Общие сведения о месторождении (площади, залежи)

Введение

 

Для современного периода развития нефтяной промышленности Российской Федерации характерна неблагоприятная геолого-технологическая структура запасов нефти, в которой доля традиционных (технологически освоенных) запасов составляет лишь 35%. В то же время, на долю трудноизвлекаемых запасов нефти (низкопроницаемые пласты, остаточные запасы, глубоко погруженные Горизонты, высоковязкая нефть, подгазовые зоны) приходится 2/3, или 65 %. Следствием ухудшения структуры запасов становится снижение коэффициента нефтеотдачи пластов. Другой особенностью является интенсификация добычи нефти за счет все более широкого применения методов повышения нефтеотдачи пластов и использования повышенной депрессии на и част. Следует отметить, что крупнейшие месторождения, открытые в 60 70-х гг. XX века, в результате интенсивной эксплуатации значительно истощились. Обводненность продукции этих месторождений достигла 80 - 90 % и более. На ряде месторождений добыча нефти сопровождается отложением солей, парафинов и гидратов, выносом песка. Осложняющими факторами являются также и коррозионная активность среды, высокая температура пластовых жидкостей, большие значения газовых факторов и давления насыщения, вязкость нефти и эмульсий. Кроме того, в нефтяных провинциях имеется значительное число низкопродуктивных линзовых месторождений, разбросанных на большой территории. Отличительной их особенностью являются, как Правило, многоэтажность, многопластовость, большая неоднородность продуктивных пластов, высокая вязкость нефти. Освоение подобных месторождений в настоящее время идет медленно, так как при существующих технологиях требует значительных средств. Тонна нефти из залежей с запасами меньше 1 млн. т обходится в 10 - 50 раз дороже, чем из месторождений с запасами в 10 млн. т. Принимая во внимание все выше сказанное, внимание уделено методам исследования скважин и пластов.

Эти методы предназначены для получения информации об объекте разработки, об условиях и интенсивности притока флюидов в скважину, об изменениях, происходящих в пласте в процессе его разработки. Такая информация необходима для организации правильных, экономически оправданных процессов добычи нефти, для осуществления рациональных способов разработки месторождений, для обоснования способа добычи нефти, выбора оборудования для подъема жидкости из скважины, для установления наиболее экономичного режима работы этого оборудования при достижении наиболее высокого коэффициента нефтеотдачи. В процессе выработки запасов нефти условия в нефтяной залежи и в скважине изменяются. Скважины обводняются, пластовое давление снижается, газовый фактор изменяется. Это заставляет постоянно получать и непрерывно обновлять информацию о скважинах и о пласте. От наличия такой достоверной информации зависит правильность принимаемых решений по осуществлению на скважинах или на пласте тех или иных геолого-технических мероприятий, направленных на повышение отбора нефти. Изучение характеристик залежей начинается сразу же после их открытия. Одна из главных целей исследований в начальный период заключается в получении информации, необходимой для подсчета запасов нефти и газа. Для оценки извлекаемых запасов залежи, т.е. тех запасов, которые при современной технологии нефтегазодобычи можно извлечь из пласта, необходимо провести исследования по определению коэффициента нефтеотдачи пласта. [4]

В курсовой работе рассмотрены вопросы о данном месторождений, произведен анализ текущего состояния разработки и произведен расчет технологических показателей разработки, сделаны выводы.

 

Общие сведения о месторождении (площади, залежи)

Актанышкское нефтяное месторождение расположено на землях Актанышского района РТ с развитой инфраструктурой. Месторождение открыто в 1960 году и введено в разработку в 1995 году. [6]

Месторождение – это скопление углеводородов в земной коре приуроченной к одной или нескольким локализованным геологическим структурам находившимся вблизи одного и того же географического пункта.

Месторождения бывают: нефтяные, газонефтяные, газоконденсатные, газонефтеконденсатные, газовые и нефтегазовые.

- газонефтяные, часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему условного топлива нефтяную часть залежи

- нефтегазовые, относят газовые залежи с нефтяной оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объему условного топлива менее 50 %;

- газовые, содержащие только газ

газоконденсатные, содержащие газ с конденсатом

нефтегазоконденсатные, содержащие нефть, газ и конденсататные.

 

Геолого – физическая характеристика РНМ

Характеристика геологического строения

Промышленно нефтеносными на месторождении являются терригенные отложения тульского, бобриковского, радаевского горизонтов, корбанатные отложения турнейского яруса нижнего карбона. Коллекторы отложений тульского, бобриковского и радаевского горизонтов сложены песчано-алевролитовыми породами (поровый тип коллектора). Нефтеносность турнейского яруса связана с корбанатными отложениями кизеловского горизонта. Весь корбанатный комплекс в пределах локальных поднятий представляет собой единую гидродинамическую систему, чередование пористо-проницаемых пород и уплотненных прослоев с развитой микротрещиноватостью и низкими изолирующими свойствами. Турнейские залежи относятся к типу массивных. [6]

Терригенные коллекторы - Породы-коллекторы терригенного типа состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементами различного типа. Обычно породы представлены в разной мере сцементированными песчаниками, алевролитами, а также в виде смеси их с глинами и аргиллитами. Для характеристики терригенных коллекторов большое значение имеет их минералогический и гранулометрический составы.

Нефтегазовым коллектором называется горная порода, обладающая физическими свойствами, позволяющими.аккумулировать в ней нефть и газ, а также фильтровать, отдавать их при наличии перепада давления. Основные критерии коллектора нефти и газа - его емкостная и фильтрационная характеристики, определяемые вещественным составом, пористостью и проницаемостью, а в более общем виде - типом коллектора. Принято все коллекторы нефти и газа разделять на терригенные и карбонатные.

Карбонатные коллекторы - Породы-коллекторы карбонатного типа слагаются в основном известняками и доломитами.

Антиклинальными складками или антиклиналями называются изгибы, в центральных частях которых располагаются наиболее древние породы относительно их краевых частей.

Синклинальными складками или синклиналями называются изгибы, в которых центральные части сложены более молодыми породами, чем их краевые части. Складки, в которых элементы залегания осевой поверхности и шарнира совпадают, называются нейтральными. [13]

 

Основные параметры пласта

К коллекторским свойствам относятся: пористость, проницаемость и нефтенасыщенность.

Пористость – это наличие пустот в породе не заполненных твердым веществом. Этот показатель характеризуется коэффицентом полной и открытой пористости. Коэффицентом полной (абсолютной) пористости называют отношение Vпор образца к видимому объему Vобр.

Мn=Vпор/ Vобр; % (1)

Коэффицентом открытой пористости называют отношение объема открытых пор, сообщенных между собой пор, к видимому объему образца. Коэффицент пористости определяют по кернам извлеченным из скважины.

Нефтенасыщенность пласта - содержание нефти в породе-коллекторе. Выражается в долях или процентах от объёма порового пространства. подавляющего числа пород-коллекторов начальная нефтенасыщенность (определяется до начала разработки месторождений) зависит от проницаемости горной породы (чем меньше проницаемость, тем меньше нефтенасыщенность). В дальнейшем (в процессе разработки месторождения) различают нефтенасыщенность среднюю для пласта-коллектора, а также нефтенасыщенность в зонах активного дренирования (подвергаемых непосредственному воздействию нагнетаемых рабочих агентов, например, в обводнённых зонах при заводнении нефтяных пластов) или в зонах, из которых нефть вытеснялась при естественных режимах истощения. Значение первой всегда выше при малых значениях коэффициента охвата из-за наличия целиков нефти, неистощённых зон и пропластков (особенно при значительной прерывистости пласта), в которых нефтенасыщенность породы-коллектора на всех стадиях разработки остаётся практически неизменной. Нефтенасыщенность в зонах активного дренирования nн определяется эффективностью или полнотой вытеснения нефти рабочим агентом, т.е. величиной коэффициента вытеснения.

Проницаемость – это способность коллектора пропускать через себя пластовые флюиды (нефть, газ и т.д.) при наличии перепада давления.

Характеризуется коэффицентом проницаемости, который определяется по формуле линейного закона фильтрации Дарси в СИ м² (мкм²), обозначается латинской буквой k. За единицу проницаемости в Дарси (1Д) принимают проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью (1см²) и длинной (1см) при перепаде давления (1кг\ см²) расход жидкости вязкостью составляет(1см³\сек)

K = µ Q (L1- L2…)/F (P1 –P2); мкм² (2)

Проницаемостьюгорных пород называют их способность пропускать жидкость или газ под действием перепада давления. Почти все без исключения осадочные породы обладают проницаемостью. Однако такие породы, как глины, доломиты, некоторые известняки, несмотря на сравнительно большую пористость имеют заметную проницаемость только для газа. Это объясняется малым размером пор, преимущественно субкапиллярного характера, в которых даже движение газа при реально существующих в пластах перепадах давления затруднено. [4]

 

В таблице 1 представлены геолого - физические характеристики продуктивных отложений Актанышского месторождения [6]

Параметры	Ярусы, горизонты, пласты
тульский	бобриковский	радаевский	кизеловский
Год открытия
Год ввода в разработку
Стратеграфический возраст	С1	С1	С1	С1
Средняя глубина залегания, м	1340,9	1378,9	1392,0	1425,4
Тип залежи	Пласт-сводовый	Пласт-сводовый	Пласт-сводовый	Пласт-сводовый
Тип коллектора	поровой	поровой	поровой	поровой
Площадь нефтеносносности,тыс.м²
Средняя общая толщина, м	26,6	9,5	18,9	40,5
Средняя эффект. нефтенас. толщина (для корбанатов), м	-	-	-	29,9
Средняя.эффект нефтенасыщ.толщина,м	1,5	5,1	4,0	5,4
Средняя эффект,водонасыщенная толщина, м	1,3	5,0	14,3	3,5
Пористость,%	21,0	24,0	24,0	12,0

Средняя нефтенасыщенность, доли ед.	0,72	0,78	0,78	0,69
Проницаемость, мкм²	0,041	1,324	1,024	0,062
Коэффициент песчанистости. доли ед.	0,914	0,337	-	0,612
Коэффициент расчлененности,доли ед.	1, 137	5,448	2,71	3,057
Начальное пластовая температура, °C

Продолжение таблицы 1

Параметры	Ярусы, горизонты, пласты
тульский	бобриковский	радаевский	кизеловский
Начальное пластовое давление, МПа	7,9	10,6	10,6	5,3
Абсолютная отметка ВНК, м	-1178,0	1182,1	1186,5	1244,6
Начальные извлекаемые запасы нефти категории А+В+С1/С1,тыс.т	477/96	2978/-	31/-	728/355

Анализ выработки пластов

Степень вырабатанности запасов нефти по обьектам различна: наиболее выроботан бобриковский – 43,4 % от НИЗ. Залежи тульского обьекта разрабатываются еденичными скважинами, отбор от НИЗ состовляет- 3,8%. Hа залежах турнейского объекта отобрано 3,0 % от НИЗ. Залежи бобриковского и тульского горизонтов практически полностью разбурены. Наиболее интенсивно разрабатывается бобриковский обьект на Казкаевском и Кабановском поднятиях; тульский и турнейский – экплуатируются еденичными скважинами на естественном режиме. [6]

 

Методика расчета

1. Длина пласта ɭ=400 м

2. его ширина b=400 м

3. пористость т =0,24

4. Проницаемость пласта K=1,024 мкм²;

5. Коэффициент охвата пласта заводнением по толщине ɳ=0,7

6. Вязкость нефти в пластовых условиях mН=56,8 мПа^.с;

7. Вязкость воды m_в =10 мПа^.с

Условно, для расчета, примем, что пласт сравнительно однородный, что вытеснение из него нефти водой происходит поршневым способом.

Расчет показателей разработки элемента системы осуществляется в следующем порядке.

Вначале определяется проницаемость к_* пропластка, обводнившегося ко времени t=t_*

Находим технологические показатели для всего месторождения. В разработку ежегодно вводится n элементов

(9)

(10)

( 11)

 

(12)

Строим график зависимости k от f(y).

Находим Х

(13)

 

 

Находим обводненность по элементу

 

(14)

(15)

Определяем дебит нефти элемента

(16)

Объем нефти в пластовых условиях будет равен

(17)

Коэффициент нефтеотдачи

(18)

Для нахождения текущей нефтеотдачи элемента вычислим

для каждого элемента (19)

Охрана труда при РНМ

В воздух производственных объектов нефтяной и газовой промышленности основной объем вредных веществ поступает из нефти и газа, продуктов их переработки и сгорания. Опасные выбросы вредных веществ в воздух возможны при всех технологических процессах бурения, добычи, подготовки, транспортирования и хранения нефти, газа и газового конденсата. В большинстве случаев ядовитые вещества при дыхании проникают в кровь и разносятся по всему организму, попадая в жизненно важные органы.

Глубина и тяжесть действия вредных веществ на человека зависят от их вида, физико-химических свойств, агрегатного состояния и растворимости, а также путей проникновения в организм человека, сферы действия (общее - на организм в целом, локальное - на отдельный орган), температуры, давления, концентрации, времени действия, состояния здоровья человека и способности накапливаться в организме.

Отравление может быть острым (внезапно большим количеством ядовитого вещества) и хроническим (при малых концентрациях без явного начала в течение длительного времени).

Существенное влияние на токсичность веществ оказывают их агрегатное состояние и физические свойства. Газы (пары) и аэрозоли при прочих равных условиях токсичнее, чем твердые вещества и жидкости. Токсические свойства выше у кипящих при низких температурах и легко испаряющихся жидкостей (бензин, бензол, эфиры более токсичны, чем масла и мазуты), у веществ с большим содержанием летучих и высоким давлением пара (бензол опаснее толуола). Некоторые вещества, проникая в организм, способны накапливаться в отдельных органах (например, ртуть в печени). По мере накопления они усиливают свое вредное биологическое действие на организм. Особенно опасна функциональная кумуляция (свинец, мышьяк, ароматические углеводороды), вызывающая изменения в функциях отдельных органов и повышающая чувствительность их к другим не опасным до этого веществам.

Хорошо растворимые вещества быстро удаляются из организма через мочегонные пути; плохо растворимые (ртуть, марганец)- через кишечник.

Все перечисленные выше типичные для нефтяной и газовой промышленности вещества могут поражать центральную нервную систему, вызывать головокружение, сердцебиение, повышенную возбудимость человека, общую слабость, потерю сознания.

Высокая температура, шум, вибрация улучшают всасывание ядовитых веществ и усиливают их действие на организм человека.

По физиологическому действию на организм вредные вещества разделяют на:

- раздражающие (сернистый газ, хлор, окислы азота, пары серной кислоты)

- удушающие (сероводород, окись углерода)

- наркотические (бензин, ацетилен, дихлорэтан)

Воздух производственных объектов современных нефтяных и газовых промыслов обычно загрязняется природным и попутным нефтяным газом, парами сырой нефти, ее фракций, конденсата, метилового спирта, поверхностноактивных веществ (ПАВ), полимерных добавок, ингибиторов коррозии, диэтиленгликоля. А также сероводородом, меркаптанами, углекислым газом, сернистым ангидридом, окисью углерода, сероуглеродом, окисью и двуокисью азота и большим числом химически активных веществ, используемых в технологических процессах.

Также атмосфера объектов нефтяной и газовой промышленности загрязняется промышленной пылью — мелкими частицами различных твердых веществ, которые находятся во взвешенном состоянии в воздухе и образуют сложные аэрозольные системы. Пыль образуется при измельчении, дроблении Сероуглерод — бесцветная жидкость, обладающая в чистом виде (100%- ная концентрация) приятным запахом. Хронические заболевания могут возникать при концентрации 15мг/м³ и более. ПДК для сероуглерода равна один мг/м³.

Углекислый газ — без цвета и запаха, со слабокислым вкусом. В ста объемах воды растворяется 180 объемов газа. При содержании в воздухе 10 %

наступает обморочное состояние, при 25% происходит смертельное отравление.ПДК углекислого газа в воздухе составляет один процент.

Меркаптаны — органические высокотоксичные серосодержащие газы, образующиеся при термическом воздействии на сернистую нефть, конденсат, природный газ. Содержание меркаптанов в воздухе производственных объектов в сотни, тысячи раз меньше, чем сероводорода.

Среди веществ, используемых также в технологических целях, наиболее распространенными и опасными являются аммиак, хлор, фенол, дихлорэтан (поражает печень), серная, соляная, азотная кислоты, этиленгликоль (в организме превращается в щавелевую кислоту и отравляет человека), метанол, ПАВ, полимерные добавки, ингибиторы коррозии, эпоксидные смолы, парафины.

Большую опасность для человека представляют кислоты и щелочи, которые могут обезвоживать, разрушать верхние слои кожи, вызывать тяжелые ожоги. Ожоги могут быть вызваны также действием хлорной извести, фенола, аммиака и других веществ.

Основными источниками этих ядов в структуре крупных газодобывающих комплексов являются: факелы на установках комплексной подготовки газа (УКПГ) и газоперерабатывающих заводов, дымовые трубы, установки для получения серы, продувка скважин, выпуск газа из трубопроводов и емкостей перед ремонтом и производством сварочных работ, ямы жидкой серы. Объемы этих выбросов достигают иногда пяти - шести % от всего добываемого газа и создают большую опасность для людей и окружающей среды.

На промыслах основное количество вредных веществ поступает в воздух из резервуаров, скважин, находящихся в стадии проходки и ремонта, факелов, при разливах и утечках нефти, паров и газов, при аварийном повреждении емкостей, нефтепроводов. А также через сальники и задвижки, вентили, краны и другую запорную, регулирующую арматуру, пропуски во фланцевых соединениях, через неплотности в швах.

Для устранения или уменьшения опасности вредных веществ для человека важно ограничить применение их по числу и объему, а где возможно, заменить высокотоксичные на менее токсичные, сократить длительность пребывания людей в загрязненном воздухе и следить за эффективным проветриванием производственных помещений. Во всех случаях необходим постоянный контроль за чистотой воздуха. Наряду с другими средствами контроля эффективна одоризация выбросов сильно пахнущими одорантами. Появление запаха в воздухе равнозначно оповещению работающих людей о приближающейся опасности.

Важнейшими профилактическими мероприятиями следует считать разработку и внедрение современных схем безотходной технологии, новых закрытых процессов и более герметичного, надежного оборудования, ограничение применения вредных веществ. [7]

 

Вывод

В курсовой работе рассматривались: дебиты скважин, обводненность скважин, добывающий и нагнетательный фонд. Степень выработонности запасов нефти по объектам различно.

Проведенный анализ методов интенсификации на Актанышском месторождении показал, на месторождении внедрялись различные методы увеличения нефтеизвлечения из пластов и увеличение производительности скважин. Актанышское месторождение находится на второй стадии разработки.

С 2007-2008 резко падает добывающий фонд и с 2008 по 2014г добывающий фонд увеличивается. Плавно увеличивается обводненность. С 2003 – 2014 год поднимается добыча жидкости. И в 2014 добыча жидкости увеличиваетя до 450 тыс.т. В 2014 году добыча нефти составило 150 тыс.т.

На основании анализа, проведенного по расчету можно заключить, что данная система разработки является технологически обоснованной.

 

 

 

Литература

Государственные стандарты

 

1. ГОСТ 2.104-68 ЕСКД. Основные надписи.

2. ГОСТ 2.105-95 ЕСКД. Общие требования к текстовым документам.

 

Нормативная литература

3. Экологическая программа ОАО «ТАТНЕФТЬ» 2000-2015.

Учебная литература

 

4. Покрепин Б. В. Разработка нефтяных и газовых месторождений.– Ин-Фолио, 2013.

5. Желтов Ю. П. Разработка нефтяных месторождений.- Недра 2014.

6. Абдул Мазитов Р.Г., Муслимов Р. Х.,Хисамов Р. Б. Миронова Л. М. Нефтеносность РТ академии наук РТ -:Фэн 2013.

7. Балаба В.И. Безопасность технологических процессов добычи нефти и газа. – Волгоград.: Недра, 2010.

Интернет источники

8. Netegaz.ru. neftegaz.ru

9. http://lit.convdocs.org/docs/342/index-290.html?page=40

10. http://www.vevivi.ru/best/Klassifikatsiya-skvazhin-ref213718.html

11. http://base.garant.ru/8125726/

12. http://student.zoomru.ru/him/osnovnye-fizikohimicheskie-svojstva- plastovyh-fljuidov/96280.775775.s1.html

13. http://injzashita.com/skladki-i-ix-elementi-i-parametri.html

14. http://starkproject.com/oil-and-gas/booty-of-oil-and-gas/1799-kategorii- skvazhin.html

 

Введение

 

Для современного периода развития нефтяной промышленности Российской Федерации характерна неблагоприятная геолого-технологическая структура запасов нефти, в которой доля традиционных (технологически освоенных) запасов составляет лишь 35%. В то же время, на долю трудноизвлекаемых запасов нефти (низкопроницаемые пласты, остаточные запасы, глубоко погруженные Горизонты, высоковязкая нефть, подгазовые зоны) приходится 2/3, или 65 %. Следствием ухудшения структуры запасов становится снижение коэффициента нефтеотдачи пластов. Другой особенностью является интенсификация добычи нефти за счет все более широкого применения методов повышения нефтеотдачи пластов и использования повышенной депрессии на и част. Следует отметить, что крупнейшие месторождения, открытые в 60 70-х гг. XX века, в результате интенсивной эксплуатации значительно истощились. Обводненность продукции этих месторождений достигла 80 - 90 % и более. На ряде месторождений добыча нефти сопровождается отложением солей, парафинов и гидратов, выносом песка. Осложняющими факторами являются также и коррозионная активность среды, высокая температура пластовых жидкостей, большие значения газовых факторов и давления насыщения, вязкость нефти и эмульсий. Кроме того, в нефтяных провинциях имеется значительное число низкопродуктивных линзовых месторождений, разбросанных на большой территории. Отличительной их особенностью являются, как Правило, многоэтажность, многопластовость, большая неоднородность продуктивных пластов, высокая вязкость нефти. Освоение подобных месторождений в настоящее время идет медленно, так как при существующих технологиях требует значительных средств. Тонна нефти из залежей с запасами меньше 1 млн. т обходится в 10 - 50 раз дороже, чем из месторождений с запасами в 10 млн. т. Принимая во внимание все выше сказанное, внимание уделено методам исследования скважин и пластов.

Эти методы предназначены для получения информации об объекте разработки, об условиях и интенсивности притока флюидов в скважину, об изменениях, происходящих в пласте в процессе его разработки. Такая информация необходима для организации правильных, экономически оправданных процессов добычи нефти, для осуществления рациональных способов разработки месторождений, для обоснования способа добычи нефти, выбора оборудования для подъема жидкости из скважины, для установления наиболее экономичного режима работы этого оборудования при достижении наиболее высокого коэффициента нефтеотдачи. В процессе выработки запасов нефти условия в нефтяной залежи и в скважине изменяются. Скважины обводняются, пластовое давление снижается, газовый фактор изменяется. Это заставляет постоянно получать и непрерывно обновлять информацию о скважинах и о пласте. От наличия такой достоверной информации зависит правильность принимаемых решений по осуществлению на скважинах или на пласте тех или иных геолого-технических мероприятий, направленных на повышение отбора нефти. Изучение характеристик залежей начинается сразу же после их открытия. Одна из главных целей исследований в начальный период заключается в получении информации, необходимой для подсчета запасов нефти и газа. Для оценки извлекаемых запасов залежи, т.е. тех запасов, которые при современной технологии нефтегазодобычи можно извлечь из пласта, необходимо провести исследования по определению коэффициента нефтеотдачи пласта. [4]

В курсовой работе рассмотрены вопросы о данном месторождений, произведен анализ текущего состояния разработки и произведен расчет технологических показателей разработки, сделаны выводы.

 

Общие сведения о месторождении (площади, залежи)

Актанышкское нефтяное месторождение расположено на землях Актанышского района РТ с развитой инфраструктурой. Месторождение открыто в 1960 году и введено в разработку в 1995 году. [6]

Месторождение – это скопление углеводородов в земной коре приуроченной к одной или нескольким локализованным геологическим структурам находившимся вблизи одного и того же географического пункта.

Месторождения бывают: нефтяные, газонефтяные, газоконденсатные, газонефтеконденсатные, газовые и нефтегазовые.

- газонефтяные, часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему условного топлива нефтяную часть залежи

- нефтегазовые, относят газовые залежи с нефтяной оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объему условного топлива менее 50 %;

- газовые, содержащие только газ

газоконденсатные, содержащие газ с конденсатом

нефтегазоконденсатные, содержащие нефть, газ и конденсататные.