ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 08.02.2024
Просмотров: 22
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Министерство науки и высшего образования Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего образования
«УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ
ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Кафедра «Разработка и эксплуатация газовых и нефтегазоконденсатных
месторождений»
ОТЧЁТ
о прохождении технологической практики в
ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»
на тему:
«Повышение нефтеотдачи»
студента гр. БГГ-20-02
Начало практики 20.06.2022
Конец практики 17.07.2022
Выполнил: ст. гр. БГГ-20-02 Мосинцев М.А.
Проверил: к.т.н., доцент кафедры РГКМ Исламов М.К.
Уфа 2022
Содержание
Введение ....................................................................................................................... 3
1. Характеристика Южно-Ягунского месторождения…………………………...…4
1.1 Общие сведения………………………………………………………………...…4
1.2 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов………………….5
1.3 Состав и свойства нефти, растворенного газа и воды…………………………10
1.4 Запасы нефти и растворенного газа месторождения…………………………..16
2. Состояние разработки месторождения…………………………………………..18
2.1 Характеристика состояния разработки месторождения………………………18
2.2 Осложнения при эксплуатации скважин……………………………………….23
3. Методы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов..26
3.1 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин……………………………………………………………….26
3.2 Анализ технологической эффективности выполненных ГТМ………………..35
Расчетная часть .......................................................................................................... 38
Заключение… ............................................................................................................. 39
Список литературы .................................................................................................... 40
Введение
Одной из основных задач современной разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений является повышение нефтеотдачи пластов.
Повышение нефтеотдачи — это весь комплекс работ, направленный на улучшение физических свойств нефтяного (газового) коллектора. [1]
Задача повышения нефтеотдачи пластов состоит в повышении степени извлечения нефти из пористой среды. Около половины нефти, находящейся в пласте, остается не поднятой на поверхность. Это обусловлено: [2]
-
Характеристиками коллектора, его неоднородностью; -
Свойствами пластового флюида; -
Особенностями геологического строения месторождения; -
Технологией и техникой добычи нефти; -
Многими другими факторами
Коллектор имеет три основных свойства: пористость, проницаемость и трещинноватость. Если на первоначальную пористость (а ещё на степень их заполнения флюидами) человек не в силах повлиять, то на проницаемость и трещинноватость можно повлиять различными способами, например: термические методы (прогрев водяным паром, внутрипластовое горение), термохимические (закачка хим. реагентов инициирующих в пласте экзотермическую реакцию), волновые, физические методы воздействия на призабойную зону пласта, кислотная обработка призабойной зоны, гидроразрыв пласта (повышение трещинноватости призабойной зоны), химические методы (в том числе, использование ПАВ). [1]
1. Характеристика Южно-Ягунского месторождения [3]
1.1 Общие сведения
Южно-Ягунское месторождение открыто в 1978 году, введено в эксплуатацию в 1983 году.
В административном отношении Южно-Ягунское месторождение находится в северо-восточной части Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.
Ближайший крупный населенный пункт – г. Когалым. Другими крупными городами в районе месторождения являются г. Сургут и г. Ноябрьск, удаленные от него соответственно на расстояние 120 км и 140 км.
Производственную деятельность ведет ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», базирующееся в городе Когалым.
Месторождение расположено в районе, где ведется промышленная разработка ряда месторождений (Рисунок 1 .1), ближайшими из которых являются Когалымское, Дружное, Кустовое, Тевлинско-Русскинское.
Рисунок 1.1 - Обзорная схема района работ
Гидрографическая сеть достаточно обширная и представлена реками, озерами и болотами.
Климат района работ резко континентальный, с продолжительной суровой зимой и коротким теплым летом. Минимальная температура воздуха в январе достигает -55оС, в июле воздух прогревается до +34оС. Средние температуры, соответственно, составляют -23оС и +16оС.
1.2 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
Таблица 1.1 - Геолого-физические характеристики продуктивных пластов
| Параметры | Пласты | |||||||
| БС101 | БС102 | БС111 | БС112 | БС111а | БС16 | БС181-2 | ЮС1 | |
| Средняя глубина залегания, м | 2345-2386 | 2357-2399 | 2388-2440 | 2397-2460 | 2402-2444 | 2680-2690 | 2710-2730 | 2781-2888 |
| Тип залежи | Пластовая сводовый, структурно-литологический | |||||||
| Тип коллектора | Терригенный, поровый | |||||||
| Площадь нефтегазоносности, тыс.м2 | 418369 | 311948 | 93758 | 325613 | 11730 | 2875 | 8606 | 1133715 |
| Средняя общая толщина, м | 7.6 | 17.5 | 9.7 | 16.4 | 2.0 | 10.9 | 4.9 | 17.5 |
| Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м | 3.6 | 3.9 | 3.6 | 6.3 | 1.0 | 6.1 | 2.1 | 4.9 |
| Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м | 2.7 | 2.7 | 4.5 | 5.6 | 0.8 | 2.4 | - | 6.2 |
| Коэффициент пористости, доли ед. | 0.22 | 0.22 | 0.21 | 0.20 | 20.0 | 0.19 | 0.18 | 0.17 |
| Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, доли ед. | 0.512 | 0.613 | 0.516 | 0.647 | - | 0.578 | 0.457 | 0.533 |
| Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ, доли ед. | 0.503 | 0.573 | 0.491 | 0.570 | 0.609 | 0.578 | 0.514 | 0.508 |
| Коэффициент нефтенасыщенности пласта, д. ед. | 0.508 | 0.590 | 0.505 | 0.605 | 0.609 | 0.578 | 0.478 | 0.519 |
| Проницаемость, 10-3 мкм2 | 37.5 | 265.1 | 31.2 | 118.0 | 10.7 | 37.3 | 51.1 | 59.5 |
| Коэффициент песчанистости, доли ед. | 0.55 | 0.850 | 0.52 | 0.589 | 0.52 | 0.800 | 0.526 | 0.536 |
| Расчлененность, ед. | 1.9 | 2.0 | 3.2 | 4 | 1.0 | 3 | 1.2 | 3.7 |
| Начальная пластовая температура, 0С | 71 | 76 | 79.5 | 79 | н.д | н.д | н.д | 85.3 |
| Начальное пластовое давление, МПа | 21.2 | 22.8 | 22.6 | 23.3 | 22.6 | 26.7 | 27.1 | 28.2 |
| Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с | 1.61 | 1.97 | 1.64 | 1.1 | 1.64 | 1.1 | 1.1 | 0.83 |
| Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 | 0.785 | 0.790 | 0.772 | 0.754 | 0.772 | 0.754 | 0.754 | 0.744 |
| Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 | 0.853 | 0.853 | 0.849 | 0.838 | 0.849 | 0.838 | 0.838 | 0.830 |
| Абсолютная отметка ВНК, м | 2294-2297 | 2302-2312 | 2318-2343 | 2359-2365 | 2359 | 2606 | 2626-2635 | 2729-2784 |
| Объемный коэффициент нефти, доли ед. | 1.11 | 1.11 | 1.14 | 1.20 | 1.14 | 1.20 | 1.20 | 1.21 |
| Содержание серы в нефти, % | 0.8 | 0.9 | 0.6 | 0.7 | 0.6 | 1.2 | 1.2 | 1.21 |
| Содержание парафина в нефти, % | 2.3 | 2.9 | 2.5 | 2.8 | 2.5 | 0.7 | 0.7 | 0.5 |
| Давление насыщения нефти газом, МПа | 8.7 | 8.5 | 9.3 | 10.6 | 9.3 | 10.6 | 10.6 | 9.3 |
| Газосодержание нефти, м3/т | 40 | 40 | 50 | 72 | 50 | 72 | 72 | 79 |
| Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с | 0.45-0.55 | 0.45-0.55 | 0.45-0.55 | 0.45-0.57 | 0.45-0.56 | 0.45-0.28 | 0.45-0.58 | 0.34 |
| Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 | 1.015 | 1.015 | 1.014 | 1.015 | н.д | н.д | н.д | 1.018 |
| Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3 | | | | | | | | |
| Сжимаемость, 1/МПа*10-4 | 12.7 | 12.2 | 12 | 14 | 12 | 14 | 14 | 16 |
| нефти | ||||||||
| воды | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 |
| породы | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 |
| Коэффициент вытеснения, доли.ед. | | | | | | | | |
Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза.
Осадочный чехол Южно-Ягунского месторождения представлен преимущественно терригенными породами. Толщина составляет более 3000 м. С мезо-кайнозойским осадочным комплексом связаны основные промышленные скопления нефти. Выкопировку из сводного литого-стратиграфического разреза представляет Рисунок 1.2.
Палеозойский фундамент в пределах Сургутского свода обычно представлен эффузивами, состоящими из диабазовых порфиров и базальтов. Верхняя часть эффузивов в значительной степени изменена за счет проявления экзогенных факторов и представляет собой кору выветривания, толщина которой достигает несколько десятков метров.
Породы фундамента перекрываются осадками юрской системы.
Нижнеюрские отложения в полном разрезе представлены четырьмя пачками пород, снизу вверх: песчано-алевролитовый пласт ЮС11, перекрывающийся тогурской пачкой глин и песчано-алевролитовый пласт ЮС10 с радомской глинистой пачкой в кровле свиты. Породы тогурской и радомской пачек иногда битуминозны, содержат растительный детрит и сидерит. Толщина отложений достигает 175 м.
Среднеюрские отложения тюменской свиты залегают на отложениях котухтинской свиты. Свита расчленяется на три подсвиты. Отложения нижней подсвиты (пласты ЮС7-ЮС9) сложены чередованием пачек песчаников и аргиллитов. Базальные пласты песчаников у выступов доюрских образований включают большое количество грубозернистой фракции. Отложения средней подсвиты (пласты ЮС5-ЮС6) представлены неравномерным чередованием аргиллитов с глинистыми песчаниками, алевролитами и прослоями углей. Отложения верхней подсвиты (пласты ЮС2-ЮС4) сложены неравномерным переслаиванием аргиллитов, песчаников и алевролитов с обильным включением растительного детрита и пирита. Толщина отложений тюменской свиты 200-250 м.
Верхнеюрский отдел представлен в составе трех свит: васюганской, георгиевской и баженовской. Васюганская свита в нижней части сложена преимущественно глинистыми породами – аргиллитами слюдистыми, иногда известковистыми. Верхняя часть свиты представлена, в основном, алевролитами и песчаниками с подчиненными прослоями аргиллитов, к ней приурочен продуктивный пласт ЮС11
. Общая толщина васюганской свиты - 70-75 м.
Рисунок 1.2 - Выкопировка из сводного литолого-стратиграфического разреза
Георгиевская свита сложена аргиллитами плотными, иногда известковистыми до перехода в глинистый известняк. В породах встречается фауна. Толщина рассматриваемых отложений обычно не превышает 4-5 м, нередко сокращается до 0.8-1.0 м.
В составе баженовской свиты преобладают аргиллиты черно-бурые битуминозные. Отмечаются обильные включения пирита, встречаются тонкие прослои известняков и сидерита, имеющие подчиненное значение. Породы баженовской свиты содержат скелетные остатки аммонитов и пелеципод волжского возраста. В верхней части разреза встречаются органогенные остатки, датируемые берриасским веком. Толщина свиты - 24-30 м.
Выше по разрезу залегают осадки меловой системы. Отложения системы представлены двумя отделами: нижним и верхним.
В составе нижнемелового отдела выделяются отложения сортымской, усть-балыкской, сангопайской, алымской и нижней части покурской свиты. Верхний включает отложения верхней части покурской, кузнецовской, березовской и нижней части ганькинской свит.
Сортымская свита сложена преимущественно аргиллитами известковистыми, содержащими до 20 и более процентов алевролитового материала. В нижней части свиты выделяется ачимовская толща с наличием в ее разрезе песчаных прослоев (БС16-24), часть из которых (БС16, БС18) на рассматриваемой площади являются нефтенасыщенными. В верхней части разреза свиты развиты песчано-алевролитовые прослои, с которыми на месторождении связаны основные продуктивные пласты (БС101, БС102, БС111, БС112). Общей покрышкой для указанной группы пластов являются глинистые породы чеускинской пачки. Пласты БС10 и БС11 разобщены между собой глинистой перемычкой покачевской пачки. Толщина сортымской свиты - 470-520 м.
Усть-балыкская свита включает песчаные пласты БС1-БС
