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:


Курсовик Методы увелечения нефтеотдачи полимер-кислотная обработка

Информация:

Тип работы: Курсовик. Добавлен: 25.6.2014. Сдан: 2014. Страниц: 49. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


СОДЕРЖАНИЕ
Введение 3
1 Геолого-физическая характеристика Вятской площади Арланского месторождения 4
1.1 Геологическое строение продуктивных толщ, пластов и пачек ТТНК 4
1.2 Геологическое строение карбонатных продуктивных толщ, пластов и пачек 6
1.3 Свойства пластовых флюидов 10
2 Анализ технологического состояния разработки Вятской площади Арланского месторождения 15
3 Понятие о нефтеотдачи пластов, определение основных показателей разработки 3.1 Анализ применения всех методов с точки зрения их эффективности. 3.2 Современные технологии повышения нефтеотдачи, применяемые в АНК «Блкамнефть» 21 21 24
4 Техника и технология применения полимер - кислотной обработки для увеличения нефтеотдачи пластов 26
5 Расчет основных параметров технологии применения полимер - кислотной обработки для увеличения нефтеотдачи пластов 38
6 Определение эффективности применения полимер - кислотной обработки для увеличения нефтеотдачи пластов 45
Заключение 49
Список использованных источников 50


Введение
С карбонатными коллекторами связано более 40% мировых запасов нефти и около 60% мировой добычи нефти. В последнее время на территории Урало-Поволжья наблюдается устойчивая тенденция к снижению добычи нефти, ухудшается структура извлекаемых запасов, что проявляется в увеличении объема трудно-извлекаемых углеводородов , возрастает удельный вес карбонатных коллекторов, основные запасы нефти, в которых приурочены к турнейским и каширо-верей-башкирским отложениям.
Коэффициент успешности проведения мероприятий по увеличению нефтеотдачи пласта составляет лишь 30-80% по различным объектам, а в половине скважин, затраты, связанные с проведением воздействия, не окупаются дополнительно добытой нефтью. Это связано со следующими причинами:
1) разработанные технологии проведения обработок не учитывают всех особенностей механизма воздействия на карбонатный коллектор;
2) низкий уровень геолого-технологического сопровождения технологий.
В настоящее время на большинстве объектов разработки АНК "Белкамнефть" ставится задача стабилизации добычи нефти. При наличии у компании месторождений нефти, приуроченных к карбонатным коллекторам, разработка данного типа залежей становится весьма актуальной. Накоплен и значительный опыт, как отдельных промысловых экспериментов, так и промышленной разработки подобных объектов при различных режимах


1 Геолого-промысловая характеристика Вятской площади Арланского месторождения

На Арланском месторождении вскрыты бурением и изучены верхне­протерозойские и палеозойские отложения[3]. Основная часть этих отложений (свыше 90 % по мощности) имеет палеозойский возраст и представлена в ти­пично выраженной платформенной фации.
Верхнепротерозойские отложения изучены по разрезам, вскрытым 36 скважинами. Мощность вскрытых пород достигает 15-245 м. Фундамент ни одной скважиной не вскрыт. В скважине 7000 Арлан разрез осадочной толщи ме­сторождения изучен до глубины 4516м. Вскрытая часть верхнепротерозойского разреза на территории Арлан­ского месторождения представлена петнурской, норкинской, ротковской, ми­наевской, калтасинской свитами нижнего рифея; старопетровской свитой верхнего венда.
1.1 Геологическое строение продуктивных толщ, пластов и пачек ТТНК.
В ТТНК Арланского месторождения коллекторами нефти являются мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты, которые череду­ются с аргиллитовыми прослоями. Мощности песчаных пластов и их количе­ство крайне непостоянны даже в пределах отдельных площадей.
Вследствие ритмичности условий осадкообразования число аргиллитовых прослоев в разрезах подавляющего большинства скважин довольно по­стоянно и прослои хорошо прослеживаются по площади.
Специфические литолого-минералогические особенности, четкие при­знаки на кривых каверномера и дополнительная характеристика по другим материалам промыслово-геофизического комплекса позволяют вполне опре­деленно использовать аргиллитовые прослои как реперы. В разрезе и по площадям преобладающие мощности различных прослоев аргиллитов колеб­лются от 0,8 до 3 м.
Между аргиллитовыми прослоями в терригенной толще нижнего кар­бона прослежено 8 песчано-алевролитовых пластов, которые занимают со­вершенно определенное положение в разрезе и на площади. По номенклату­ре, принятой в БашНИПИнефти, эти пласты имеют индексы (сверху вниз): CI (мощность коллекторов 36 м; пористость 19,4-20,9%; проницаемость около 0,65 мкм2), СII (основной по запасам пласт; мощности от - от 1 до 5 м; пористость пород изменяется от 19,4-20,9%, проницаемость - от 0,05 до 1,7 мкм2 и более; нефтенасыщенность коллекторов в среднем равна 87 %,), СIII (пласт имеет мощность 2-10,4; значения пористости из­меняются от 13 до 28 %; проницаемости - от 0,02 до 9,0 мкм2) CIV (мощ­ности колеблются в пределах 0,8-2,2 м; пористость колеблется от 12 до 30%, проницае­мость - от 0,22 до 0,76 мкм2; средние значения проницаемости - 0,016-0,053 мкм2; нефтенасыщенность - от 72 до 76%), CV (мощности пласта колеблются до 3 м; среднее значения пористости составляют 19,2-21,2%;среднее значения проницаемости колеблются в нефтяной зоне от 0,398 до 0,615 мкм2, в законтурной области - от 0,361 до 0,488 мкм2; нефтенасыщенность песчаников пласта CV в среднем по площадям со­ставляет 73-76%.), CVI0 (мощности колеблются от 0,6 до 5,6 м; средние значения пористости в нефтяной зоне в целом по пласту - от 19,9 до 19,8 %, в законтурной области - 24,4 %; сред­ние значения проницаемости: в нефтяной зоне - от 0,561 до 0,448, в законтурной области - до 1,25 мкм2; нефтенасыщенность - 76 %,) CVI (мощность коллекторов пласта достигает 30 м, среднее значение ко­эффициента пещеристости равно 0,49, расчлененности - 1,6, пористость- 22,8-23,8 %, проницаемость 0,045-0,274 мкм2, нефтенасыщенность 82-87 %). Наиболее выдержаны по площади пласты CII и CVI.

1.2 Геологическое строение карбонатных продуктивных толщ, пластов и пачек
По ком­плексу геологических и промыслово-геофизических материалов карбонатная толща среднего карбона расчленяется на 7 пачек (I-VII), из которых нефте­носны I1-VII пачки. Про­мышленная нефтеносность среднекаменноугольных отложений выявлена на Арланской площади в продуктивных пластах К1 (IV пачка) каширского подъяруса (горизонта) и П3 (III пачка) подольского подъяруса (горизонта). Установлено крайне неоднородное пространственное распределение нефтеносности, ха­рактеристика которой приводится ниже.
При сравнительном анализе изученности нефтегазоносности среднека­менноугольных отложений прежде всего следует выделить продуктивные пласты пачек III и IV (П3 и К1) Арланской площадей, которые являются основным эксплуатационным объектом[4].
Каширо-подольские отложения Арланской пло­щадей представлены преимущественно биоморфными, биоморфно-детритовыми известняками и тонкомелкокристаллическими доломитами. По­следние местами, чаще в сводовых участках локальных структур, доминиру­ют в составе продуктивного разреза и являются нередко высокопористыми и проницаемыми породами-коллекторами, обладая пористостью до 35 % и проницаемостью до 0,3 мкм2. Характерной особенностью доломитов является их резко выраженная линзовидная форма распространения, обусловлен­ная частым замещением известняками и непостоянством химико-минералогического состава. В разрезе каждый доломитовый прослой пред­ставляет пеструю гамму переходных разностей от доломита известковистого до доломитового известняка. В доломитах часто отмечается присутствие раз­личных форм выделений сульфатов, конкрециевидных стяжений кремня и полное отсутствие гидроокиси железа. Глинистость доломитов обычно невы­сокая: не превышает 1,5-2 %. Микроскопически в доломитах обнаруживается многообразие форм органогенно-реликтовых структур, к которым приуроче­на основная их пористость. Таким образом, по всем признакам отмеченные доломиты являются вторичными и образовались, вероятнее всего, за счет метасоматической переработки известковистого осадка в фазу диагенеза. Ос­новная часть пористо-проницаемых прослоев каширо-подольского продук­тивного горизонта рассматриваемой территории Арланского месторождения связана с метасоматическими (органогенно-реликтовыми) доломитами и биоморфными (фораминиферовыми) известняками.
Каширский горизонт. В составе каширского горизонта выделены IV-VII пачки. В основании горизонта залегает VII пачка. Ее нижняя часть -продуктивный пласт К4 - органогенные и органогенно-детритовые доломитизированные известняки и мелкокристаллические доломиты. Коллекторы - до 80 % толщины, которая составляет 6-7 м. К4 перекрывается толщей плотных глинистых известняков.
VI продуктивная пачка характеризуется непостоянством литологического состава - это плотные непроницаемые глини­стые известняки и доломиты.
Вышележащая V продуктивная пачка так же, как и VI, изменяется от Арланской площади к югу. На Арланской площади она представлена органо­генными, органогенно-детритовыми, доломитизированными известняками и кристаллическими доломитами. Продуктивна ее нижняя часть (пласт К2) с суммарной толщиной коллекторов 8 м
IV продуктивная пачка имеет в нижней части пласт K1 - один из 2 ос­новных эксплуатационных объектов.
Пласт K1 литологически представлен переслаиванием пористых, по­ристо-кавернозных, трещиноватых и плотных разностей известняков и доло­митов, отличающихся степенью глинистости, сульфатизации, окремнения и перекристаллизации. По промыслово-геофизическому комплексу в пласте выделяется от одного до шести и более прослоев пористо-проницаемых по­род, каждый из которых имеет мощность от 0,4 до 5 м, а их суммарная мощ­ность достигает 8 м. Породы-коллекторы характеризуемого пласта представ­лены в основном 2 разностями карбонатных пород: известковистыми органо­генно-реликтовыми доломитами и органогенными доломитизированными известняками. Доломиты, слагающие основную часть прослоев коллекторов (60-70%), по своей природе вторичные, образованные за счет метасоматоза. Они характеризуются преимущественно мелко- и среднекристаллической структурой основной массы породы, на фоне которой часто наблюдаются реликты первичного тонкозернистого кальцита и скелетных остатков фора-минифер, криноидей и водорослей. Упаковка зерен неоднородная. В наибо­лее высокопористых участках доломитов его кристаллы, как правило, сопри­касаются между собой ребрами или вершинами с гранями, а в плотных уча­стках - только гранями.
В составе продуктивного пласта К1 пачки IV Арланской площади наряду с отмеченными разностями встречаются дру­гие структурно-минералогические типы карбонатных пород (известняки зер­нистые, детритовые и доломиты тонкозернистые, доломиты-ангидриты и др.)
По данным лабораторных определений, пористость этих пород обычно не превышает 8-10%, а проницаемость - ниже 0,001 мкм2. По «большим» шлифам их эффективная пористость составляет в среднем 0,5 %. Часто отме­чается трещиноватость, характеризующаяся следующими величинами пара­метров, подсчитанным по 20 шлифам: объемная плотность трещин - 30-150 1/м (средняя величина - 76 1/м), трещинная пористость - 0,01-0,1 % (средняя - 0,05 %), трещинная проницаемость - 3,3-13,8*10-3 мкм2 (средняя -8*10-3 мкм2). Обладая низкой пористостью и частым развитием трещиновато­сти, отмеченные разности карбонатных пород в составе пласта К1 играют роль пород-проводников, обусловливающих взаимосвязь прослоев пористо-проницаемых пород.
Отмечен плотный раздел IV пачки, сложенный тонкокристал­лическими, комковато-сгустковыми, глинистыми и кремнистыми известня­ками. По всему плотному разделу наблюдаются разнообразные формы вто­ричных изменений пор, суммарное воздействие которых в целом отрицатель­но повлияло на формирование коллекторских свойств карбонатных пород. Трещиноватость прослеживается по всему плотному разделу. Параметры эф­фективных (открытых и битумных) трещин определяются по данным «боль­ших» шлифов: объемная плотность трещин - 28-157 1/м, трещинная порис­тость - 0,02-0,2 % и трещинная проницаемость - 1,0-19,4-10-3 мкм2.
Общая толщина пласта K1 - 15-16 м.
Подольский горизонт условно расчленен на три пачки.
Пласт П3. Рассматриваемый пласт, составляющий нижнюю часть раз­реза пачки III, литологически представлен органогенными, органогенно-детритовыми, комковато-сгустковыми известняками и микро-тонкозернистыми и органогенно-реликтовыми доломитами. В разрезе пласта выделя­ется 1-2 пористо-проницаемых прослоя, мощность каждого из которых ко­леблется от 0,6 до 4,5 м. Их суммарная мощность в среднем составляет 2-2,5 м. В составе пласта преобладают поры, связанные в основном с процес­сом выщелачивания и меньшей мере - перекристаллизацией и доломитизаци­ей. По лабораторным исследованиям пористость рассматриваемых пород из­меняется от 8 до 34%, а их проницаемость колеблется от 1 до 70-10-3 мкм2. Отмечаются каверны, но существенного значения в эффективной пористости они не имеют.
Таким образом, пласт П3 характеризуется высокой степенью неодно­родности литологического строения, выражающейся в частой смене по разре­зу литологических типов карбонатных пород и в изменении интенсивности и форм проявления вторичных процессов.
По соотношению различных форм пустот в нефтеносных породах рас­сматриваемых пачек выделяются три структурных типа коллекторов: поро­вый, каверново-поровый и трещинно-порово-каверновый, среди которых по­ровый резко доминирует.
Турнейский ярус
Залежи нефти в отложениях турнейского яруса приурочены к его верх­ней части. В состав продуктивной пачки турнейского яруса входит несколько разностей карбонатных пород. Коллекторами являются органогенно-сгустковые известняки, которые слагаются перекристаллизованными скелет­ными остатками криноидей, фораминифер, остракод, известковых водорос­лей и сгустками микрозернистого карбоната различной величины. В сгустковых известняках поры приурочены к межкомочковым участкам. В органогенно-обломочных разностях коллекторские свойства определяются типом це­ментации. В случае базального или порового типа цементации породы теря­ют проницаемость и не являются коллекторами. Тип коллекторов поровый и каверново-поровый. По всему разрезу пачки, увеличиваясь в верхней ее час­ти, отмечается сульфатизация, калыдитизация и доломитизация. Эти явления приводят к уменьшению пустотного порового пространства. Средняя нефтенасыщенная толщина - 3,4 м, пористость - от 11,6 до 19 % (в среднем 14 %), проницаемость - до 0,14 мкм2, нефтенасыщенность - 0,7. Залежи пластовые, сводовые. Залежи нефти в турнейском ярусе и их продуктивность изучены очень слабо.........


Список использованных источников.

1. Якубов Р.Н. О перспективе применения солянокислотных обработок скважин на поздней стадии разработки /Р.Н. Якубов, Ю.В. Антипин, А.В. Лыcенков, А.В. Чеботаров//Нефтепромысловой дело.-2007.-№6.- С. 22-27.
2. Антипин Ю.В. Проведение ремонтно-изоляционных работ в скважинах с применением полимеркислотного воздействия на карбонатный коллектор / Ю.В. Антипин, Р.Н. Якубов, А.В. Лысенков, Р.Р. Шагалин, А.В. Чеботарев
3. Лозин Е.В. Разработка уникального арланского нефтяного месторождения востока русской плиты. - Уфа; БашНИПИнефть, 2012 - 704 с.: илл
4. Баймухаметов К.С. Геологическое строение и разработканефтяных и газовых месторождений Башкортостана. - Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997.-424 с.: ил.
5. Галлямов И.М. Стандарт организации. Технология полимер-кислотного воздействия на призабойнуй зону карбонатного пласта. - Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 2008 г.
6. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. - 2-е изд., испр. - М: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2007.-827 с.



Перейти к полному тексту работы


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


Смотреть похожие работы


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