
Блокирование  дальнейшего поступления воды в  промытые зоны пласта и направление  вытесняющего агента и зоны, не охваченные воздействием, возможно также путем применения эфиров целлюлозы. Установлено, что закачка более 2000 м3 водных растворов эфиров целлюлозы сопровождается nepepacпределением фильтрационных потоков не только в призабойной зоне скважины, но и на достаточно большом от нее удалении.                                  
     
В пласте под  воздействием температуры, изменения  показателя рН, ионов металла, содержащихся как в воде, на которой производится приготовление раствора, так и  в пластовой воде, происходит загущение закачиваемого раствора эфиров целлюлозы до образования гидрогелей различной степени подвижности. Добавление в раствор сшивателя, ионов металлов, позволяет целенаправленно регулировать свойства растворов. Благодаря этому технология применима на любой стадии разработки.
     
На пяти площадях Ромашкинского месторождения закачано 1964 тонны эфира целлюлозы в 95 нагнетательных скважин. В зоне влияния закачки находятся 318 добывающих скважин. Накопленная добыча нефти, определенная по характеристикам вытеснения, составила 96 % от проектной. Ожидается, что на этих участках дополнительная добыча нефти будет иметь место еще в течение трех лет. В связи с этим фактическая дополнительная добыча нефти превысит проектную величину. 

     
3.1.5 Высокомодульное  жидкое стекло
     
Технология основана на порционной закачке водных растворов высокомодульного силиката натрия, в которые вводятся гелеобразователи.  Данный состав через определенный период времени образует гель, который снижает проницаемость пористой среды.
     
Технология предназначена  для ограничения притока закачиваемых, контурных, подошвенных и пластовых вод любой минерализации, применима для гранулярных и трещиноватых коллекторов при удельной приемистости скважин перед обработкой до 100 м3/сут/МПа. Наиболее эффективны обработки обводненных  скважин с начальной эффективной нефтенасыщенной толщиной не менее 5 м при вязкости пластовой нефти не более 50 мПа*с. Обработки скважин целесообразно осуществлять при неоднородном строении коллектора, когда продуктивный пласт разделяется на отдельные пропластки глинистыми разделами толщиной 1 м и более.
     
3.1.6 Применение промышленных  отходов серной  кислоты
     
Увеличение нефтеотдачи  пластов путем закачки оторочек серной кислоты основано на ее воздействии  на карбонатные составляющие коллектора и на нефть и воду в пустотном пространстве пород с образованием анионоактивных ПАВ. В результате экзотермической реакции при контакте серной кислоты с карбонатами выделяется диоксид углерода и тепло.
     
Промышленное  внедрение технологий повышения  нефтеотдачи путем создания оторочек на основе серной кислоты началось в 1971 году в следующих направлениях:
    первичное вытеснение нефти из терригенных коллекторов девонского и бобриковского горизонтов;
    улучшение выработки водонефтяных зон;
    повышение нефтеотдачи карбонатных коллекторов трещинно-порового типа;
    разработка частично заводненных терригенных коллекторов.
     
При первичном  вытеснении на участках линейного и  очагового заводнения девонского и бобриковского горизонтов закачано 290 тысяч тонн серной кислоты в 385 нагнетательных скважин. Оказалось, что при выполнении условий эффективного применения технология позволяет дополнительно добыть в среднем 25 тонн нефти на одну тонну реагента в девонских коллекторах и 15 тонн нефти в терригенных отложениях нижнего карбона.
     
Для улучшения  выработки запасов нефти в  водонефтяных зонах закачано 73 тысяч тонн серной кислоты в 54 скважины. Технологическая эффективность составила по различным участкам от 2 до 20 тонн нефти на одну тонну реагента. Для повышения нефтеотдачи частично заводненных терригенных коллекторов закачано 204 тысяч тонн серной кислоты в 186 скважин. Дополнительная добыча составила от 6 тонн до 10 тонн нефти на одну тонну закачанного реагента.
     
Из этих результатов  следует, что эффективная технология сернокислотного заводнения наиболее высокая в терригенных коллекторах девонских отложений оказывается не столь высокой при применении на частично заводненных участках и водонефтяных зонах. В терригенных отложениях нижнего карбона эффективность ниже, чем на девонских залежах.
     
Метод сернокислотного  заводнения получил дальнейшее развитие в работах специалистов НПО «Союзнефтепромхим». Технология основана на последовательно чередующейся закачке в пласты серной кислоты и углеводородных жидкостей из числа вторичных материальных ресурсов химических и нефтехимических производств (СНПХ-91 И СНПХ-92). При взаимодействии серной кислоты с активными компонентами углеводородных жидкостей происходит процесс сульфирования с образованием ПАВ. Эти ПАВ повышают активность вод, закачиваемых для вытеснения нефти.
     
Испытания технологии на основе СНПХ-91 проведены на пяти участках Азнакаевской и Карамалинской площадей Ромашкинского месторождения /6/. Обводненность продукции одного из участков перед применением технологии составляла 95,2%. Через 8—14 месяцев снизилась на 12—15%. Эффект от закачки оторочки СНПХ-91 продолжался в течение 25—54 месяцев. Дополнительная добыча нефти составила 11,5 тысяч тонн, а удельная эффективность — 2,1 т/т.
     
При применении СНПХ-92 па залежи №5 наблюдалось увеличение в 1,2 - 4,3 раза приемистости скважин. Дополнительная добыча нефти от применения технологии на II участках составила 124 тысяч тонн
     
Удельная технологическая  эффективность изменяется в пределах 0,9—23,6 тонн на одну тонну реагента. В 1987—1993 годах в АО «Татнефть» разработано  и испытано шесть технологических схем по закачке кислотных эмульсий на 44 участках. Общий объем закачки кислотных эмульсий составил 127 тысяч тонн Дополнительная добыча нефти составила 507 тысяч тонн. 

     
3.1.7 Щелочное заводнение
     
Закачка растворов  щелочей улучшает смачиваемость породы водой, то есть способствует гидрофилизации поверхности пор. Это обеспечивает полноту вытеснения нефти водой.
     
В карбонатных  коллекторах улучшение смачиваемости  пор при применении щелочей зависит от наличия в нефти азотосодержащих компонентов.
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.