Автор работы: Пользователь скрыл имя, 25 Января 2013 в 13:32, курсовая работа
Ромашкинское нефтяное месторождение в географическом отношении расположено в северной части Бугульминско-Белебеевской возвышенности, занимающей юго-восточную часть Татарстана. В административном отношении Миннибаевская расположена в пределах Альметьевского района РТ, Это регион с хорошо развитой инфраструктурой, обеспеченного электроэнергией.
Глава 1.
Общие сведения о районе работ
- географические и социально-экономическое положение, орогидрография, характеристика климата и рельефа и т.д.
1.2. Литология и стратиграфия
- литолого-стратиграфическая характеристика, описание состава и возраста литолого-стратиграфических комплексов
1.3. Тектоника
- тектоническая приуроченность, описание структурных элементов
1.4. Нефтегазоносность
- литолого-стратиграфическая характеристика нефтегазоносных горизонтов, коллекторские свойства коллекторов, физические свойства и химический состав нефти и газа
1.5. Водоносность
- литолого-стратиграфическая характеристика водонасыщенных горизонтов, химический состав и физические свойства пластовой воды
Глава 2
2.1 Геолого-промысловое обоснование воздействия на продуктивный пласт
2.2 Фонд скважин эксплуатационного объекта
2.3 Градиент давления в эксплуатационном объекте
2.4 Техника и технология добычи и закачки воды
2.5 Методы контроля разработки
2.6 Применяемые методы повышения нефтеотдачи пластов
2.7 Графические приложения:
- Карта разработки
- Карта изобар
- Структурная карта
Список использованной литературы
Для предотвращения непроизводительных потерь энергии (и, в конечном счете, для увеличения добычи нефти) в добывающих скважинах турнейского яруса предусматривается применение метода водоизоляции на основе закачек вязкоупругих составов (ВУС) .
В порядке опытно-промышленных
работ рекомендуется
Используемые в настоящей работе значения нормативов применения проектируемых технологий приведены в таблице 8.
Таблица 8
Нормативы применения технологий увеличения нефтеизвлечения
Технология |
Утвержденные | |
Доп. добыча нефти, т. |
Продолжит-ть эффекта, мес. | |
ВУС (доб.) |
400 |
12 |
НСКО (доб.) |
500 |
12 |
КНН (доб.) |
800 |
18 |
НБП (доб.) |
300 |
12 |
2.6.2.1 Применение направленной соляно-кислотной обработки
Технология направленной солянокислотной обработки (НСКО) включает последовательную закачку в скважину и продавку в пласт "меловой" гидрофобной эмульсии, высоковязкой структурированной обратной эмульсии и водного раствора соляной кислоты.
Соляная кислота разрушает "меловую" эмульсию в неработающих участках и получает свободный доступ к карбонатному коллектору. Таким образом, кислота направляется только в неработающие зоны неоднородного пласта.
В качестве реакционноспособной и инертной эмульсии используют высококонцентрированную стабилизированную гидрофобную систему, внешняя среда которой представлена товарной нефтью, а внутренняя фаза - пластовой водой или водными растворами неорганических солей.
Инертность обратной эмульсии к кислоте обусловлена инертностью внешней среды (нефти). Реакционной способности первой порции эмульсии достигают введением в нее 5-10 % порошкообразного мела. Вязкость тампона регулируется в широких пределах (100-1000 и более мПа.с) изменением концентрации дисперсной фазы. При освоении скважин блокирующая эмульсия разжижается поступающей из пласта нефтью и деблокирует дренированные участки пласта. В результате обработки достигается эффект увеличения производительности скважин.
2.6.2.2 Применение закачек вязкоупругих составов
В основу реализации технологии заложено выравнивание неоднородности пласта за счёт проявления начального градиента и высоких остаточных факторов сопротивлений в высокопроницаемых пластах Технология применения ВУС заключается в обработке призабойных зон скважин небольшими (30- 100 м3) объёмами ВУС. Вязкоупругие составы (ВУС) – гели на основе водорастворимых полимеров – образуются в результате химической сшивки макромолекул полимера в растворе с помощью специальных реагентов. ВУС на основе полиакриламида (ПАА) образуются при сшивке ПАА в растворе альдегидами или катионами поливалентных металлов. Основными компонентами вязкоупругих составов являются: полиакриламид, формалин технический, составы ТС-10, смола, квасцы хромо-калиевые, вода техническая с содержанием солей до 240-250 г/л, кислота соляная.
Технология особенно эффективна в резко неоднородных пластах, имеющих пропластки очень высокой проницаемости (даже трещины), со слабой гидродинамической связью между отдельными продуктивными пропластками, содержащими нефть малой и средней вязкости. Во многих случаях целесообразно многократное (два-три раза) воздействие на призабойную зону пласта вязкоупругими составами.
2.6.2.3 Применение каверн-накопителей
Искусственное кавернообразование в призабойной зоне пласта, осуществляемое путем проведения многократных кислотных ванн, является одним из способов повышения гидродинамической связи пласта со скважиной.
Назначение кислотной ванны - очистка поверхности забоя от загрязняющих материалов - остатков цементной и глинистой корки, продуктов коррозии, кальцитовых соединений из пластовых вод и пр.
При создании забойных каверн достигается существенное увеличение площади фильтрации, а также растворение наименее проницаемой части призабойной зоны пласта, образованной в процессе первичного и вторичного вскрытия продуктивного пласта. Рабочий раствор должен быть повышенной концентрации соляной кислоты (ТУ 2458-ОП-009-12966038-98) и содержать все необходимые добавки. В качестве продавочной жидкости используют обычно минерализованную воду.
2.6.2.4 Применение нефтебитумного продукта
Нефтебитумный продукт (НБП) получают из добывающих скважин при разработке природных битумов. Нефтебитумный продукт представляет собой сложную смесь углеводородов различного структурно-группового состава и их гетеропроизводных, обладающих широким спектром физико-химических свойств, обуславливающих их стабильность и реакционную способность.
Для получения НБП с заданными фильтрационными характеристиками применяются маловязкие разбавители (растворители, в том числе, дистиллят).
Закачка нефтебитумного
продукта повышает эффективность вытеснения
нефти за счёт: мицеллярного строения
НБП и его поверхностно-активны
В технологическом процессе применяется НБП вязкостью 30-200 мПа×с. Закачка проводится на стандартном нефтепромысловом оборудовании при использовании установки насосного типа. Технология разработана для закачки продукта в нагнетательные и добывающие скважины, эксплуатирующие слоисто-неоднородные терригенные и карбонатные коллектора проницаемостью 0,1-3,5 мкм2 толщиной более 3 м, обводнённые за счёт ППД. Технология эффективна при закачке в нагнетательные скважины приемистостью 250 м3/сут и выше при давлении 10 МПа, в добывающие - обводнённостью 86% и более.
В зависимости от эффективной
нефтенасыщенной толщины
Срок освоения скважин после проведения обработок по технологии должен быть минимальным и не превышать двух - трех суток.
1. Технологическая схема
опытно-промышленной
2. Геологический отчет НГДУ «Альметьевнефть» за 2009 г.
3. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. Издательство «Нефть и
газ». Москва, 2003.
4. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. Учебник для вузов. М.: ООО ТИД «Альянс», 2005. – 510 с.
5. Геологический отчет НГДУ «Альметьевнефть» за 2008 год.
КАРТА РАЗРАБОТКИ
Березовская площадь
(масштаб 1:25000)
КАРТА ИЗОБАР
Березовская площадь
(масштаб 1:25000)
СТРУКТУРНАЯ КАРТА
Березовская площадь
(масштаб 1:25000)