Курсовая работа: Химические методы увеличения продуктивности скважин в ОАО "ТНК-Нижневартовск"

Министерство энергетики Российской Федерации

Государственное образовательное учреждение

среднего профессионального образования

Нижневартовский нефтяной техникум

Специальность 0906 «Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине

Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Тема:

Химические методы увеличения продуктивности скважин в

ОАО «ТНК-Нижневартовск»

Разработала студентка

гр. 4Э2-00

Татаринцева В.М

г. Нижневартовск, 2003 г.

ЗАДАНИЕ

Для курсового проектирования студенту дневного отделения 4 курса группы 4Э2-

Тема: «Химические методы увеличения продуктивности скважин в ОАО «ТНК-Нижневартовск»

В курсовом проекте должны быть разработаны и изложены:

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

1. ВВЕДЕНИЕ

1.1 Краткая характеристика геолого-технических мероприятий

1.2 Причины, вызывающие ухудшение фильтрационной способности

2 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Орогидрография района

2.2 Тектоника и стратиграфия месторождения

2.3 Коллекторские свойства продуктивных пластов

2.4 Свойства нефти и воды в пластовых условиях

3. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1 Назначение и условия проведения кислотных обработок

3.2 Типы применяемых ингибиторов и их свойства

3.3 Виды кислотных обработок

3.4 Применение поверхностно-активных веществ

3.5 Повышение нефтеотдачи пластов и интенсификация добычи нефти на предприятии

4. РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ

4.1 Расчет обработки призабойной зоны пласта раствором соляной кислоты

5. ОХРАНА ТРУДА

5.1 Общие сведения об охране труда

5.2 Охрана труда на предприятии

6. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

6.1 Общие сведения об охране окружающей среды

6.2 Мероприятия по охране окружающей среды

7. ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Лист 1 Технологическая схема простой кислотной обработки

Лист 2 Общий вид машины Аз-30А

Дата выдачи 9.12.02 г

Срок окончания 1.03.03 г

Содержание

Введение

Краткая характеристика геолого-технических мероприятий

1. Причины, вызывающие ухудшение фильтрационной способности призабойной зоны пласта

2. Геологический раздел

2.1 Орогидрография района

2.2 Тектоника и стратиграфия месторождения

2.3 Коллекторские свойства продуктивных пластов

2.4 Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях

3. Технико-технологический раздел

3.1 Назначение и условия проведения кислотных обработок

3.2 Типы применяемых ингибиторов и их свойства

3.3 Виды кислотных обработок

3.4 Применение поверхностно-активных веществ

3.5 Анализ химических методов увеличения производительности скважин в ОАО «ТНК-Нижневартовск»

3.6 Выводы

4. Расчетный раздел

4.1 Расчет обработки призабойной зоны пласта раствором соляной кислоты

5. Охрана труда

5.1 Общие сведения об охране труда

5.2 Мероприятия по охране труда на предприятии

6. Охрана окружаюшей среды

6.1 Обшие сведения об охране окружающей среды

6.2 Мероприятия по охране окружающей среды

Литература

ВВЕДЕНИЕ

Краткая характеристика геолого-технических мероприятий

Геолого-технические мероприятия (ГТМ) - работа по интенсификации добычи нефти и газа путем воздействия на продуктивные пласты и применения технико-технологических способов улучшения (облегчения) условий транспортирования нефти с забоя на устье скважины.

При обработке призабойной зоны (ОПЗ) применяют механические, химические и физические методы воздействия на пласт.

При механическом методе создаются новые каналы и трещины, которые соединяют ствол скважины с пластом.

К механическим методам относятся гидравлический разрыв пласта (ГРП), гидропескоструйная перфорация (ГПП) и торпедирование скважин. Механические методы применяют в плотных породах.

Химический метод основан на реакции взаимодействия закачиваемых химических веществ с некоторыми породами (карбонатными породами и песчаниками, содержащими карбонатные вещества) пласта и загрязняющими пласт привнесенными отложениями.

К химическим методам относятся и обработки пластов поверхностно активными веществами (ПАВ).

К физическим методам отнесены тепловые обработки и вибровоздействие, механизм действия которых основан на физических явлениях.

К геолого-техническим мероприятиям относятся также приобщение, дострел и перестрел пластов, оптимизация режима работы скважин, изменение способа добычи нефти, ввод скважин из бездействия и ремонтно-изоляционные работы

Приобщение пласта - работы по перфорации и освоению пластов в скважине, уже эксплуатирующей другой пласт .

1. Причины, вызывающие ухудшение фильтрационной способности призабойной зоны пласта

Все факторы, вызывающие ухудшение ПЗП, подразделяют на четыре группы.

I. Факторы, вызывающие механическое загрязнение ПЗП:

1. Засорение пористой среды ПЗП твердой фазой промывочного раствора при бурении, а также при капитальном и подземном ремонтах скважин.

2. Закупорка тонкого слоя породы вокруг забоя глиной или тампонажным цементом при цементировании эксплуатационных колонн.

3. Проникновение глинистого и особенно тампонажного растворов в трещины, что в несколько раз может снизить среднюю проницаемость ПЗП.

4. Загрязнение ПЗП нагнетательных скважин илистыми частицами, содержащимися в закачиваемой воде. В этом случае проницаемость может снизиться в десятки раз.

5. Обогащение ПЗП мельчайшими частичками за счет кольматажа и суффозии при возвратно-поступательном движении фильтрата и пластовой жидкости во время спускоподъемных операций.

6. Кольматаж ПЗП минеральными частицами, приносимыми жидкостью из удаленных зон пласта.

II. Физико-литологические факторы, обусловленные действием пресной воды на цемент и скелет породы:

1. Проникновение в ПЗП фильтрата глинистого раствора или воды при капитальном и подземном ремонте скважин.

2. Закачивание воды в пласт для поддержания пластового давления.

3. Закачивание в пласт сбросовой жидкости.

4. Прорыв посторонних пластовых слабоминерализованных вод в

продуктивный пласт.

5. Прорыв закачиваемой в водонагнетательные скважины воды в ПЗП в добывающих скважинах.

III. Физико-химические факторы:

1. Проникновение в пористую среду воды, что приводит к увеличению водонасыщенности и созданию "блокирующей" преграды фильтрации нефти и газа за счет разности поверхностных натяжений воды и пластовой жидкости.

2. Образование в ПЗП устойчивой эмульсии из-за периодического изменения гидродинамического давления на стенки скважины и поэтому взаимного диспергирования (измельчения) воды (фильтрата) и нефти. Этому способствует наличие в нефти асфальто-смолистых веществ, являющихся эмульгатором.

3. В водонагнетательных скважинах выпадение солей на скелете пород ПЗП при контакте пластовых и закачиваемых вод в начальный период нагнетания вод.

IV. Термохимические факторы:

1. Отложение парафина на скелете пород пласта в залежах с низкой пластовой температурой. Этот процесс происходит при охлаждении при-забойной зоны во время вскрытия пласта, при длительной эксплуатации скважин и при закачивании воды в пласт.

2.Проникновение в продуктивный пласт нижних высокотемпературных и сильноминерализованных вод и последующее их охлаждение.

2 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Орогидрография района

Самотлорское нефтяное месторождение административно расположено на территории Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

Географически район месторождения приурочен к водоразделу рек Вах и Ватинский Еган, правых притоков реки Обь.

Рельеф местности слабо пересеченный, с абсолютными отметками от минус 43 метров на пойменных участках до минус 76 метров в центральной части водораздела.

Из двух рек, протекающих на территории месторождения, судоходна только одна река Вах, окаймляющая восточную и северо-восточную части месторождения. Ширина среднего течения 0,5 м/сек. Навигация начинается во второй половине мая и заканчивается в середине октября. Река Ватинский Еган, расположенная на северо-западе месторождения, не судоходна.

Отличительной особенностью района является его крайняя заболоченность, а также многочисленность больших и малых озер. Непосредственно на территории месторождения расположены следующие крупные озера: Самотлор, Кымыл-Эмтор, Белое, Окунево и множество других озер.

В течение зимнего периода многие болота, озера и таежные речки промерзают, плохо и труднопроходимы.

Грунтовые воды на участке работ находятся на глубине 2-12 м от дневной поверхности.

Растительность представлена смешанным лесом с преобладанием хвойных и тальниковых кустарников, растущих, главным образом, по берегам дневной поверхности.

Климат района резко континентальный, с коротким теплым летом и долгой суровой зимой. Продолжительность зимнего периода с ноября по апрель, характерны метели и снегопады, среднесуточная температура воздуха в январе минус 25 градусов Цельсия, толщина ледяного покрова достигает 1 м на реках и 3 м на озерах.

Наибольшее количество осадков выпадает в теплое время в июле - августе и в холодное время в декабре - январе. Общее количество осадков в год достигает 400 мм.

Кроме нефти и газа на территории месторождения имеются другие полезные ископаемые, такие как торф, глина, строительные пески и другие.

2.2 Тектоника и стратиграфия месторождения

В региональном тектоническом плане по отражающему сейсмогоризонту «Б» Самотлорская площадь расположена в Центральной части Нижневартовского свода, в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерскую и Черногорскую структуры 3-го порядка.

Верхний-мезокайнозойский, типично платформенный формировался в условиях длительного, устойчивого погружения фундамента.

По кровле горизонта БВ81-2 Самотлорское куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой минус 2200 метров. Все локальные структуры внутри контура выражены довольно резко. Наиболее крупная из них Самотлорская, расположена в центральной и южной частях Тарховского поднятия. Структура оконтурена изогипсой минус 2120м, имеет изометрическую форму с изрезанными контурами. Размеры ее в плане 12х 15км, амплитуда структуры около 80 м, при этом наиболее крутые углы поднятия характерны для юго-восточной части до 2020. Белозерная структура по кровле пласта БВ81-2 осложнена двумя куполами, оконтуренными изогипсой минус 2130м. Общие размеры структуры 6х15км в пределах изогипсы минус 2130м.

В целом Самотлорское куполовидное поднятие по замыкающей изогипсе минус 2200 м, имеет размеры 32х40км, амплитуду 150 метров. Более существенные изменения структурного плана происходят по кровле самого верхнего продуктивного пласта AB1. Белозерное, Мартовское поднятие практически сливаются с Самотлорским, с севера и востока оконтуриваются изогипсой минус 1690 метров. На западе и юго-западе оконтуриваются изогипсой минус 1640 метров и раскрываются в сторону Аганского, Ватинского, Мегионского и Мыхпайского поднятий. Углы наклона крыльев от десятков минут до 1.45. Амплитуда по отношению к западному крылу около 110 метров, восточному и северному 160метров.

В геологическом строении Нижневартовского свода, где расположено Самотлорское месторождение, принимают участие породы доюрского фундамента, мезо-кайнозойских терригенных отложений платформенного чехла. В разрезе последних выделяются юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные образования.

В пределах Западно-Сибирской плиты большинство исследователей выделяет три структурно-тектонических этажа.

Нижний - формировался в палеозойское и допалеозойское время и отвечает геосинклинальному этапу развития современной плиты.

Средний - объединяет отложения, образовавшиеся в условиях парогеосинклинали, имевшей место в пермско-триасовое время.

Палеозойский фундамент на месторождении представлен сильно метаморфированными глинистыми и глинисто-слюдистыми сланцами. Максимальная вскрытая толщина этих пород на месторождении составляет 87 метров.

Юрская система. Породы юрской системы залегают с резким угловым несогласием на породах фундамента и представлены тремя отделами.

Тюменская свита (нижняя и средняя юра) представлена неравномерным чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Толщина отложений тюменской свиты составляет 220-250 метров.

Верхняя юра представлена преимущественно морскими осадками васюганской свиты, толщиной 50-60 метров, георгиевской свиты, толщиной до 4 метров и баженовской свиты, толщиной до 20 метров.

Меловая система представлена нижним и верхним отделами, сложенными морскими, прибрежно-морскими и континентальными осадками.

Нижнемеловые отложения представлены на рассматриваемой территории породами Мегионской, Вартовской, Алымской, низов Покурской свит.

- нижняя часть Мегионской свиты сложена аргиллитами серыми и темно-серыми. На них залегает ачимовская толща, представленная переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В пределах площади пласты песчаников именуются пластами БВ1.

- верхняя часть Вартовской свиты включает продуктивные пласты АВ 2-8 Общая толщина Вартовской свиты до 400 метров.

- Алымская свита состоит из двух частей: Верхняя подсвита, делится на две ваяки: верхняя сложена аргиллитами темно-серыми с частыми тонкими прослоями алевролитов. Нижняя подсвита представлена, в основном, песчаниками и выделяется в разрезе как горизонт AB1. Общая толщина отложений Алымской свиты 67-84 метра.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7