Разработка Боровского месторождения с применением тепловых методов воздействия на пласттепловых методов воздействия на пласт

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Самарской области государственное бюджетное профессиональное образовательное учреждение Самарской области «Отрадненский нефтяной техникум»

КУРСОВАЯ РАБОТА

Разработка Боровского месторождения с применением тепловых методов воздействия на пласт (ВДОГ)

ОНТО. 21.02.01. 16РЭ106 ПЗ

Руководитель Абдрахманова Т.К.

Разработал Совихина Е.А.

2019



Содержание

месторождение тектонический нефтеотдача гидропескоструйный

1. Теоретическая (технологическая) часть

1.1 Характеристика месторождения

1.2 Тектоническое строение месторождения

1.3 Нефтегазоносность

1.4 Характеристика нефти и газа

1.5 Тепловые методы повышения нефтеотдачи пласта

1.6 Схема процесса, закачки рабочих агентов и сбора продукции ВДОГ

2. Расчетная часть

2.1 Исходные данные

2.2 Расход воды и песка, потребляемого для гидропескоструйной перфорации

2.3 Расчет необходимого числа насосных агрегатов

2.4 Технологический расчет гидропескоструйной перфорации

Заключение

Информационные источники



1. Теоретическая (технологическая) часть

1.1 Характеристика месторождения

Самарская область расположена в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Первая промышленная нефть на территории Самарской области была получена в 1936 г. на Сызранском месторождении из песчаников бобриковского горизонта нижнего карбона. Это послужило основанием для расширения разведочных работ на нефть в Самарской области, которые увенчались открытием новых залежей в нижнем карбоне на месторождениях Самарской Луки -- Яблоневый Овраг (1937 г.), Заборовское (1942 г.) и Зольненское (1943 г.). В 1941 г. были получены притоки нефти и газа из отложений пермского карбонатного комплекса на Калиновском месторождении, что послужило началом освоения Кинель-Черкасского нефтегазоносного района.

К настоящему времени на территории Самарской области открыто 139 месторождений, пространственное расположение которых определяется тектоникой.

Основными структурными элементами на территории области являются Жигулевско-Оренбургский свод, южный склон Татарского свода, восточный склон Токмовского свода, Мелекесская впадина и юго-восточный склон Русской платформы.

Жигулевско-Оренбургский свод длиной свыше 350 км и шириной до 150 км ограничивается впадинами, заполненными бавлинскими осадками. Он осложнен рядом структур второго порядка -- валами, среди которых -- Покровский, Кулешовский и самый крупный Жигулевский вал. Наибольшее количество нефтяных месторождений Самарской области открыто в пределах Жигулевско-Оренбургского свода и его юго-восточного склона.

Южный склон Татарского свода занимает северо-восточную часть Самарской области. Он осложнен Сокско-Шешминским валом, который, в свою очередь, разделен на более мелкие валы: Елховско-Сергиевский, Серноводско-Шугуровский, Байтуганский и др. От Жигулевско-Оренбургского свода южный склон Татарского свода отделяется глубокой Сергиевско-Абдулинской впадиной.

Мелекесская впадина на территорию Самарской области входит своим юго-восточным бортом и южной частью. Крупным структурным элементом востока Русской платформы является Камско-Кинельская впадина, протянувшаяся неширокой полосой с севера-запада на юго-восток Самарской области.

Все известные залежи Самарского Поволжья можно разделить на четыре генетических типа: структурные, стратиграфические, литологические и массивные. В терригенных комплексах преобладают залежи пластовые, сводовые и литологические, в карбонатных -- массивные.

Характерной особенностью Самарского нефтедобывающего района является высокая степень рассредоточенности запасов нефти по многочисленным, сравнительно небольшим месторождениям и отдельным залежам.

В Самарской области выделяются два самых крупных месторождения -- Мухановское и Кулешовское, запасы которых превышают 100 млн. т, подавляющее же число открытых месторождений области имеют запасы менее 10 млн. т.

В Самарском нефтедобывающем районе велика доля запасов нефти, приуроченных к карбонатным коллекторам. Доля их в начальных запасах нефти составляла 29, а в остаточных -- 31 %. Доля накопленной добычи нефти из карбонатных коллекторов составляет 24 %, текущей -- 26 %. Из приведенных данных следует, что темп выработки карбонатных коллекторов несколько ниже, чем терригенных.

За счет интенсивного освоения значительного числа залежей с трудноизвлекаемыми запасами и применения высокоактивных систем заводнения удалось достичь значительной выработки запасов -- 54 %, в том числе запасов высоковязких нефтей - 53 %, а запасов, приуроченных к малопроницаемым пластам, -- 55 %. Современный темп отбора нефти по трудноизвлекаемым запасам довольно низкий, однако ухудшение структуры запасов не приняло катастрофического характера.

Боровское месторождение, открытое в 1949 г., приурочено к поднятию, осложняющему Елховско-Боровский вал Сокско-Шешминской группы структур второго порядка, и находится в пределах Сергиевско-Абдулинской впадины.

Рисунок 1. Схема расположений месторождений Самарской области

1 - Кошкарское; 2 - Шламковское; 3 - Кутузовское; 4 - Озеркинское; 5 - Зубовское; 6 - Славкинское; 7 - Верхие-Ивановское; 8 - Майоровское; 9 - Воздвиженско;10-Чесноковское; 11- Валентиновское; 12 - Буз-Башское; 13 - Байтуганское;14-Авралинское; 15 - Елховское; 16 - Ивановское; 17 - Радаевское; 18 - Емельяновское; 19 - Боровское; 20 - Серноводское; 21 - Якушкинское; 22 - Шунгутское; 23 - Северо-Каменское; 24 - Селитьбенское; 25 - Южно-Орловское; 26 - Богородское; 27 - Осиновское; 28 - Екатерининское; 29 - Казанское; 30 - Кабановское; 31 - Сидоровское; 32 - Козловское; 33 - Орлянское; 34 - Сарбайское; 35 - Саврухинское; 36 - Шумаркинское; 37 - Мочалеевское; 38 - Сургутское; 39 - Аделяковское; 40 - Садовое; 41 - Плотниковское; 42 - Чеховское; 43 - Дерюжевское; 44 - Сосновское; 45 - Боголюбовское…

Характерной чертой развития нефтедобывающей промышленности является устойчивый рост. Особенно резко добыча нефти увеличилась с 1946 г.

На территории Волго-Уральской провинции с начала развития поисково-разведочных работ (1930г) выполнен большой комплекс геолого-геофизических исследований, включающий региональные и детальные геофизические исследования, геологопоисковые и поисково-разведочные работы.

Почти территория провинции покрыта геологической съемкой различного масштаба, гравиметрическими, магнитотермическими и электроразведочными исследованиями. Глубокими скважинами вскрыт весь разрез осадочного чехла от мезозойско-кайнозойских до рифей-вендских отложений включительно.

Начиная с 1930 г в провинции пробурено 16593 опорных, параметрических и поисково-разведочных скважин общим объемом 31,3 млн.м. Средняя плотность бурения в провинции 45 м/км 2 .

1.2 Тектоническое строение месторождения

Территория Волго-Уральской нефтегазоносной провинции охватывает восточную часть Восточно-Европейской платформы и Предуральский краевой прогиб, занимая: площадь около 700 тыс. км . С севера и востока она ограничена горно-складчатыми сооружениями Тимана и Урала, с юга - Прикаспийской синеклизой, а с запада -Сысольским и Токмовским сводами и восточным склоном Воронежской антеклизы

Осадочный чехол Волго-Уральской нефтегазоносной провинции залегает на породах кристаллического фундамента Архейско-Нижнепротерозойского возраста, наиболее хорошо изученных в центральной и юго-западной частях провинции.

В северном, южном и восточном районах они вскрыты лишь единичными скважинами. Вскрытая мощность не превышает 10-15 метров, в редких случаях достигает 40-60 метров. Лишь глубокие параметрические скважины на Туймазинской и Ромашкинской площадях прошли около 2000 метров по породам фундамента.

В центральных районах провинции (Татарский свод) поверхность фундамента залегает на абсолютных отметках - 1,5-2 километра. В депрессионных зонах, окружающих свод, они достигают 4,5 километра. Скважины, пробуренные на севере Бирской седловины

(Орьебаш) и на Шкаповской площади, не вышли из разреза осадочного чехла на абсолютных отметках соответственно 4,8-5,0 километров.

В осадочном чехле, сложенном отложениями верхнего протерозоя и фанерозоя, бурением и геофизическими исследованиями выявлены крупные сводовые поднятия и разделяющие их впадины и прогибы. На западе провинции выделяется Казанско-Кожемирский прогиб, в центральной части - Татарский, а на востоке Пермско-Башкирский своды, которые разделены между собой Верхне-Камской впадиной и Бирской седлавиной. В северной части провинции выделяются Коми-Пермяцкий и Камский своды, отделенные от Татарского, Пермско-Башкирского сводов Чепецкой и Чермозской седловинами. В южной части расположен Жигулевско-Оренбургский свод, ограниченный с севера Миликесской впадиной и Серноводско-Абдулинским прогибом, а с юго-востока Бузулукской впадиной. В юго-Восточной части провинции выделяется Соль-Илецкий выступ фундамента. К востоку от Татарского и Жигулевско-Оренбургского сводов отмечается непрерывное погружение полеозойских слоев в сторону Предуральского краевого прогиба. Они слагают обширную моноклиналь, вытянутую к югу от горста Каратау почти на 500 километров и называемую обычно «Юго-Восточным склоном платформы». На востоке расположен Предуральский краевой прогиб, представляющий собой региональную пограничную структуру между Восточно-Европейской платформой и герцинским складчатым Уралом.

Рисунок 2 - Волго-Уральская нефтегазоносная провинция

Крупнейшие тектонические элементы-' I - Тиманский кряж; II - Предуральский прогиб; III - Токмовский свод; IV - Прикайспийская синеклиза.; V - Сысольский свод

Крупные тектонические элементы: Коми-Пермяцкий свод; 3 Пермско -Башкирский свод; Камский свод; Татарский свод; Жигулевско-Оренбургский свод; Соль-Илецкий выступ фундамента; Восточный склон Воронежского массива.

Самарская область расположена на востоке европейской части России, в среднем течение реки Волги, в месте ее сильного изгиба - так называемой Самарской Луки.

В пределы Самарской области входит несколько крупных тектонических элементов востока, Русской платформы - Пугачево-Жигулевский свод, который представляет собой крупную возвышенность несколько вытянутую с юго-запада на северо-восток. Он занимает всю Самарскую Луку и примыкающие к ней с юга и юго-запада районы области. В пределах Самарской области на Пугачевско-Жигулевском своде имеется несколько линейно вытянутых и различно ориентированных структурных осложнений - валов, в том числе вытянутый в широтном направлении Жигулевский вал с рядом локальных структур: Заборовской, Сызранской, Губинской, Карловской, Березовской, Яблоноовражной, Жигулевской, Стрельненской, Зольненской и другими.

С севера в Самарскую область входит небольшая юго-западная часть Татарского свода. Татарский и Пугачевско-Жигулевский своды разделяются Ставропольской депрессией Мелекесской впадины.

Боровское месторождение приурочено к поднятию осложняющему Елховско-Боровский вал Сокско-Шешминской группы структур второго порядка, и находящиеся в пределах Сергивско-Абдулинской впадины

Боровская структура по кровле башкирского яруса представляет собой брахиантиклинальное поднятие, простирающиеся с юго-запада на северо-восток. Поднятие характеризуется крутым юго-восточным и пологим северо-западными крыльями

1.3 Нефтегазоносность

Волго-Уральская нефтегазоносная провинция - преимущественно палеозойского нефтегазонакопления. Промышленные залежи нефти и газа приурочены к девонским, каменноугольным и пермским отложениям. Основные продуктивные толщи - терригенные толщи девона и нижнего карбона. Следующими по значению являются карбонатная толща среднего карбона и карбонатно-терригенная толща нижней перми.

Отложения терригенного девона от подошвы эйфельского яруса до кровли кыновских слоев нижнефранского подъяруса содержат шесть промышленно нефтегазоносных горизонтов, представленных прослоями песчаников и алевролитов, разделенных пачками глин и аргиллитов (пласты Д0 - ДV). Самый нижний из продуктивных горизонтов пласт ДV, относящийся по возрасту к эйфельскому ярусу, имеет ограниченное распространение по площади и нефтеносен в основном в восточной и юго-восточной частях территории.

Продуктивные живетские и нижнефранские отложения широко распространены на всей территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Муллинский горизонт верхов живетского яруса (пласт ДII) и пашийский горизонт низов франского яруса (пласт ДI) являются основными продуктивными горизонтами Волго-Уральской провинции. С ними связаны основные запасы и добыча нефти на таких месторождениях, как Ромашкинское, Туймазинское, Мухановское и др.

Карбонатные отложения верхнего девона - нижнего карбона, от кровли кыновского горизонта до кровли турнейского яруса представленные трещиноватыми и кавернозными известняками и доломитами, содержат целый ряд промышленных скоплений нефти и газа.

К терригенному продуктивному комплексу нижнего карбона относятся песчано-глинистые образования нижней и средней частей визейского яруса нижнего карбона (малиновский и яснополянский надгоризонты), а в северной части восточного склона Воронежской антеклизы и низы верхней части визейского яруса (алексинский горизонт).

Терригенная толща нижнего карбона - одна из наиболее распространенных продуктивных толщ Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. В ней установлено несколько продуктивных пластов.

Карбонатные отложения вирейского, намюрского и башкирского ярусов, составляющие карбонатный продуктивный комплекс нижнего и среднего отделов каменноугольной системы, имеют меньший ареал нефтегазоносности по сравнению с терригенной толщей карбона. В разрезе комплекса выделяется до четырех продуктивных горизонтов.

Терригенно-карбонатный комплекс среднего отдела каменноугольной системы, объединяющий верейский и каширский (частично верхнебашкирский) горизонты, в разных частях Волго-Уральской нефтегазоносной провинции преимущественно развиты терригенные породы, а в северной - карбонатные. Соответственно и число продуктивных горизонтов, достигающее на юге 12, к северу убывает.

Продуктивный комплекс верхнего отдела каменноугольной системы и нижнего отдела пермской системы, объединяющий карбонатные отложения гжельского и оренбургского ярусов карбона и ассельского, сакмарского, артинского и кунгурского ярусов нижней перми, нефтегазоносен в основном в юго-восточной и восточной частях Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. До последнего времени основная нефтегазоносность карбонатного комплекса нижнего карбона - нижней перми связывалась с погребенными рифовыми массивами сакмаро-артинского возраста, широко развитыми в Предуральском прогибе. После открытия Оренбургского газоконденсатного месторождения значение этого комплекса в платформенной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции существенно возросло.

Выявленные запасы нефти и газа неравномерно распределены по размеру и по площади Волго-Уральской провинции.

Основные запасы нефти провинции приурочены к отложениям девонской и каменноугольной систем. Вверх по разрезу палеозойских отложений запасы нефти убывают. В этом же направлении возрастают запасы газа. Нефтяные залежи приурочены в основном к терригенными коллекторам, а залежи газа - к карбонатным.

Значительными разведанными запасами нефти отличаются недра Татарского свода. Месторождения газа в его пределах не выявлены. Залежи нефти приурочены также к Пермско-Башкирскому и Жигулевско-Оренбургскому сводам, к Верхнекамской и Бузулукской впадинам и Бирской седловине. Остальные структурные элементы по сравнению с названными имеют подчиненное значение.

На территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции установлена четкая закономерность в распределении по территории месторождений нефти и газа. Промышленные запасы газа установлены в районах, примыкающих с севера и запада к Прикаспийской впадине, и в Предуральском прогибе.

Продуктивными на Боровском месторождении являются пласт Б2приуроченный к кровельной части бобриковского горизонта, и пласт А4, приуроченный к кровельной части башкирского яруса. Коллекторами пласта Б2являются кварцевые тонкозернистые песчаники с пористостью 18% и проницаемостью 628м2. Водонефтяной контакт отбивается на отметках от 1091,5 до 1106 мПласт А4представлен известняками. Пористость пласта основой части залежи принята 14%. Среднее значение проницаемости, по лабораторным данным, 313м2. Водонефтяной контакт принят по промыслово-геофизическим данным на абсолютной отметке -735 м. Залежь нефти пластовая. Свойства нефти приведены по пробам из пласта А4. Залеж нефти находится в условиях пониженного пластового давления и пониженной температуры.

В этих условиях нефть пласта А4 Боровского месторождения характеризуется высокой вязкостью (56 мПа с) и низким газосодержанием.



Таблица 1 - Основные физические параметры пластовыхнефтей Боровского месторождения

Пласт	рпл,МПа	tпл	рнас,МПа	G,м/м	G/м3/т	b	,г/см3
А4	8,3	5,5	3,8	10,1	11,1	1,03	0,885	55,6	2,6

Растворенный в нефти газ жирный, тяжелый. Содержание гомологов метана в нем выше среднего, метана -- низкое, азота -- заметно повышенное.

Таблица 2 - Основные физические параметры газа, растворенного в нефти, по Боровскому месторождению

СН4	с2н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12 +высшие	со2	Н2S	N2+редкие	Рг
14,7	18,3	26,1	10,1	3,7	0,9	1,1	25,1	1,533

1.4 Характеристика нефти и газа

Нефть представляет собой горючую, маслянистую жидкость, по преимуществу темного цвета, со специфическим запахом. По химическому составу нефть является в основном смесью различных углеводородов, содержащихся в ней в самых разнообразных сочетаниях и определяющих ее физические и химические свойства.

В нефтях встречаются следующие группы углеводородов: 1) метановые (парафиновые) с общей формулой СПН2п+2 ;2) нафтеновые с общей формулой СпН2п; 3) ароматические с общей формулой СпН2п_6

Наиболее распространены в природных условиях углеводороды метанового ряда. Углеводороды этого ряда -- метан СН4,этан С2Н6,пропан С3Н8 и бутан С4Н10 -- при атмосферном давлении и нормаль ной температуре находятся в газообразном состоянии. Они входят в состав нефтяных газов. При повышении давления и температуры эти легкие углеводороды могут частично или полностью переходить в жидкое состояние.

Пентан С5Н12,гексан С6Н14 и гептан С?Н16 при тех же условиях находятся в неустойчивом состоянии: легко переходят из газообразного состояния в жидкое и обратно.

Углеводороды от С8Н18 до С17Н36 -- жидкие вещества.

Углеводороды, в молекулах которых имеется свыше 11 атомов углерода, относятся к твердым веществам. Это парафины и церезины, содержащиеся в тех или иных количествах во всех нефтях.

Содержание углерода в нефти составляет 82--87% по весу и водорода 11--14%. Кроме углерода и водорода, в нефти и газе содержатся кислород, азот, сера и в ничтожных количествах, в виде следов, другие химические элементы. В газе содержание азота иногда достигает значительных величин -- до 40% и более от общего веса газа.

Физические свойства нефтей и нефтяных газов, а также их качественная характеристика зависят от преобладания в них отдельных углеводородов или их различных групп. Нефти с преобладанием сложных углеводородов (тяжелые нефти) содержат меньшее количество бензиновых и масляных фракций. Содержание в нефти большого количества смолистых и парафиновых соединений делает ее ванной и малоподвижной, что требует особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующей транспортировки.

Содержание в нефтях сернистых соединений ухудшает их качество и вызывает осложнения при добыче, перекачке и переработке вследствие коррозии металлического оборудования.

По содержанию смолистых веществ в мазуте, полученном после отбора из нефти светлых фракций при температуре до 300° С, нефти классифицируются на малосмолистые -- при содержании смол не более 8%, смолистые -- при содержании смол от 8 до 25%, высоко смолистые -- при содержании смол свыше 25%.

По содержанию парафина нефти делятся также на три группы: беспарафинистые -- с содержанием парафина до 1 %, слабопарафинистые -- с содержанием парафина от 1 до 2%; парафинистые -- с содержанием парафина свыше 2%.

По содержанию серы нефти классифицируются на малосернистые -- с содержанием серы до 0,5%, сернистые -- с содержанием серы от 0,5 до 1,9%, высокосернистые -- с содержанием серы свыше 1,9%.

Кроме того, нефти подразделяют по основным качественным показателям -- содержанию светлых бензиновых, керосиновых и масляных фракций.

Фракционный состав нефтей определяют путем лабораторной разгонки их, которая основана на том, что каждый углеводород, входящий в ее состав, имеет свою определенную точку кипения. Легкие углеводороды имеют низкие точки кипения. Например, у пентана (С5Н12) точка кипения равна 36° С, у гексана (С6Н14) -- 69° С. У тяжелых углеводородов точки кипения более высокие и доходят до 300° С и выше. Поэтому при подогревании нефти выкипают и испаряются сначала ее более легкие фракции, при повышении температуры начинают кипеть и испаряться более тяжелые углеводороды.

Если пары нефти, подогретой до определенной температуры, собрать и охладить, то эти пары снова превратятся в жидкость, представляющую собой группу углеводородов, выкипающих из нефти в данном интервале температур. Таким образом, в зависимости от температуры подогрева нефти из нее сначала испаряются самые легкие -- бензиновые фракции, затем более тяжелые -- керосиновые, затем соляровые и т. д.

Процентное содержание в нефти отдельных фракций, выкипающих в определенных температурных интервалах, характеризует фракционный состав нефти.

Обычно в лабораторных условиях разгонку нефти производят в интервалах температур до поверхностных условиях нефть кунгурского яруса легкая, маловязкая, малосмолистая, парафиновая (вид Пг), сернистая (класс II). Выход светлых фракций высокий.

Таблица 3 - Характеристика нефти Боровского месторождения.

Наименование	Величина	Размерность
Плотность,	0,910	г/см3
Содержание, парафинов серы асфальтенов смол силикагелевых	11,2	вес. %:
	3,6	вес. %:
	6,6	вес. %:
	13,3	вес. %:
Вязкость,	102,1	мПа·с, при 20°С
Температура начала кипения°С	55
Фракционный состав, до 150°С до 200°С до 300°С
	7,0	%
	13,2	%
	29,5	%

1.5 Тепловые методы повышения нефтеотдачи пласта

Методы интенсификации притока нефти и повышения продуктивности эксплуатационных скважин, основанные на искусственном увеличении температуры в их стволе и призабойной зоне. Применяются тепловые методы в основном при добыче высоковязких парафинистых и смолистых нефтей. Прогрев приводит к разжижению нефти, расплавлению парафина и смолистых веществ, осевших в процессе эксплуатации скважин на стенках, подъемных трубах и в призабойной зоне.

Паротепловое воздействие на пласт. Вытеснение нефти паром - метод увеличения нефтеотдачи пластов, наиболее распространенный при вытеснении высоковязких нефтей. В этом процессе пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкостью нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. Пар, обладающий большой теплоемкостью, вносит в пласт значительное количество тепловой энергии, которая расходуется на нагрев пласта и снижение относительной проницаемости, вязкости и расширение всех насыщающих пласт агентов - нефти, воды, газа. В пласте образуются следующие три зоны, различающиеся по температуре, степени и характеру насыщения:

1) Зона пара вокруг нагнетательной скважины с температурой, изменяющейся от температуры пара до температуры начала конденсации (400-200°С), в которой происходят экстракция из нефти легких фракций (дистилляция нефти) и перенос (вытеснение) их паром по пласту, то есть совместная фильтрация пара и легких фракций нефти.

2) Зона горячего конденсата, в которой температура изменяется от температуры начала конденсации (200°С) до пластовой, а горячий конденсат (вода) в неизотермических условиях вытесняет легкие фракции и нефть.

3) Зона с начальной пластовой температурой, не охваченная тепловым воздействием, в которой происходит вытеснение нефти пластовой водой.

При нагреве пласта происходит дистилляция нефти, снижение вязкости и объемное расширение всех пластовых агентов, изменение фазовых проницаемостей, смачиваемости горной породы и подвижности нефти, воды и др.

Внутрипластовое горение. Метод извлечения нефти с помощью внутрипластового горения основан на способности углеводородов (нефти) в пласте вступать с кислородом воздуха в окислительную реакцию, сопровождающуюся выделением большого количества теплоты. Он отличается от горения на поверхности. Генерирование теплоты непосредственно в пласте - основное преимущество данного метода.

Процесс горения нефти в пласте начинается вблизи забоя нагнетательной скважины, обычно нагревом и нагнетанием воздуха. Теплоту, которую необходимо подводить в пласт для начала горения, получают при помощи забойного электронагревателя, газовой горелки или окислительных реакций.

После создания очага горения у забоя скважин непрерывное нагнетание воздуха в пласт и отвод от очага (фронта) продуктов горения (N2 , CO2 , и др.) обеспечивают поддержание процесса внутрипластового горения и перемещение по пласту фронта вытеснения нефти.

В качестве топлива для горения расходуется часть нефти, оставшаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой и испарившимися фракциями нефти впереди фронта горения. В результате сгорают наиболее тяжелые фракции нефти.

В случае обычного (сухого) внутрипластового горения, осуществленного нагнетанием в пласт только воздуха, вследствие его низкой теплоемкости по сравнению с породой пласта происходит отставание фронта нагревания породы от перемещающегося фронта горения. В результате этого основная доля генерируемой в пласте теплоты (до 80% и более) остается позади фронта горения, практически не используется и в значительной мере рассеивается в окружающие породы. Эта теплота оказывает некоторое положительное влияние на процесс последующего вытеснения нефти водой из неохваченных горением смежных частей пласта. Очевидно, однако, что использование основной массы теплоты в области впереди фронта горения, то есть приближение генерируемой в пласте теплоты к фронту вытеснения нефти, существенно повышает эффективность процесса.

Перемещение теплоты из области перед фронтом горения в область за фронтом горения возможно за счет улучшения теплопереноса в пласте добавлением к нагнетаемому воздуху агента с более высокой теплоемкостью - например, воды. В последние годы в мировой практике все большее применение получает метод влажного горения.

Процесс влажного внутрипластового горения заключается в том, что в пласт вместе с воздухом закачивается в определенных количествах вода, которая, соприкасаясь с нагретой движущимся фронтом горения породой, испаряется. Увлекаемый потоком газа пар переносит теплоту в область впереди фронта горения, где вследствие этого развиваются обширные зоны прогрева, выраженные в основном зонами насыщенного пара и сконденсированной горячей воды.

Пароциклические обработки скважин. Циклическое нагнетание пара в пласты, или пароциклические обработки добывающих скважин, осуществляют периодическим прямым нагнетанием пара в нефтяной пласт через добывающие скважины, некоторой выдержкой их в закрытом состоянии и последующей эксплуатацией тех же скважин для отбора из пласта нефти с пониженной вязкостью и сконденсированного пара. Цель этой технологии заключается в том, чтобы прогреть пласт и нефть в призабойных зонах добывающих скважин, снизить вязкость нефти, повысить давление, облегчить условия фильтрации и увеличить приток нефти к скважинам.

Механизм процессов, происходящих в пласте, довольно сложный и сопровождается теми же явлениями, что и вытеснение нефти паром, но дополнительно происходит противоточная капиллярная фильтрация, перераспределение в микронеоднородной среде нефти и воды (конденсата) во время выдержки без отбора жидкости из скважин. При нагнетании пара в пласт он, естественно, внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время выдержки в прогретой зоне пласта происходит активное перераспределение насыщенности за счет капиллярных сил: горячий конденсат вытесняет, замещает маловязкую нефть из мелких пор и слабопроницаемых линз (слоев) в крупные поры и высокопроницаемые слои, то есть меняется с ней местами.

Именно такое перераспределение насыщенности пласта нефтью и конденсатом и является физической основой процесса извлечения нефти при помощи пароциклического воздействия на пласты. Без капиллярного обмена нефтью и конденсатом эффект от пароциклического воздействия был бы минимальным и исчерпывался бы за первый цикл.

1.6 Схема процесса, закачки рабочих агентов и сбора продукции при ВДОГ

Содержащиеся в продуктах горения перегретые пары воды, соприкасаясь в начале зоны предварительного прогрева с не нагретой породой, конденсируются, образуя в пласте «вал горячей воды», который эффективно вытесняет нефть.

В первом приближении можно считать, что ВДОГ с использованием в качестве окислителя воздуха или воздуха с кислородом может быть успешно проведен в пластах, содержащих нефть с плотностью выше 900 кг/м3 и вязкостью более 100 сПз (0,01 Па с).

Создание ВДОГ независимо от качества содержащейся в пласте нефти может быть осуществлено лишь при нагнетании в пласт газовоздушной смеси. При этом количество воздуха в смеси должно быть достаточным для сжигания газа и коксоподобного остатка нефти.

В последнее время используется процесс влажного горения, при котором одновременно с воздухом в пласт подают в определенном соотношении воду. Вода от остаточного тепла нагретой породы нагревается и испаряется. Через фронт горения испарившаяся вода проходит, не влияя на процесс горения. Достигнув границы горячих жидких продуктов и ненагретой породы, пар конденсируется, способствуя увеличению выделяемого количества тепла в этой области. Скорость перемещения оторочки горячих жидких продуктов растет и процесс осуществляется за более короткий срок.

Оборудование для внутрипластового горения

Для поджога нефти в пласте иногда достаточно некоторое время подавать в пласт окислитель - воздух или воздух с кислородом. Иногда требуется повышение температуры в скважине у забоя. В этом случае применяются электрические и огневые нагреватели.

Температура воспламенения нефти находится в пределах 150 - 315оС, а в некоторых случаях - до 500оС. Поэтому мощность нагревателей может быть недостаточной, и тогда её увеличивают 40 -70 квт. соединением нескольких нагревателей.

ТатНИИнефтемаш разработал горелку ГС-100/70, работающую с установкой инициирования горения УИГ-100/70 и оборудованием внутрипластового горения ОВГ- 2М. В горелке имеется трубчатый электронагреватель (ТЭН), камера сгорания и скважинный уплотнитель. Топливо (керосин, сжиженный пропан) подается по НКТ к ТЭНу, испаряется, нагревается выше температуры самовоспламенения паров и, смешиваясь с воздухом, воспламеняется. Температура воздуха и продуктов сгорания за горелкой 300-800оС.

Воздух подается по межтрубному пространству. Для подачи к пласту воздуха в установку ОВГ входит компрессорная станция с 6 компрессорами типа 305 ВП с приводом от синхронного электродвигателя типа ДСК.

Для закачки воды в пласт при влажном горении применяются поршневые насосы с электроприводом. Разработаны установки ОВГ-2М, ОВГ- 3, ОВГ-4, ОВГ-5.

Характеристика ОВГ-3. Максимальное давление компрессоров-22 МПа, производительность компрессоров- 72 м3/мин; мощность установки - 1700 квт; число компрессоров 305 ВП- 12/220 - 6 шт. Масса установки - 224 т. Подача воды 2-мя насосами УН 200 -125, - 576м3/сут. Максимальное давление нагнетания воды - 32 МПа, размещена в 8 блоках.



2. Расчётная часть

2.1 Исходные данные

Наименование	Обозначение	Размерность	Величина
Мощность пласта	h	м	7,5
Пористость в природных условиях	m	Уд.ед	0,22
Температура пласта	t	°С	23,5
Плотность пластовой нефти	PH	Кг/м3	950
Плотность воды	pB	Кг/м3	1005
Нефтенасыщенность	SH	Уд.ед	0,74
Водонасыщенность	SB	Уд.ед	0,23
Расстояние между нагнетательной и эксплуатационной скважинами	l	м	265
Абсолютное давление на забое	Pзб	Кгс/см2	9,5
Радиус нагнетательной и эксплуатационной скважин	rC	м	0,084
Эффективная проницаемость для окислителя (воздух)	KЭФ	мД	160
Пористость пласта по модели	m'	Уд.ед.	0,40
Расход топлива (кол-во коксового остатка)	g'KO	Кг/м2	18
Удельный расход окислителя для сжигания коксового остатка	VKOK	м2/кг	13,5
Количество, образовавшейся реакционной воды	gB	Кг/м2	21
Теплота сгорания: Нефти Газообразных продуктов	QH Qг	Ккал/кг Ккал/м3	10000
Вязкость окислителя при пластовой температуре	µОК	спз	300

2.2 Расчет объёма окислителя необходимого для сжигания 1м3 пласта

1. Определяется удельное количество коксового остатка

где - расход топлива (коксового остатка на 1 м3), кг;

- пористость в природных условиях, %;

- пористость пласта по модели, %, = 40%;

2. Определяется объём окислителя требующийся для выработки

где - удельный расход окислителя на 1 кг, м3;

3. Определяется минимальную плотность потока окислителя

где - минимальная скорость перемещения очага горения = 0,0375 м/сут.

4. Определяется суммарный объём, требующего окислителя для выработки одного пятиточечного элемента пласта

где - расстояние между нагнетательными и эксплуатационными скважинами, м;

- мощность пласта, м;

- объемный коэффициент охвата пласта очагом горения в определенной зависимости с безмерным параметром формы фронта горения и определяется по таблице.



Таблица - Значение коэффициентов iq и Av

Iq	3,39	4,77	6,06
Av	0,50	0,55	0,575	0,626

5. Определяется предельный максимальный расход окислителя. Так как для обеспечения коэффициента охвата 0,626 требуется теоретически бесконечно большой расход окислителя, принять значение = 6,06, которому соответствует коэффициент охвата пласта по объему = 0,575.

6. Определяется продолжительность первого периода разработки, при котором объем окислителя достигает значение предельного максимального значения.

где - максимальная скорость перемещения фронта горения. Принимается = 0,15 м/сут.

7. Определяется количество окислителя израсходованного за этот период

8. Определяется количество окислителя израсходованного в основной (период)

9 Определяется продолжительность основного периода разработки участка

10 Определяется общая продолжительность разработки всего участка

2.3 Расчет давления на устье нагнетательной скважины

1. Определяется абсолютное давление на устье нагнетательной скважины

где - абсолютное давление на забое эксплуатационной скважины, кг/см2;

- вязкость окислителя при пластовой температуре, спз;

- эффективная проницаемость для окислителя (воздуха), мД;

- радиус эксплуатационных и нагнетательных скважин, мм.

2. Определяется количество извлекаемой нефти. Определить коэффициент нефтеотдачи, для этого необходимо знать количество коксового остатка и углеродного газа в долях первого объёма

где - плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3.

где - теплота сгорания газообразных продуктов, ккал/кг;

- теплота сгорания нефти, ккал/кг.

3. Определяется коэффициент нефтеотдачи

где - нефтенасыщеность пласта, уд.ед

- коэффициент нефтеотдачи из участков, не охваченных фронтом горения.

Принимаем = 0,4



2.4 Определение количества извлекаемой нефти

1. Определяется количество извлекаемой нефти

где S - площадь участка

2. Определяется удельное количество образующейся реакционной воды.

где - количество образующейся реакционной воды на 1 м3 , кг/м3.

3. Определятся суммарное количество получаемой воды.

где - водонасыщенность, уд.ед.

4. Определяется дебит нефти во втором периоде разработки



Заключение

Мною разработан курсовой проект на тему: «Разработка Боровского месторождения с применением метода увеличения проницаемости призабойной зоны

Гидропескоструйная перфорация применяется в продуктивных пластах с низкими коллекторскими свойствами. Применение этого метода увеличения проницаемости призабойной зоны пласта, основано на использовании гидромониторного эффекта создаваемого абразивной песчано-жидкостной смеси, вытекающей с большой скоростью из насадки. Этот метод позволяет за короткое время сделать отверстие или прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном камне и породе пласта без нарушений обсадных труб и цементного камня.

Произведенные расчеты показывают, что для проведения гидропескоструйной перфорации необходимо 78,62 м3 жидкости песконосителя, 4725 кг песка при массовой концентрации песка 100кг/м3; расход рабочей жидкости необходимый для проведения гидропескоструйной перфорации составляет 0,011м3/с. Такой расход можно обеспечить использованием 2 насосных агрегатов 5 АН-700 и при использовании 4 насадок. Глубина проникновения струи в пласт составляет 0,55м. Гидравлические потери давления при гидропескоструйной перфорации составляют 1377,04 МПа из них гидравлические потери в трубах равны 121,7МПа, потери в кольцевом пространстве между НКТ и обсадной колонной 0,044 МПа и потери напора в полости образованной абразивной струей 3,5МПа.

Курсовая работа является актуальной и позволяет производить эксплуатацию скважин, обеспечивая стабильный дебит скважины.



Информационные источники

1. Акульшин А.И., Бойко В.С., Зарубин Ю.А., Дорошенко В.М. - М.: Недра, 1989. - 480с.

2. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин - М.: Недра, 1985. - 421с.

3. Габриэлянц Г.А. Геология поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений - М.: Недра, 2000. -587с.

4. Требин Г.Ф., Чарыгин Н.в., Обухова Т.М. Нефти и месторождения Советского Союза - М.: Недра, 1980. - 584с.

5. Покрепин Б.В. Разработка нефтяных и газовых месторождений - М.: Учебно-методический кабинет по горному, нефтяному и энергетическому образованию, 2004. - 232с.

6. Ильский А.Л., Шмидт А.П. Буровые машины и механизмы - М.: Недра, 1989. - 396с.

7. Иогосян К.В. Спутник буровика - М.: Недра, 1986 - 294с

8. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела - Уфа: Дизайн-полиграф-сервис, 2001.-544с.

9. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин- М.: Недра, 1971. - 368с.

10. Максимов С.П. Геология нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции - М.: Недра, 1970. - 802с.

Размещено на Allbest.ru