Технологии повышения нефтеотдачи пласта и интенсификации добычи нефти

Содержание

 

Введение

1. Краткая геологическая  характеристика месторождения                             3                                                     

   1.1 Общие сведения о месторождении                                                                   3

   1.2 Тектоническое строение                                                                                    4

   1.3 Нефтеносность                                                                                                    6

   1.4 Физико-химические свойства пластовых флюидов                                        8

     1.4.1 Физико-химический состав подземных вод                                               8

     1.4.2 Физико-химические свойства нефти, растворенного в нефти газа и   содержание сопутствующих компонентов                                                               9

2.Технологии повышения  нефтеотдачи пласта и интенсификации  добычи нефти                                                                                                                          13    

   2.1 Технология повышения нефтеотдачи обводненных пластов с использованием полимердисперсных систем (ПДС)                                            13                                                    

     2.1.1.Физико-химические основы применения ПДС                                        13

     2.1.2.Характеристика материалов, используемых в технологии                    14

     2.1.3.Технология закачивания  полимердисперсных систем                            15

     2.1.4. Технические средства, схемы их обвязки при

осуществлении технологического процесса и подготовка необходимых материалов к работе                                                                                                  18

 

     2.1.5. Анализ результатов применения и технико-экономическая оценка эффективности                                                                                                           26

   2.2.Технология повышения  нефтеотдачи обводненных пластов  с использованием водоизолирующего состава на основе алюмохлорида

и ЩСПК                                                                                                                     26

      2.2.1.Физико-химические  основы применения водоизолирующего

состава                                                                                                                       26

      2.2.2.Характеристика  используемых материалов                                            28

      2.2.3.Технология воздействия водоизолирующим составом на основе алюмохлорида и ЩСПК                                                                                           30

 

 

     2.3.Повышение производительности  добывающих скважин за счет  применения  реагента многофункционального действия (РМД)                         34

      2.3.1. Физико-химические основы применения реагента многофункционального действия                                                                            34

     2.3.2.Цели и область  применения РМД                                                              34

     2.3.3.Технические средства  и материалы                                                           35

     2.3.4. Технология ОПЗ  добывающих скважин с применением  РМД              35

3. Методика расчёта по технологическим схемам закачки РМД                  37

   3.1. Закачка РМД через  НКТ                                                                                 38

    3.2. Закачка РМД через кольцевое пространство                                                38

 

4. Технологическое сопровождение  закачки                                                      42

 

5. Производственная санитария, техника безопасности, пожарная  безопасность и охрана окружающей среды                                                       47

 

 

Список использованных источников                                                                 50

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

Вишнево-Полянское месторождение открыто в 1955 году (скважина № 3).

 С 1955 по 1976 гг. проводились геологоразведочные и поисковые работы (трест Татнефтеразведка). По результатам  геологоразведочных  работ в 1976 году был выполнен подсчет запасов нефти и растворенного газа, запасы утверждены ГКЗ СССР – приказом от 24.09.1976 г.

 В 1986 году ВНИИнефть была составлена технологическая схема разработки западной залежи нефти по бобриковскому горизонту с применением внутрипластового горения. Однако в силу ряда причин осуществление этого варианта оказалось нереальным – недостаток капитальных вложений для строительства 150 км газопровода, резкое изменение толщин по пластам бобриковского горизонта, их возможная гидродинамическая связь с карбонатами турнейского яруса  и неучет залежей нефти верей-башкирских отложений. Поэтому в 1988 году ТатНИПИнефть была осуществлена технологическая схема разработки с применением заводнения.

 В 1987 году были проведены  сейсморазведочные работы (трест  Татнефтегеофизика) и в 1988 году выданы  результаты интерпретации, что позволило  уточнить структурный план по  основным объектам разработки. Это потребовало переразмещения проектных скважин, что было сделано в дополнительной записке к ТСР.

На дату подсчета запасов (01.06.1976 г.) на месторождении было пробурено всего 13 скважин (10 разведочных, 2 поисковые и 1 оценочная). По протоколу ГКЗ СССР № 7691 от 24.09.1976 г. запасы утверждены в  объемах указанных в таблице 1.

При рассмотрении запасов ГКЗ СССР отметило хорошее качество разведочных работ, подготовленность месторождения к вводу в разработку, по сложности геологического строения месторождение отнесено ко 2 группе. ГКЗ рекомендовало объединению «Татнефть» с целью уточнения нефтенасыщения прямым методом пробурить скважину на нефильтрующем растворе.

 

Ярус горизонт	Запасы нефти по категориям,тыс.т					Запасы раств.газа, млн. м3
	балансовые		КИН	извлекаемые		балансовые		извлекаемые		газ. фактор м3/т
	С1	С2		С1	С2	С1	С2	С1	С2
Каширский Верейский Башкирскй Тулький Бобриковскй	-   3371         0,191        -          644 6764   1345         0,191     1292       257 14240  3365         0,136     1936       458      -       106      0,312        -            33 15779   2430       0,312      4922      759					-          26           -           5           7,8    54        10          11          2           7,8   111       26          15          4           7,8     -           -             -           -            6,65    105       16          32          5           6,65
Всего	32783   10617                 8150    2151					270       78          58         16

Таблица 1 -  Запасы  нефти и газ утвержденные протоколом ГКЗ СССР

№ 7691 от 24.09.1976 г. 

 

По   состоянию  на  01.01.1994 г.  на   месторождении    идет   бурение

по ТСР-88, но разбуривается пока только южная залежь (общий пробуренный фонд составил 117 скважин), как наиболее сложная – глубокие врезовые зоны по бобриковским отложениям [3].

 

 

 

 

1 Краткая геологическая характеристика  месторождения

 

1.1 Общие сведения о месторождении

 

Вишнево-Полянское месторождение в административном отношении находится на землях Октябрьского района республики Татарстан, в 15 км на север от города Нурлат, в котором расположена железнодорожная станция,  в 90 км к северу расположена пристань на реке Каме (город Чистополь). Район месторождения соединен с городами Нурлат, Чистополь, Бугульма, Альметьевск автотрассами, пригодными в любое время года.

На  севере   (20 км)     расположено     Енорускинское    месторождение,  а

 в 10 км к северо-востоку находится Нурлатское месторождение, запасы которого переутверждены ГКЗ РФ в июле 1994 г. В ближайшем окружении расположены такие месторождения, как Степноозерское (запасы представлены на утверждение в ГКЗ РФ в 1994 г.), Сунчелеевское, Пионерское, Бурейкинское, и другие более мелкие месторождения восточного борта Мелекесской    впадины,    запасы    которых    учтены   в  оперативном  порядке

В орогидрографии – это сравнительно невысокое плато, рельеф слабо расчленен овражно-речной сетью и постепенно понижается к северу к долинам реки Большой Черемшан (79 м). Река Большой Черемшан протекает в субширотном  направлении,  правый   берег  крутой,   долина   реки   порядка

500 - 600 м, имеются крутые меандры, пересыхающие старицы, в пойме  – луга и кустарники.

Климат континентальный: зима умеренно холодная, в отдельные годы суровая (до минус 40 - 45 °С), снежная. Летняя температура максимальная  плюс 30 – 35 °С. Почвы черноземные, растительность степная.

Условия  водоснабжения сравнительно благоприятны за счет реки Большой Черемшан. Для питьевых целей пригодны подземные воды казанских отложений перми.

Электроснабжение – от Куйбышевской ГЭС и Заинской ГРЭС. В границе месторождения промышленных залежей твердых полезных ископаемых и строительного сырья не обнаружено. Имеющиеся залежи относятся к мелким.     Это:

• Нурлатское месторождение глин, пригодных для приготовления глинистых растворов (в 18 км к югу);
• Караульногорское (глины);
• Верхне-Полянское (глины).

На территории месторождения расположены населенные пункты Вишневая Плояна, Караульная Гора и Русская Мунча.

В геологическом строении принимают участие отложения девона, карбона,  перми, третичные и четвертичные – схема  стратиграфии  приведена  в таблице 1.1.

Вишнево-Полянское месторждение введено в разработку в 1986 году (НГДУ «Нурлатнефть» АО «Татнефть») по технологической схеме 1985 года. Идет эксплуатационное разбуривание, завершено бурение скважин на южном поднятии. В данном разделе основные сведения о геологии месторождения приводятся в кратком виде, но достаточном для получения правильного представления о месторождении.

 

1.2 Тектоническое строение

 

В региональном структурном плане Вишнево-Полянское месторождение расположено в северо-западной части одноименной структурной террасы (структура 2 порядка), приуроченной к восточному борту Мелекесской впадины. К этой террасе приурочены также Бурейкинское и Камышлинское поднятия. Для всей террасы характерно принципиальное совпадение структурных планов по пермским и каменноугольным отложениям, а по нижезалегающим горизонтам (терригенный девон и кровля кристаллического фундамента)  –   моноклинальный    склон    с    погружением    на  восток  (угол

падения 3 - 4 минуты).

В сравнении с предыдущим подсчетом запасов (1976 г.) дополнительная информация   о   структурных      планах  –  это     сейсморазведочные    работы

(1987 - 1988гг.), бурение глубоких скважин  – это эксплутационное бурение  на самом крупном по размерам  южном поднятии, что детализировало  геометрию этого   поднятия.   Из   разведочных   скважин пробурена  только одна (скважина № 970) на западе района месторождения.

Ранее (Пояснительная Записка, от 1976 года) по кровле турнейского яруса и бобриковского горизонта выделялось три поднятия, а по верей-башкирским отложениям всего два поднятия. С учетом сейсмики структурные планы существенно дифференцировались.По кровле тульского горизонта на сегодня выделяется 15 поднятий различных размеров, по форме близких к брахиантиклиналям. Наиболее крупное – это Каргалинское поднятие, расположенное на юге района месторождения (4 х 2 км и с амплитудой 40 м). Поднятия разделены ло-кальными небольшой протяженности прогибами с амплитудой от 5 до 30 м. Выделяются поднятия, неподтвержденные глубокими скважинами (глубокого бурения, кроме как на Сульчинском поднятии, на остальной части месторождения не было).

По кровле верейского горизонта структурный план сохраняется, большинство поднятий  и прогибов сохраняются (хотя вместо 15 фиксируется только 13 поднятий), но высота поднятий уменьшается примерно в два раза, и только на северо-востоке района месторождения дифференциация плана      усиливается  –  это    поднятия  в  районах    скважина   № 684   и скважина № 5, высота которых увеличилась на 10 м. По верейскому горизонту также отмечаются поднятия, неподтвержденные глубоким бурением.