Горно-геологическая характеристика залегания месторождения - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Горно-геологическая характеристика залегания месторождения

Общие сведения о месторождении. Характеристика геологического строения, слагающих пород и продуктивного пласта. Методы интенсификации притока нефти к добывающей скважине. Операции по гидроразрыву пласта, их основные этапы и предъявляемые требования.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.


Общие прогнозные извлекаемые ресурсы углеводородного сырья в Республике Казахстан составляют 17 млрд. тонн, из них 8 млрд. тонн приходится на казахстанский сектор Каспийского моря. По подтвержденным запасам нефти Казахстан обладает значительными запасами углеводородного сырья и входит в число 15 ведущих нефтедобывающих стран мира (3,3% мировых запасов).
Нефтегазоносные районы республики, на которых расположено 172 нефтяных и 42 конденсатных месторождения (в том числе, более 80 разрабатываются), занимают площадь около 62% территории Казахстана. Основные запасы нефти в Казахстане (более 90%) сконцентрированы в 15 крупнейших месторождениях - Тенгиз, Кашаган, Карачаганак, Узень, Жетыбай, Жанажол, Каламкас, Кенкияк, Каражанбас, Кумколь, Бузачи Северные, Алибекмола, Прорва Центральная и Восточная, Кенбай, Королевское, половина - в двух гигантских нефтяных месторождениях Кашаган и Тенгиз.
Месторождения находятся на территории шести из четырнадцати областей Казахстана. Это Актюбинская, Атырауская, Западно-Казахстанская, Карагандинская, Кызылординская и Мангистауская области. При этом примерно 70% запасов углеводородов сконцентрировано на западе Казахстана.
Наиболее разведанными запасами нефти обладает Атырауская область, на территории которой открыто более 75 месторождений с запасами промышленных категорий 930 млн. тонн.
Открытие в 2000 году на севере Каспия Кашаганского месторождения с прогнозными извлекаемыми запасами 2,02 млрд. тонн уже названо самым значительным событием в мировой практике за последние 30 лет.
По запасам природного газа Казахстан занимает 14 место в мире и 4 место среди стран Союза независимых государств после России, Туркменистана и Узбекистана.
Географическое размещение запасов газа распределено так, что 98% всех запасов газа находятся в недрах Западного Казахстана с территориальной принадлежностью к Мангистауской, Атырауской, Западно-Казахстанской и Актюбинской областям.
Свыше 15 месторождений углеводородов находятся на территории Западно-Казахстанской области. Еще одним перспективным регионом с точки зрения нефтегазового потенциала является Актюбинская область. Здесь открыто около 25 месторождений. Основой нефтедобывающей отрасли Кызылординской и Карагандинской областей является Кумкольская группа месторождений - пятая по значимости нефтегазовая провинция Казахстана.
Месторождение Кумколь открыто в феврале 1984 года, Южно-Казахстанской нефтеразведочной экспедицией ПГО «Южказгеология» Министерство геологии Республики Казахстан. Промышленная разработка месторождения Кумколь ведется с мая 1990 года.
В настоящее время в разработку широко вовлекаются трудноизвлекаемые запасы нефти, приуроченные к низкопроницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчлененным коллекторам. Одним из эффективных методов повышения продуктивности скважин, вскрывающих такие пласты, и увеличения темпов отбора нефти из них, является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Гидравлический разрыв может быть определен как механический метод воздействия на продуктивный пласт, при котором порода разрывается по плоскостям минимальной прочности благодаря воздействию на пласт давления, создаваемого закачкой в пласт флюида.
В данной работе описываются горно-геологические условия залегания продуктивных пластов месторождения Кумколь, принцип ГРП для интенсификации притока продукта в нефтегазовую скважину, используемое устьевое оборудование и оборудование скважины при ГРП, расчеты силовых прочностных и режимных параметров. А так же в работе приводятся данные по экологической защите прилегающей территории при нефтедобыче, экономические расчеты и требования по охране труда.
1 . Горно- геологическая характе ристика залегания месторождения
Кумколь - нефтегазовое месторождение в Кызылординской области Казахстана.
Относится к Туранской нефтегазоносной провинции. Открыто в феврале 1984 года. Расположено в 150-170 км севернее города Кызылорда.
В 1985 году институтом «НИПИмунайгаз» составлен проект пробной эксплуатации месторождения Кумколь и схема района месторождения Кумколь.
В 1987 году институтами ВНИГНИ, КазНИГРИ и Казахской опытно-методической экспедицией были выполнены работы по подсчету запасов нефти и газа месторождения Кумколь по состоянию на 15 мая 1987 года.
Отчет по подсчету запасов рассмотрен и утвержден в ГКЗ СССР в ноябре 1987 года.
Эксплуатационное разбуривание месторождения Кумколь начато в 1988 году в соответствии с положениями проекта пробной эксплуатации месторождения.
В начале 2000-х годов построен нефтепровод «Арыскум - Джусалы» (протяжённость около 170 км), доставляющий нефть с месторождения в наливной железнодорожный терминал вблизи посёлка Жосалы.
Залежи углеводородов расположены на глубине 0,9 - 1,4 км. Начальный дебит скважин 20 - 130 т/сут. Плотность нефти 812-819 кг/м?, содержание серы 0,11 - 0,52%, парафинов 10,8-11,5%, асфальтенов 0,11-0,92%, смол 4,8-8,42%.
Начальные запасы нефти - 280 млн тонн. Извлекаемые запасы нефти на месторождения Кумколь составляют 130 млн тонн; газа - 15 млрд м?.
Кумколь разрабатывают две нефтяные компании: на севере АО «Тургай Петролеум» (совместная компания Лукойла и ПетроКазахстан - по 50%) и на юге ПетроКазахстан Кумколь Ресорсиз (совместная компания КазМунайГаз и ПетроКазахстан по 33% и 67% соответственно). Добыча нефти в 2008 году составляет 5,8 млн тонн.
Кумкольскую нефть транспортируют по нефтепроводу Кумколь-Атасу-Алашанькоу в Китай и в ТОО «ПетроКазахстан Ойл Продактс» для казахстанского рынка.
В октябре 2010 года завершилось строительство автомобильной дороги Кызылорда - Кумколь, длившееся (с перерывами) с 1989 года. Общая стоимость строительства составила около 5 миллиардов тенге [10].
Месторождение Кумколь располагается в пределах 4615?-4645? северной широты и 6515?-6530? восточной долготы в зоне северных континентальных пустынь.
Это степной район без водных артерий и постоянных населенных пунктов. Территория месторождения Кумколь приурочена к поверхности обширной озерной котловины.
Рисунок 1.1 - Карта района месторождения Кумколь
Ближайшими населенными пунктами являются железнодорожные станции Жалагаш (150 км), Жосалы (210 км), Карсакпай (180 км) и пос. Сатпаево (250 км). Расстояния до областных центров г. Кызылорда и г. Жезказган составляют 160 км и 290 км соответственно. На расстоянии 230 км к востоку от месторождения проходит нефтепровод Омск-Павлодар-Шымкент, а в 20 км к северо-востоку проходит ЛЭП Жосалы - Ленинск.
Площадь месторождения представляет собой степь с абсолютными отметками рельефа 106-109 м над уровнем моря.
Непосредственно территория месторождения Кумколь приурочена к поверхности обширной древней озерной котловины в виде неправильного овала вытянутой в субмеридиальном направлении. С северной и восточной сторон котловина обрамлена платообрамленными возвышенностями с пологими склонами с северо-запада и с запада плато спускается в котловину в виде крутого уступа.
В южной части, особенно в юго-западной части, развита серия песчаных массивов эолового генезиса, самый крупный из которых - пески Арыскум, возвышающиеся над окружающей местностью на 10-15 м.
Почвенный покров месторождения и прилегающих к нему территорий включает следующие почвы: серо-бурые суглинистые, серо-бурые супесчаные защебененные, солонцы, комплексы солонцов с бурыми солонцеватыми; пески. Грунтовые воды залегают на глубине от 100 метров.
Климат района - резко-континентальный с большими сезонными и суточными колебаниями температуры воздуха и малым количеством осадков.
Максимальные летние температуры - +30 + 35 0 С, минимальные зимние - до - 36 - 38 0 С.
Годовое количество осадков выпадающих, в зимне-весенний период достигает до 150 мм. В зимнее время часто бывают бураны и метели, характерны постоянные ветры юго-восточного направления. Водные артерии на площади месторождения отсутствуют. Степь покрыта типичной для полупустынь ксерофильной растительностью, в осенне-зимний и весенний периоды изобилует сайгой. Обеспечение технической и бытовой водой осуществляется из специальных гидрогеологических скважин, дающих высокие дебиты воды минерализацией 0.6 - 0.9 г./л из отложений сенон-турона с глубины 50-70 метров. По качеству вода не соответствует стандартам питьевой из-за повышенного содержания фтора. На отметках рельефа 120 м скважины работают на самоизлив. Район не сейсмичный.
Месторождение приурочено к Сорбулакскому выступу фундамента, разделяющему Акшабулакский и Бозингенский грабены. Блоковое поднятие фундамента отражено в вышележащих отложениях в виде горстовидной антиклинали, в мелкайнозойских осадках в форме валообразного поднятия. По юрско-меловому продуктивному комплексу Кумкольская структура представляет собой антиклинальную складку сложной формы размером 9х4 км и амплитудой 50 м в неокомских отложениях и размером 12х7 км и амплитудой 150 м - в юрских отложениях [7].
Месторождение многопластовое, содержит шесть залежей (рисунок 1.2).
Рисунок 1.2 - Структурная схема месторождения Кумколь
Две из них приурочены к нижненеокомским терригенным отложениям (в горизонтах М-I и М-II), остальные - к верхнеюрским (в горизонтах Ю-I - Ю-III) и нижне-среднеюрским (в горизонте Ю-IV) отложениям. Залежи в меловых отложениях - нефтяные, в юрских - газонефтяные (горизонты Ю-I, Ю-II, Ю-IV) и нефтяные (Ю-III). По типу резервуара они пластовые сводовые с элементами тектонического и литологического экранирования. Глубины залегания продуктивных горизонтов изменяются от 1063 м (М-I) до 1270 м (Ю-IV). ГНК и ВНК в залежах горизонтов Ю-I - Ю-III приняты на отметках соответственно -1111,5 м и -1198 м. ВНК залежей в горизонтах М-I и M-II установлены соответственно на отметках -983 м и -999 м. Высота нефтяной части юрских залежей достигает максимальных значений 89,5-91,5 м в горизонтах Ю-I и Ю-II, а в горизонте Ю-IV не превышает 18,5 м. В залежах горизонтов М-I и М-II высота нефтяной части составляет соответственно 51,7 м и 17,4 м. Высота газовых шапок изменяется от 9,1 м до 31,9 м (Ю-II и Ю-I).
Продуктивный разрез сложен песчаниками и алевролитами. Пределы эффективных толщин по горизонтам - 0,6-12,4 м. Открытая пористость коллекторов - 19,3-23,7%, проницаемость - 0,172-1,133 мкм 2 , коэффициент нефтенасыщенности - 0,58-0,71, коэффициент газонасыщенности - 0,57-0,72. Начальное пластовое давление - 11,5-13,76 МПа, пластовая температура - 49-56°С. Начальные дебиты нефти - 125,8 м 3 /сут, дебит газа - 93,8 тыс. м 3 /сут. на 7-мм штуцере.
Нефти меловых и юрских залежей близки по составу. Плотность их - 812-819 кг/м 3 . В них содержатся (в%): сера - 0,11-0,52, парафин - 10,8-11,5, асфальтены - 0,11-0,92, смолы - 4,8-8,42.
Составы растворенных газов юрских и меловых залежей резко различны: в юрских метановая составляющая - 44,4-61,2% при содержании тяжелых углеводородов 34,26-50,6%, в меловых превалируют тяжелые углеводороды - 63,7-67,9%, а метан составляет 17,8 - 22,2%. В составе газов присутствуют (в%): сероводород - 0,02-0,07, азот - 3,1-10, углекислый газ - 0,5-0,9 и гелий - 0,01-0,1.
Состав свободных газов (в%): метан - 56,75-77,92, этан - 9,01-14,05, пропан - 4,24-10,17, бутаны - 1,24-4,75, пентан и высшие - 0,77-1,01, сероводород в виде следов, азот -4,1-10,7, углекислый газ - 0,29-0,69 и гелий - 0,15-0,22. В газе в незначительных количествах содержится конденсат плотностью 712-732 кг/м 3
Пластовые воды продуктивных горизонтов - хлоридно-кальциевого типа, минерализация - 49,7-84 г./л. В водах отмечается повышенное содержание брома, стронция, алюминия и лития. Режим залежей горизонтов M-I, M-II и Ю-III - водонапорный, режим остальных залежей - водонапорный с энергией газовой шапки.
Месторождение находится в разработке. За последние три года добыча нефти стабилизировалась на уровне 5-5,5 млн. т/год. Соединено с трубопроводом Павлодар - Шымкент, который является частью экспортного нефтепровода Казахстан - Китай.
На месторождении Кумколь нефтегазоносными являются нижненеокомские и верхнеюрские отложения.
В нижненеокомских отложениях в составе арыскумского горизонта выделяются два продуктивных горизонта M-I и M-II, которые хорошо коррелируются и однозначно выделяются по данным ГИС. Продуктивные горизонты разобщены глинистыми разделами толщиной от 10 до 20 м.
К горизонту M-I приурочена нефтяная залежь, расположенная в интервале глубин 1061.7-1118.2 м. Высота залежи 48 м. Залежь нефти пластовая, свдового типа. Абсолютные отметки ВНК в пределах разбуренных центральной, и южной частей залежи колеблются в интервале 981.5-986.0 м (отметка ВНК, принятая в подсчете запасов нефти в 1987 г., равна - 983 м).
В северо-западной части залежи ВНК принят на отметке - 985.7 м по данным ГИС и опробования в скважинах 27 и 40, а на северо-востоке по данным ГИС и опробования в скважине 32 ВНК принят на отметке - 992 м.
По уточненной карте, построенной по кровле коллекторов горизонта M-I, сечением изогипс через 10 м получено небольшое изменение площади нефтеносности в сторону уменьшения в южном переклинальном замыкании (район скв. 13, 22) структуры. Размеры залежи составляют 14.0х4.0 км, площадь нефтеносности - 51097 тыс. м 2 .
Горизонт M-II содержит нефтяную залежь пластово-массивного типа.
Интервал залегания 1093.7-1118.8 м. Высота залежи 23 м. Отметка ВНК горизонта M-II отбивается в интервале 996.0-1000.8 м. Отметка ВНК, принятая в подсчете запасов нефти в 1987 г., равна - 999 м. В ряде скважин, хаотично расположенных по площади залежи, ВНК по данным ГИС отбивается на отметках - 992.5-994.0 м. Размеры залежи горизонта M-II равны 5.6х2.7 км, площадь нефтеносности - 10844 тыс. м 2 .
В юрских отложениях выделяются продуктивные горизонты Ю-I и Ю-II (2-ой эксплуатационный объект), Ю-III (третий эксплуатационный объект) и Ю-IV (четвертый эксплуатационный объект) [7].
Второй эксплуатационный объект (горизонт Ю-I, II) содержит газо-нефтяную залежь. Залежь пластовая, тектонически экранированная, сводового типа, расположена в интервале глубин 1190-1326 м.
Высота залежи 127 м. Водонефтяной контакт в большинстве скважин отбивается в интервале абсолютных отметок - 1196-1199 м. В ряде скважин
В северной части залежи ВНК принят на отметке - 1203 м (по разведочным скв. 30,31,39,1 - ск и отчету по подсчету запасов 2000 г.). Газо-нефтяной контакт отбивается на отметках - 1111.0-1113.5 м. В большинстве скважин ГНК отбивается на уровне отметки - 1112.0 м. По данным эксплуатационного бурения площадь чисто нефтяной зоны уменьшилась за счет увеличения водонефтяной зоны в восточной приразломной части. Размеры залежи II объекта составляют 19.5х8.2 км. Площадь нефтеносности горизонта Ю-I - 101412 тыс. м 2 , площадь газоносности 9137 тыс. м 2 . Площадь нефтеносности горизонта Ю-II - 64135 тыс. м 2 , площадь газоности 2280 тыс. м 2 . Высота нефтяной части 91 м, газовой - 38 м.
К горизонту Ю-III (III эксплуатационный объект) приурочена газо-нефтяная залежь, расположенная в интервале глубин 1221.4-1317.0 м.
Залежь пластовая, тектонически экранированная, сводового типа. Продуктивный горизонт Ю-III отделяется от горизонта Ю-II повсеместно выдержанным глинистым пластом, толщина которого местами (район скв. 408, 2-р, 2109, 3054, 3055) сокращается до 2-3 м.
Отметки водонефтяного контакта отбиваются в интервале - 1195-1198 м.
В подсчете запасов 2000 г. ВНК принят на отметке - 1198 м.
По данным эксплуатационного бурения в сводовой части залежи выявлена небольшая по размерам газовая шапка, газо-нефтяной контакт отбивается на отметках - 1112.0 - 1113.0 м.
Наличие газовой шапки обосновано данными интерпретации ГИС по скважинам 243, 1032, 1033, 330, 2088, 3047 и 3033.
Водонефтяной и газонефтяной контакт горизонта Ю-III совпадает с водонефтяным и газонефтяным контактами II эксплуатационного объекта (горизонты Ю-I и Ю-II).
В процессе эксплуатационного разбуривания залежи отмечено уменьшение площади продуктивности в восточной приразломной части за счет более крутого падения пластов.
В западной части (район разведочной скважины 17) залежь нефти горизонта Ю-III ограничена выступом фундамента.
Размеры залежи составляют 7.5х6.5 км, высота залежи равна 94 м, в том числе по нефтяной части 86 м, по газовой 8 м. Площадь нефтеносности составляет 43416 тыс. м 2 .
Размеры газовой шапки горизонта Ю-III составляют 1.5х0.75 км. К горизонту Ю-IV приурочена газонефтяная залежь, расположенная в интервале глубин 1270.4-1320.0 м. Залежь пластово-массивная, стратиграфически и тектонически экранированная, сводового типа.
Газонефтяной контакт по отчету подсчета запасов нефти 1987 г. принят на отметке - 1179.0 м
Водонефтяной контакт в подсчете запасов нефти 1987 принят на отметке - 1198 м.
По данным эксплуатационного бурения ВНК в большинстве скважин колеблется в интервале отметок - 1195-1198 м.
В юго-восточной, центральной и северной частях залежи выявлены зоны отсутствия коллекторов по нефтенасыщенной части разреза.
В газовой части залежи отсутствие коллекторов наблюдается в центральной части в районе скважин 330, 431 и 3023, а в восточной части в скважине 2079.
Размеры залежи равны 3.5х3.2 км. Высота залежи 42 м, в том числе нефтяная часть 19 м, газовая 23 м. Площадь нефтеносности 11217 тыс. м 2 , а газоносности 7085 тыс. м 2 .
В 2002 году выполнены отбор и иследования глубинных проб из 7 скважин II и III объектов разработки месторождения Кумколь. Это скважины 2029,2067,2170,2176 (II объект), 3053,3004,3087 (III объект). Исследования выполнялись по заказу ОАО «ПетроКазахстан Кумколь Ресорсиз» в лабораториях НИПИнефтегаз и PENCOR International Ltd.
Исследования глубинных проб нефти выполнялись на установках PVT высокого давления АСМ-600 (НИПИнефтегаз и фирмы «RUSKA» (PENCOR). По пробам были выполнены следующие виды работ: опыт объемного расширения нефти; опыт однократного разгазирования пластовой нефти от пластовых условий до стандартных (Р=0.1013 МПа, Т=20 0 С); определение вязкости пластовой нефти; определение компонентных составов газа и пластовой нефти; опыт дифференциального разгазирования пластовой нефти (таблицы 1.6 - 1.12)
Газосодержания проб нефти отобранных из скважин II объекта разработки (горизонты Ю-I, Ю-II) меняются от 125.2 м 3 /т до 157.8 м 3 /т и в среднем составляют 141.8 м 3 /т. Объемный коэффициент соответственно меняется от 1.309 до 1.386 и составляет в среднем 1.353.
Пробы нефти, отобранные из скважин горизонта Ю-III имеют газосодержания 127.9 - 151.7 м 3 /т и в среднем равны 145 м 3 /т. Объемный коэффициент меняется соответственно от 1.332 до 1.369 составляя в среднем 1.352. В сооответствии с газонасыщенностью изменяются и остальные параметры.
Как видно диапазоны изменения параметров пластовой нефти по скважинам Ю-I, Ю-II, Ю-III горизонтов практически одинаковы, что подтверждает предположение о единстве этих нефтей.
Как известно, в процессе разработки месторождения месторождения Кумколь на естественном режиме, из-за отставания обустройства месторождения и ввода системы ППД, произошло повсеместное снижение текущего пластового давления относительно начального давления насыщения и по состоянию на 01.01.2003 года среднее текущее пластовое давление по горизонтам Ю-I, Ю-II и Ю-III составляет 10.7 МПа.
По глубинным пробам, отобранным и исследованным в 2002 году давления насыщения получены в диапазоне 8.6 МПа - 10.94 МПа по II-объекту и 9.74 МПа - 11.05 МПа по III объекту. Причиной различий по скважинам значений давления насыщения и остальных параметров, по видимому, является следующее:
- влияние контакта пластовой нефти с водой. Все скважины находятся близко к контуру ВНК. Часть глубинных проб содержала воду (скважины №2029, 2067, 3053), которую до исследования отстояли и слили;
- не во всех скважинах перед отбором проб восстановлены пластовые давления и Рнас получено на уровне Рзаб. Эти скважины №2029, 2170, 3004, 3087.
Содержание метана в нефтяном газе II объекта разработки изменяется в диапазоне 40.41-50.73%мол. и в среднем составляет 46.8%мол., в пробах III объекта - от 45.31%мол. до 52.36%мол. и в среднем равен 49.4%мол. Этана в газе Ю-I, Ю-II горизонта содержится 17.33-19.16%мол., в газе Ю-III горизонта - 16.69-17.63%мол. Содержание пропана в среднем по II - объекту составляет 18.9%мол., по III объекту - 17%мол.
Нефть месторождения Кумколь легкая, парафинистая, смолистая, малосернистая. Выход светлых фракций нефти по пробам изменяется от 35 до 44%об., составляя в среднем 40% об. Влияние воды на свойства дегазированой нефти хорошо прослеживается по пробам нефти из скважин №№2029, 2067, 2170, по которым получены ухудшенные вязко-плотностные характеристики. Так плотность нефти по обводненным скважинам превышает 0.833 г./см 3 , вязкость при 40 0 С изменяется от 8.46 до 11.16 мПа*с, против 6.5-7.27 мПа*с по обводненным пробам (скважины №2176, 3004, 3053, 3087).
1.3 Современные методы интенсификации притока нефти к добывающей скважины
Методы увеличения проницаемости пород призабойной зоны скважин можно условно разделить на химические, физические и тепловые.
Химические методы. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных коллекторах. Их успешно применяют в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные цементирующие вещества. Наиболее распространенным методом химического воздействия на ПЗП является солянокислотная и глинокислотная обработка, также применяются пенокислотные и термокислотные обработки.
Солянокислотная обработка. Солянокислотная обработка (СКО) скважин основана на способности соляной кислоты проникать в глубь пласта, растворяя карбонатные породы. В результате на значительное расстояние от ствола скважин простирается сеть расширенных каналов, что значительно увеличивает фильтрационные свойства пласта и приводит к повышению продуктивности скважин.
Глинокислотная обработка. Глинокислотная обработка (ГКО) наиболее эффективна на коллекторах, сложенных из песчаников с глинистым цементом, и представляет собой смесь плавиковой и соляной кислот. При взаимодействии ГКО с песчаником или песчано-глинистой породой растворяются глинистые фракции и частично кварцевый песок. Глина утрачивает пластичность и способность к разбуханию, а ее взвесь в воде теряет свойство коллоидного раствора.
Пенокислотная обработка. Пенокислотная обработка скважин применяется для наиболее дальнего проникновения соляной кислоты в глубь пласта, что повышает эффективность обработок. Сущность способа заключается в том, что в призабойную зону пласта вводится не обычная кислота, а аэрированный раствор поверхностно-активных веществ (ПАВ) в соляной кислоте.
Термокислотная обработка. Термокислотная обработка - это комбинированный процесс: в первой фазе его осуществляется тепловая обработка забоя скважины, а во второй - кислотная обработка. При термокислотной обработке для нагрева раствора соляной кислоты используется тепло экзотермической реакции. Для этого применяют специальный забойный наконечник со стержневым магнием. Окончательная температура раствора после реакции 75 - 90С.
Тепловые методы. Тепловые методы воздействия применяются для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон. При этом вязкость нефти снижается, а нефтеотдача увеличивается.
Среди тепловых методов воздействия на нефтяные пласты выделяют два направления:
- закачка в пласты пара и нагретой воды;
Тепловые методы целесообразно применять в пластах с вязкостью нефти более 50 мПа-с.
Физические методы. Предназначаются для удаления из ПЗП остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что в конечном итоге увеличивает проницаемость пород по нефти. Могут использоваться на любом месторождении. Известным методом является обработка призабойной зоны поверхностно-активными веществами (ПАВ).
Физико-химические методы . Использование физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов - одно из наиболее перспективных направлений в процессах разработки нефтяных месторождений.
Научными организациями отрасли разработано, испытано и сдано более 60 технологий с использованием физико-химического воздействия.
Ведущее место в физико-химических методах воздействия на пласт занимает полимерное заводнение.
Получение композиций полимеров в сочетании с различными реагентами существенно расширяет диапазон применения полимеров.
Основное назначение полимеров в процессах увеличения нефтеотдачи пластов - выравнивание неоднородности продуктивных пластов и повышение охвата при заводнении.
Существуют следующие технологии с использованием полимеров:
- полимерное заводнение (закачка оторочки) на неоднородных по проницаемости объектах с высоковязкой нефтью, находящихся в начальной стадии разработки;
- комплексное воздействие на продуктивные пласты полимерными гелеобразующими системами в сочетании с интенсифицирующими реагентами (ПАВы, щелочи, кислота) применяется на поздней стадии разработки;
- воздействие на пласт вязкоупругими составами (ВУС) для выравнивания профиля приемистости и интенсификации добычи нефти;
- циклическое полимерное заводнение с использованием раствора сшитого полиакриламида, содержащего неионогенное ПАВ;
- циклическое воздействие на продуктивный пласт полимерсодержащими поверхностно-активными системами;
- полимерное воздействие при закачке в пласт углекислоты.
Одним из эффективных методов физико-химического воздействия на пласт является щелочное заводнение.
Метод основан на снижении поверхностного натяжения на границе нефти с раствором щелочи.
При этом образуются стойкие водонефтяные эмульсии с высокой вязкостью, способные выравнивать подвижность вытесняемого и вытесняющего агентов. Щелочное заводнение эффективно для нефти высокой вязкости и неоднородных пластов.
Для доотмыва остаточной нефти применяется метод закачки больше объемных оторочек поверхностно-активными веществами (ПАВ).
Механические методы. Они направлены на нарушение целостности горных пород за счет расширения существующих или создания новых трещин. Их применение наиболее эффективно в плотных, низкопроницаемых коллекторах. Основной метод механического воздействия - гидравлический разрыв пласта. К ним относятся также гидропескоструйная перфорация, торпедирование скважины, виброобработка, разрыв пласта пороховым газом, разрыв пласта ударной волной (созданием гидродинамического удара столба жидкости в скважине баллоном вакуумного наполнения).
Гидропескоструйная перфорация. В данный момент времени развивается метод гидропескоструйной перфорации. Гидропескоструйную перфорацию (ГПП) применяют при вскрытии плотных коллекторов, как однородных, так и неоднородных по проницаемости перед гидроразрывом пласта для образования трещин в заданном интервале пласта. При гидропескоструйной перфорации разрушение преграды происходит в результате использования абразивного и гидромониторного эффектов высокоскоростных песчано-жидкостных струй, вылетающих из насадок специального аппарата - пескоструйного перфоратора, прикрепленного к нижнему концу насосно-компрессорных труб. Песчано-жидкостная смесь закачивается в НКТ насосными агрегатами высокого давления (до 30МПа), смонтированными на шасси тяжелых автомашин, поднимается из скважины на поверхность по кольцевому пространству [2]. Это сравнительно новый метод вскрытия пласта. В настоящее время ежегодно обрабатываются около 1500 скважин этим методом.
Гидравлический разрыв пласта. Добыча газа и нефти из сланцевых пород стала возможной благодаря появлению новых технологий, которые позволили сделать рывок в добывающей отрасли, лидирующее положение в которой сегодня занимают Соединенные Штаты. Сланцевый бум расширяет границы - на данные ресурсы обратили внимание другие страны. Большое количество сланцевого газа было обнаружено в Австралии, Канаде, Мексике, ЮАР, Аргентине. Но больше всего сланцевых месторождений обнаружено в Китае, который планирует наладить промышленную добычу уже к концу 2015 года.
Для извлечения нетрадиционного сланцевого газа и сланцевой нефти, используется способ гидравлического разрыва пласта (ГРП). Гидравлический разрыв пласта в настоящее время является самым эффективным методом повышения нефтеотдачи и интенсификации притока. Он оказывает воздействие не только на призабойную зону пласта, но и способствует повышению нефтеотдачи.
При ГРП создается система глубокопроникающих трещин, в результате чего значительно увеличивается дренируемая скважиной зона и повышается производительность скважин.
Продолжительность эффекта от ГРП достигает 3-5 лет, коэффициент успешности - 85%.
Гидравлический разрыв пласта в последнее время стал наиболее предпочтительным методом извлечения нетрадиционных ресурсов нефти и газа в США. Некоторые специалисты считают, что в будущем на ГРП в Северной Америке будет приходиться почти 70% добычи природного газа.
Среди европейских стран большие запасы имеет Украина (3,6 трлн кубометров Франция (3,8 трлн кубометров) и Польша (4,2 трлн кубометров).
Сосредоточены сланцевые запасы неравномерно - среди европейских обладателей газа можно выделить Норвегию, Францию, Германию, Австрию, Литву, Чехию, Великобританию и Польшу. В двух последних активно ведется лицензирование участков и разведочное бурение. Однако коммерческой добычи не ведется ни в одной стране Европы - рынок слаборазвит, высока стоимость бурения и сопутствующих услуг.
Суммарные мировые запасы сланцевого газа оценены в 206 трлн кубометров.
В России оценка ресурсов сланцевого газа от 12 до 90 трлн куб. метров, но стране практически не занимаются промышленным освоением сланцевого газа, поскольку это просто нерентабельно.
Что касается сланцевой нефти, то по различным оценкам ресурсы нефтяных песков, сверхтяжелой нефти и нефтяных сланцев почти пятикратно превышают запасы традиционной нефти.
Ресурсы нефтяных сланцевых плеев широко распространены в мире, причем, по иронии судьбы, едва ли не большая их часть приходится на те страны, которые традиционно считались нефтеимпортерами (Израиль, Иордания, Марокко, Аргентина, Ливия), а их собственная добыча достаточно давно прошла «пик» и постепенно снижалась [17]. Запасы и ресурсы нефтяных сланцев представлены в таблице 1.1.
Таблица 1.1. Запасы и ресурсы нефтяных сланцев по странам мира
Преобладающая часть ресу
Горно-геологическая характеристика залегания месторождения дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Система Монтессори Реферат
Курсовая работа по теме Финансовый механизм социальной защиты населения
Примеры Свободы Для Эссе По Обществознанию
Реферат: Происхождение Балтов. Скачать бесплатно и без регистрации
Скачать Бесплатно Реферат Файловые Структуры Хранения Информации
Реферат по теме Развитие высшего профессионального образования в России
Этапы Написания Курсовой Работы
Реферат: Островной туризм в Индийском океане 2
Гражданин Курсовая
Реферат: Виды речевой деятельности
Кнопка Курсовой Стабилизации
Курсовая работа: Курсовая аудит оплаты труда
Отчет по практике по теме Проектирование одноступенчатого цилиндрического редуктора
Контрольная работа: Совершенствование управленческого труда
Учебное пособие: Методические указания к лабораторным работам №1,2,3,4 для студентов 3-го курса физико-технического факультета Екатеринбург
Менің Мемлекетім Эссе
Какая Бывает Дружба Сочинение
Дипломная работа по теме Управление ассортиментной политикой торгового предприятия
Реферат: Горячие точки холодной войны
Реферат: Казанский край в XVII в
Бухгалтерский управленческий учет - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Новый год. Понятие нулевого меридиана - География и экономическая география реферат
Учет денежных средств и расчетов предприятия (по материалам ОАО "Автоагрегат") - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа