Прогнозирование выпадения солей для предотвращения и удаления солеотложений при эксплуатации скважин - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Прогнозирование выпадения солей для предотвращения и удаления солеотложений при эксплуатации скважин

Геолого-физическая характеристика Николо-Березовской площади. Рассмотрение условий образования отложений солей и способов их предотвращения. Примеры решения задач по прогнозированию гипсообразования при эксплуатации скважин и закачке ингибитора.


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.

соль гипсообразование скважина ингибитор
1. Геолого-физическая характеристика Николо-Березовской площади
1.1 Краткая характеристика района разработки
2. Условия образования отложений солей и способы их предотвращения
2.2 Формирование состава попутно добываемых вод при разработке залежей
2.3 Прогнозирование выпадения гипса из попутно добываемых вод
2.4 Примеры решения задач по прогнозированию гипсообразования при эксплуатации скважин
2.5 Классификация методов предотвращения образования отложений неорганических солей в скважинах
2.6 Состав и свойства ингибиторов отложения солей
2.7 Технология использования ингибиторов отложения солей
2.8 Примеры решения задач по закачке ингибитора солеотложення и варианты задач
Процессы добычи нефти или газа часто сопровождаются нежелательным образованием отложений неорганических солей в призабойной зоне пласта, на стенках подземного оборудования скважин, в наземных коммуникациях системы сбора и подготовки нефти и газа.
Для эффективной разработки залежей используют различные системы поддержания пластового давления (ППД). При заводнений происходит контакт закачиваемых вод с пластовыми и породами пласта. В результате этого в пласте формируются воды, из которых возможно выпадение солей. Для предупреждения образования отложений неорганических солей в скважинах применяются химические методы ингибиторной защиты поверхности нефтепромыслового оборудования. В промысловой практике борьбы с отложением солей наиболее широкое распространение получил метод периодической обработки ПЗП водным раствором ингибитора отложения солей. Сущность обработки заключается в периодической закачке водного раствора ингибитора отложения солей в ПЗП в виде оторочки продавочной жидкостью, адсорбции ингибитора на поверхности породы и постепенной десорбции его в процессе отбора жидкости из скважины.
Эффективность мер борьбы с солеотложением при добыче нефти зависит от комплексного подхода к решению данной проблемы. Особое внимание нужно уделять правильному выбору нужных методов борьбы с отложением солей, позволяющих добиться наибольшей их эффективности в конкретных промысловых условиях с учетом экономической целесообразности.
Целью курсового проекта является прогнозирование выпадения солей для предотвращения и удаления солеотложений при эксплуатации скважин, и повышения эффективности работы ТТНК Николо-Березовской площади Арланского месторождения.
1. Геолого-физическая характеристика Николо-Березовской площади
1.1 Краткая характеристика района разработки
Арланское нефтяное месторождение расположено на северо-западе Республики Башкортостан и частично - на юго-востоке Удмуртской Республики. В административном отношении территория месторождения входит в состав Краснокамского, Калтасинского, Дюртюлинского и Илишевского районов Башкортостана и Каракулинского района Республики Удмуртия.
Район месторождения за годы, прошедшие со времени его открытия, превратился в обустроенный регион с развитой инфраструктурой. На месте с. КасевоКраснокамского района в связи с открытием Арланского месторождения был основан поселок городского типа Нефтекамск, который в 1963 г. получил статус города. В г. Нефтекамске действуют крупные промышленные предприятия: нефтегазодобывающее управление (НГДУ) "Арланнефть" ООО "Башнефть-Добыча" и Нефтекамское управление буровых работ ООО "Башнефть-Бурение", завод нефтепромыслового оборудования, завод нефтяного и газового машиностроения и другие.
Местность, на которой находится это месторождение, является наиболее пониженной частью Башкирии и называется Бельско-Камской низменностью. Рельеф описываемой площади равнинный с отметками от +68 до +85 м над уровнем моря. В восточной части резко выделяется небольшой приподнятый участок, расчлененный овражно-балочной сетью. Формы рельефа исследуемого района представлены двумя генетическими типами: эрозионно-тектоническим и аккумулятивно-эрозионным, сформированными на пластовом основании, сложенном породами пермского возраста. Большая часть территории (70%) представляет собой поверхность аллювиальных толщ, структурно-усложненных комплексом пойменных и надпойменных террас.
Рисунок 1.1 - Обзорная карта района Арланского нефтяного месторождения
Речная сеть принадлежит к бассейну рек Камы и Белой. Река Кама в своем среднем течении пересекает территорию Арланского месторождения, отделяя Вятскую площадь, расположенную на территории Удмуртской Республики. Вдоль южной границы Арланского месторождения протекает р. Белая.
Климат района резко-континентальный, зима продолжительная, холодная с резкими ветрами и большим количеством осадков. По данным метеопостов: абсолютный минимум температуры минус 50°С; абсолютный максимум +38°С; среднегодовая температура +2,4°С; продолжительность холодного периода - 196 дней; преобладающее направление ветра - южное и юго-западное, средняя скорость ветра 4,3 м/с; среднегодовое количество осадков от 600 до 630 мм. Высота снежного покрова на равнинах, не защищенных лесом, достигает от 1,5 до 2 м. Глубина промерзания грунта до 2 метром.
Через район проходят магистральные нефтепроводы Альметьевск-Пермь, Кутерем-Свердловск. Имеется железнодорожная ветка со станции Амзя на Нефтекамск. Через площадь проходит асфальтированная дорога Нефтекамск-Дюртюли. Имеются внутрипромысловые асфальтированные и шоссейные дороги, а также грунтовые дороги без искусственного покрытия, которые в осенний и весенний периоды малопригодны для движения технологического автотранспорта. Электроснабжение для добычи нефти осуществляется от Кармановской ГРЭС.
Геологический разрез месторождения представлен отложениями четвертичной, неогеновой, пермской, каменноугольной и девонской систем и додевонским комплексом осадков.
В тектоническом отношении месторождение расположено в пределах Бирской седловины, разделяющей Татарский и Башкирский своды.
Разрез осадочной толщи изучен до глубины 4516м. На месторождении нефтеносными являются отложения верхнего девона (пласт Д1), турнейского яруса, терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК), верейского и каширо-подольского горизонтов среднего карбона (московский ярус).
Основными продуктивными объектами месторождения являются пласты СVI, СVI0, СV, СIV, СIV0, СIII, СII и СI ТТНК. Для ТТНК характерна высокая неоднородность пластов по всем параметрам.
Алексинский горизонт (Со) сложен в основном карбонатами, редко представлен пластом рыхлых крупнозернистых песков.
Пласт Д1 представлен песчаниками, содержит одну небольшую залежь на Калегинском участке Николо-Березовской площади.
Турнейский ярус представлен продуктивными пористыми разностями известняков. В разрезе продуктивной пачки выделяются 3 продуктивных пласта Т1, Т2 и ТЗ. Пористость изменяется в пределах 11,6% до 19%, проницаемость - до 0,14 мкм 2 .
Средний карбон (верейский, каширский и подольский горизонты) сложен продуктивными известняками и доломитами. Продуктивная пачка ВЗ+4, имеющая промышленную ценность, выделена только в пределах Николо-Березовской и Ново-Хазинской площадей.
В продуктивном разрезе среднего карбона выделяется от 2 до 5 продуктивных пластов.
Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,55 м до 2,2 м, чаще всего не превышая 1,5 м. Таким образом, продуктивные пласты среднего карбона характеризуются малой толщиной и часто замещаются неколлектором. В связи с этим залежи нефти в отдельных пластах являются литологически ограниченными. Средняя пористость пластов до 22% .Продуктивные пласты среднего карбона относятся к типу низкопроницаемых,которая составляет чаще всего не более 0,050 мкм.
Средневзвешенная проницаемость (по керну) по Арланской площади составляет 0,050 мкм.
Доля нефтенасыщенных пластов в общем разрезе до 0,17; иными словами в продуктивном разрезе преобладают плотные разности известняков.
Продуктивные пласты характеризуются прерывистым строением. Коэффициент распространения по пластам не превышает 0,36.
Рассмотренные особенности строения пластов определяют низкую продуктивность залежей нефти среднего карбона.
Терригенная толща нижнего карбона (ТТНК)
ТТНК представляет собой переслаивание аргиллитов (иногда известняков и углистых сланцев) с песчаниками и алевролитами кварцевого состава. Всего в разрезе ТТНК выделяется до 8 пластов I, II, III, IV0, IV, V, VI0, VI, разделенных аргиллитами различной толщины. Основными из них являются пласты II и VI, наиболее выдержанные по площади, отличающиеся наибольшими толщинами и проницаемостью и содержащими основные запасы нефти.
Остальные продуктивные пласты I, IV, V, VIо распространены не повсеместно, характеризуются линзовидным строением, имеют подчиненное значение.
Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина по пласту II по площадям месторождения колеблется в пределах 1,9-3,5 м; по пласту VI - в пределах 2,5-4,6 м; а по пластам I, IV0-VI0 минимальная величина ее составляет 0,7-1,2 м, а максимальная - 1,0-1,6 м.
Проницаемость по керну продуктивных пластов изменяется в широких пределах от 0,18 мкм до 1,79 мкм. Проницаемость основных продуктивных пластов (Сц+ш, СVI) как правило превышает 1 мкм, а вспомогательных пластов колеблется в пределах 0,18-0,7 мкм.
Обращают на себя внимание коэффициент песчанистости. Четко прослеживается зависимость его от толщины пласта. Чем выше толщина пласта, тем ниже коэффициент песчанистости и наоборот. Так, для пласта VI величина этого коэффициента составляет 0,66; по пласту II - 0,94; по пластам I, IV0-VI0 она возрастает до 1.
Средняя толщина продуктивной пачки в турнейском ярусе составляет 12 м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина 4,2 м.
Продуктивный пласт Т1 характеризуется небольшой пористостью 13,3%. Этому соответствует и низкая фильтрационная характеристика пласта. Так проницаемость пласта в среднем составляет 0,034 мкм.
Доля коллекторов в общей толщине пласта не превышает 0,37. Коэффициент расчлененности пласта Т1 составляет 1,8, а коэффициент распространения изменяется в пределах 0,92.
Таким образом, при низкой емкостной и фильтрационной характеристике пласт Т1 имеет довольно высокую неоднородность, трещиноватость, что обуславливает его чрезвычайно низкую продуктивность.
Состав и физико-химическая характеристика пластовых нефтей
Свойства нефти и нефтяного газа изучены по пробам, отобранным в пластовых и поверхностных условиях. Способы отбора поверхностных проб общепринятые - с устья действующих безводных скважин. Пробы нефти с сохранением пластовых условий отбирались либо в фонтанирующих скважинах, либо при опробовании скважин пластоиспытателем. Некоторая часть проб отобрана в действующих скважинах через межтрубное пространство. В соответствии с указанными критериями возможности отбора проб пластовой нефти с течением времени разработки уменьшаются.
Большинство скважин этого объекта с самого начала работают с водой, что приводит к существенным трудностям отбора проб пластовой нефти. Другой причиной малого числа проб является глубинно-насосный способ эксплуатации практически всех скважин по каширо-подольским отложениям. В таких скважинах отбор проб возможен только через межтрубное пространство. К этому перечню следует добавить еще и большие искривления ствола скважин. В этих случаях пробоотборники невозможно спустить в межтрубное пространство.
Рассмотрим подробнее Николо-Березовскую площадь:
Средний карбон. Пластовые пробы нефти не отбирались. Поверхностные пробы нефти среднего карбона отобраны из пачек Скш1, Скш2-3, из совместно опробованных пачек каширо-подольского горизонта и СвЗ-4
Пачка Скш1.Плотность нефти изменяется от 863 до 898 кг/м и в среднем равна 878 кг/м 3 , вязкость при 20°С в среднем имеет значение 16,7 мПа*с (от 14,6 до 19,7 мПа с), содержание серы - 2,60% (от 2,4 до 2,72%). Температура начала кипения - от 49,0 до 67,0°С. Содержание ванадия составляет от 31,0 до 49,0 г/т, никеля - от 3,0 до 15,0 г/т (в среднем 9,0 г/т). Выход светлых фракций, выкипающих до 100°С, - от 0 до 5,3%; выход светлых фракций, выкипающих до 150 °С, - от 0,0 до 5,3%; выход светлых фракций, выкипающих до 200 °С - от 14,5 до 21,3 %.
Пачка Скш2-3.Нефти в своем составе содержат серы - 2,81%, асфальтенов - 1,7%, парафина - 3,4%. Вязкость нефти при 20°С составляет в среднем 16,6 мПа*с, при 50°С - 6,8 мПа*с. Температура начала кипения нефти - 50°С, температура плавления парафина - 55°С. Плотность поверхностной нефти равна 877 кг/м 3 . Выход светлых фракций, выкипающих до 100°С - 4,0%; выход светлых фракций, выкипающих до 150°С - 7,3%; выход светлых фракций, выкипающих до 200°С - 22,3%; выход светлых фракций, выкипающих до 300°С - 41,8%.
Пачка СвЗ-4.Плотность нефти равна 875 кг/м 3 , вязкость при 20°С - 19,6 мПа*с. Содержание серы - 1,56%, асфальтенов - 8,36%, парафина - 1,79%, смол силикагелевых - 12,07%. Температура начала кипения - 78°С, температура плавления парафина - 54°С. Выход светлых фракций, выкипающих до 100°С - 2%; выход светлых фракций, выкипающих до 150°С - 2,0%; выход светлых фракций, выкипающих до 200°С - 19,0%; выход светлых фракций, выкипающих до 300°С - 40,0%.
Терригенная толща нижнего карбона.Пластовые пробы нефти ТТНК поНиколо-Березовской площади отобраны из пластов С0, СI, СII, CIII, СIV0 и из совместно опробованных пластов тульского горизонта.
Пласт С0.Плотность пластовой нефти варьирует от 879 до 881 юг/м (в среднем 880 кг/м), вязкость - от 18,2 до 22,8 мПа*с, газосодержание - от 19,1 до 21,5 м /т, давление насыщения - 9,05 МПа. Коэффициент объемной упругости 6,0 1/Мпа*10-4, Плотность нефти при однократном разгазировании в стандартных условиях изменяется от 892 до 893 кг/м. Пластовая температура - 25°С.
Пласт CI. Для пласта выполнен замер пластовой температуры, которая равна 26°С.
Пласт СII. Плотность пластовой нефти варьирует от 883 до 891 кг/м 3 (в среднем 887 кг/м 3 ), вязкость -- от 25,13 до 28,58 мПа*с (в среднем 27,3 мПа*с), давление насыщения от 5,0 до 7,21 МПа (среднее 6,1 МПа). Коэффициент объемной упругости - от 5,9 до 6,8 1/МПа-4. Плотность нефти при однократном разгазировании в стандартных условиях изменяется от 890 до 895 кг/м 3 (в среднем 892 кг/м 3 ). Пластовая температура изменяется от 24 до 26°С.
Пласт СIII.Плотность пластовой нефти варьирует от 878 до 884 кг/м 3 (среднее значение 881 кг/м ). Вязкость - 19,1 мПа*с, газосодержание - от 16,3 до 19,2 м /т,давление насыщения от 6,52 до 8,24 МПа. Плотность нефти при однократномразгазировании в стандартных условиях изменяется от 887 до 889 кг/м 3 (в среднем 888 кг/м 3 ). Пластовая температура - 24°С.
Пласт CIV0. Для пласта выполнен замер пластовой температуры, которая составила 25°С. Нефти пластов СI, СIV0, СIV, СV, СVI0, СVI пластовыми пробами не изучены.
Поверхностные пробы нефти ТТНК по Николо-Березовской площади отобраны из пластов СI, СII, СIII, СIV0, СIV, СV, СVI и из совместно опробованных пластов.
Пласт СI. Плотность нефти изменяется от 876 до 891 кг/м 3 и в среднем составляет 887 кг/м 3 , вязкость при 20°С - от 21,11 до 43,55 мПа*с, в среднем - 33,8 мПа*с. Содержание воды изменяется от 9,0 до 26,0%, серы - от 1,78 до 1,95%, асфальтенов - от 2,5 до 6,6%, парафина - 1,83%, смол силикагелевых - 18,62 %. Температура начала кипения - от 63 до 123°С, температура плавления парафина - 51°С. Выход светлых фракций, выкипающих до 150°С, изменяется от 0 до 4,0%; выход светлых фракций, выкипающих до 200°С - от 9,6 до 18,0%; выход светлых фракций, выкипающих до 300°С - от 34,5 до 35,0%.
Пласт CII.Плотность нефти в среднем равна 890 кг/м 3 (от 880 до 907 кг/м 3 ), вязкость при 20 °С составляет от 29,03 до 83,7 мПа*с, при 50°С - от 11,2 до 41,3 м Па*с. Содержание воды от 0,3 до 8,0 серы - от 0,66 до 3,03%, асфальтенов- от 2,0 до 11,9%, парафина - от 1,5 до 8,0%. Температура начала кипения - от 49 до 148°С, температура плавления парафина - от 55 до 58 0 С. Выход светлых фракций, выкипающих до 100°С - от 0 до 5,0%; выход светлых фракций, выкипающих до 150°С - от 3,0 до 12,0%; выход светлых фракций, выкипающих до 200°С - от 8,0 до 20,0%; выход светлых фракций, выкипающих до 300°С - от 25,7 до 56,0%.
Пласт CIII.Плотность нефти изменяется от 887 до 891 кг/м 3 и в среднем равна 890 кг/м 3 , вязкость при 20°С - от 28,99 до 155,92 мПа*с, при 50°С - 33,74 мПа*с. Содержание воды - от 0 до 66,0%, серы - от 2,89 до 2,95%, асфальтенов - от 2,15 до 12,22%, парафина - от 2,15 до 3,01%, смол силикагелевых - от 13,51 до 23,26%. Температура начала кипения - от 59 до 135°С, температура плавления парафина - от 56 до 62°С. Выход светлых фракций, выкипающих до 100 °С - от 0 до 2,0%; выход светлых фракций, выкипающих до 150°С - от 0 до 12,0%; выход светлых фракций, выкипающих до 200°С - от 14,7 до 19,0%; выход светлых фракций, выкипающих до 300°С - от 31,6 до 37,0%.
Пласт СIV0.Плотность нефти изменяется от 896 до 903 кг/м 3 и в среднем составляет 900 кг/м3, вязкость при 20°С в среднем составляет 74,3 мПа*с. Содержание асфальтенов - от 9,3 до 10,27%, серы - от 2,36 до 2,91%, парафина - от 2,9 до 4,0%. Температура плавления парафина равна в среднем 58°С, температура начала кипения - 128°С. Выход светлых фракций, выкипающих при 150°С - 6,5%, при 200°С - 11,5%, при 300°С - 34,5%.
Пласт СIV.Плотность нефти в среднем равна 895 кг/м 3 (от 882 до 910 кг/м 3 ), вязкость при 20°С - от 34,25 до 86,39 мПа*с. Содержание воды -- от 0,1 до 0,6%, серы - от 2,91 до 3,19%, асфальтенов - от 3,9 до 7,1%. Температура начала кипения - от 62 до 92°С. Выход светлых фракций, выкипающих до 200°С, изменяется от 12,9 до 14,5%, выход светлых фракций, выкипающих до 300°С, - от 29,6 до 33,0%.
Пласт СV.Плотность нефти равна 892 кг/м 3 , вязкость при 20°С - 43,6 Мпа*с. Содержание серы - 2,81%, воды -0,1%. Температура начала кипения - 83°С. Выход светлых фракций, выкипающих до 200°С - 15,5%; выход светлых фракций, выкипающих до 300°С - 32,5%.
Пласт CVI.Плотность нефти в среднем равна 898 кг/м 3 (от 893 до 902 кг/м 3 ), вязкость при 20°С - 43,0 мПа*с.
Нефть ТТНК повышенной вязкости, тяжелая, парафинистая, смолистая, высокосернистая.
Поверхностными пробами на Николо-Березовской площади не охарактеризованы нефти пласта СVI0. Для пластов СVI0, СVI при проектировании приняты величины параметров нефти в поверхностных условиях, осредненные для пластов тульского горизонта в целом по Николо-Березовской площади (более представительное количество проб): содержание серы - 2,47% , парафина - 2,68%, плотность - 890 кг/м 3 (для пласта СVI0).
Плотность пластовой нефти турнейского яруса составляет 902 кг/м 3 вязкость -- 38,40 мПа*с, давление насыщения - 3,4 МПа, газосодержание - 9,2 м 3 /т, плотность нефти при однократном разгазировании в стандартных условиях - 909 кг/м 3 , пластовая температура - 25°С.
Пробы нефти в поверхностных условиях не отбирались. Нефть турнейского яруса высоковязкая, тяжелая, парафинистая, смолистая, высокосернистая.
Свойства и состав растворенного газа
Компонентный состав растворенного газа по Николо-Березовской площади изучен пробами, отобранными из продуктивных пластов ТТНК и турнейского яруса,
Растворенный газ на Николо-Березовской площади изучен по 13 пробам, отобранным из пластов С0, СII, СIII и из совместно опробованных пластов.
Пласт С0.В составе растворенного газа содержатся: метан - 22,38% моль, этан -- 10,60% моль, пропан - 18,22% моль, изобутан - 3,46% моль, норм. бутан - 6,62% моль, изопентан - 2,11% моль, норм. пентан - 1,49%моль, гексаны - 1,18% моль, гелий - 0,033% моль. Сероводород не обнаружен. Содержание азота - 33,0% моль, углекислого газа - 0,9% моль. Плотность газа при температуре 20°С и давлении 10,13 МПа составляет 1,413 кг/м 3 , молекулярная масса отсепарированного газа - 34 г/моль.
Пласт CII.В составе присутствуют следующие составляющие: метан - от 5,0 до 22,35% моль, этан - от 0,39 до 10,81 %моль, пропан - от 3,24 до 22,02% моль, изобутан - от 3,74 до 6,11% моль, норм. бутан - от 2,35 до 10,2% моль, изопентан - от 0,96 до 2,86% моль, норм. пентан - от 0,94 до 3,12% моль, гексаны - от 0 до 3,55% моль. Сероводород не обнаружен. Содержание углекислого газа - от 0 до 3,44% моль, азота - от 39,85 до 48,98% моль.
Плотность газа при температуре 20°С и давлении 10,13 МПа - от 1,35 до 1,603 кг/см 3 . Молярная масса отсепарированного газа - 39 г/моль.
Пласт СIII.Из углеводородных газов в составе содержатся: метан - 12,66% моль, этан - 10,89% моль, пропан - 18,51% моль, изобутан - 3,83% моль, норм, бутан - 6,69% моль, изопентан - 2,62% моль, норм. пентан - 2,66% моль, гексаны - 1,42% моль. Сероводород не обнаружен. Содержание углекислого газа 0,53% моль, азота - 40,19% моль. Плотность газа при температуре 20°С и давлении 10,13 МПа составляет 1,585 кг/см 3 . Молекулярная масса отсепарированного газа - 37,5 г/моль.
Из углеводородных газов в составе растворенного газа содержатся метан - 4,72% моль, этан - 15,27% моль, пропан - 17,22% моль, изобутан - 4,6% моль, норм. бутан - 4,21% моль, изопентан - 2,99% моль, норм. пентан - 1,87% моль. Сероводород не обнаружен. Содержание азота составляет 45,85%, углекислого газа -- 3,27%. Плотность газа при температуре 20°С и давлении 10,13 МПа составляет 1,50 кг/см 3 . Молекулярная масса отсепарированного газа - 36,09 г/моль.
Разработка ТТНК на Николо-Березовской площади началась в июле 1959 г. С 1966 г. велось интенсивное разбуривание площади. Максимальное количество новых скважин (97 скважин) в добычу было введено в 1968 г.
Начальный период разработки (с 1959 г. по 1973 гг.) характеризовался интенсивным ростом годовой добычи нефти, жидкости и обводненности. Максимальное значение годовой добычи нефти - 1,971 млн.т - было получено в 1973 г., при этом обводненность достигла 49,2%.
Следующий период разработки (с 1974 по 1989 гг.) отличался постепенным снижением годовой добычи нефти при продолжающемся росте добычи жидкости и обводненности.
Интенсивное разбуривание площади закончилось в 1992 г. После этого на ТТНК Николо-Березовской площади в год вводилось не более 16 новых добывающих скважин. В следующий период разработки (с 1990 по 2001 гг.) падение добычи жидкости и нефти продолжалось. В последний год периода наблюдался некоторый рост добычи жидкости и обводненности.
Современный период разработки, продолжающийся с 2002 г. до настоящего времени, отличается стабилизацией добычи нефти, при продолжении падения добычи жидкости и снижением обводненности.
Рост добычи нефти за последние 7 лет связан с увеличением действующего фонда добывающих скважин, но в большей степени за счет вывода добывающих скважин из неработающих категории. В 1999 г. в действующем добывающем фонде на ТТНК Николо-Березовской площади числилось 727 скважин, в 2009 г. - 921 скважина.
Максимальное значение среднегодового дебита нефти на площади получено на четвертый год разработки (1962 г.) и составило 33,3 т/сут. В последующие годы наблюдается монотонное снижение дебитов нефти скважин, но с исключениями.
На Николо-Березовской площади средние дебиты составили: в скважинах, оборудованных УЭЦН, - 93,6 т/сут; УШГН и УЭДН - 11,2 и 4,4 т/сут соответственно.
Фонд нагнетательных скважин с начала разработки по 1991 г. стабильно рос, достигнув своего максимального значения (221 скважина). После этого началось падение нагнетательного фонда до 1998 г. (120 скважин). Далее наблюдается увеличение фонда нагнетательных скважин до настоящего времени (179 скважин).
2. Условия образования отложений солей и способы их предотвращения
Значительным осложнением в процессе добычи нефти является образование отложений неорганических солей в призабойной зоне скважины, перфорационных каналах, эксплуатационной колонне, насосно-компрессорных трубах (НКТ), рабочих органах насосов, нефтесборных коллекторах, турбинных счетчиках замерных установок, в теплообменном оборудовании по подготовке нефти, водоводах системы поддержания пластового давления (ППД). Аккумуляция солевых осадков в скважинах и нефтесборных коммуникациях приводит к повышенному износу дорогостоящего оборудования, нарушает режим работы скважин, приводит к преждевременным текущим и капитальным ремонтам, а в итоге к значительному снижению эффективности добычи нефти.
По химическому составу отложения неорганических солей представлены карбонатными, сульфатными, хлоридными или сульфидными соединениями. В результате гидрохимических процессов молекулы солей могут включать в свой состав кристаллизационную воду с образованием кальцита, гипса, барита, целестина, галита, сильвенита и других минералов.
Классифицируются отложения солей по преимущественному содержанию (более 60%) одного из вышеуказанных минеральных веществ, при этом остальные соединения, находящиеся в меньших количествах, составляют примеси. В качестве примесей в отложениях неорганических солей могут также находиться песок, глинистые частицы, окислы железа, твердые углеводородные осадки и другие химические соединения. Свободный объем между кристаллами солей заполняется нефтью и гигроскопической влагой.
Образование отложений солей в скважинах происходит при любом способе их эксплуатации. Наибольшие осложнения из-за солевых осадков встречаются при эксплуатации скважин, оборудованных насосными установками. Изучение структуры отложений позволило выделить 4 характерных вида осадков:
1. Плотные микро- и мелкокристаллические осадки. В поперечном сечении таких осадков от светло- до темно-серого цвета не удается выделить отдельные слои, поскольку отложения представлены сравнительно однородными кристаллами длиной до 3 мм с равномерным включением твердых углеводородов. Иногда такие осадки имеют накипеобразный характер белого или серого цвета. Обычно этот вид осадков по составу представлен карбонатами кальция, магния, а в качестве примесей - микрокристаллы гипса, барита, целестина.
2. Плотные мелкокристаллические отложения. При поперечном срезе осадка из оборудования хорошо различим слой мелкозернистого осадка толщиной в 3-5 мм в пристенной части, затем прослеживается слой более крупных кристаллов призматического (кальцит, галит) или игольчатого строения (тепе). В этом слое преобладают кристаллы длиной 3-10 мм. Иногда встречаются крупные кристаллы гипса длиной до 15 мм. Пространство между кристаллами обычно заполнено углеводородными компонентами нефти, поэтому этот вид осадка имеет темно-серый, коричневый цвет, вплоть до черного.
3. Плотные крупнокристаллические осадки. Характерны для отложений гипса. Крупные игольчатые кристаллы гипса образуют каркас. Между крупными кристаллами гипса длиной 12-20 мм находятся более мелкие кристаллы солей и углеводородные соединения. В поперечном сечении этих отложений у стенки оборудования имеется слой более плотных мелкокристаллических осадков. По мере удаления от поверхности стенки доля крупных кристаллов значительно увеличивается. В некоторых случаях в НКТ нет сплошных отложений гипса, а осадок образуется в виде одиночных друз кристаллов гипса длиной 20-27 мм с включением у их основания мелких.
4. Комплексные отложения неорганических солей с сульфидом железа. Основой осадка является сульфид железа. По структуре, в начальный период формирования, осадки рыхлые. Постепенно в их составе накапливаются кристаллы солей, песка, глинистых частиц, твердых углеводородов и прочность осадка увеличивается. На высокотемпературных поверхностях оборудования происходит образование плотных отложений с высокоабразивными свойствами.
Отложения всех четырех видов образуются в НКТ, рабочих органах насосов, хвостовиках, устьевой арматуре, обсадной колонне. Толщина отложений зависит от интенсивности и времени осадконакопления.
2.2 Формирование состава попутно добываемых вод при разработке залежей
Весь стратиграфический разрез скважин представлен чередованием водоносных пластов и пропластков. Имеются водоносные пропластки и в мощных нефтенасьпценных комплексах. На месторождении выделяются законтурные области, насыщенные водой, имеются водоплавающие участки залежей с водонефтяным контактом (ВНК), даже в пределах внутреннего контура нефтеносности имеется остаточная (реликтовая) вода. Минерализация пластовых вод и их состав изменяются с глубиной и зональным распространением. За миллионы лет до разработки залежей водоносная система находилась в равновесии.
При разработке залежей нефти основным методом поддержания пластового давления (ППД) и эффективного вытеснения нефти является заводнение. В качестве рабочего агента для заводнения используются различные источники вод: пресные подрусловые воды рек и озер, промысловые сточные воды, сточные воды промышленных предприятий, морские воды и другие.
По мере техногенного воздействия закачки воды в естественной пластовой системе начинаются сложные геохимические процессы, приводящие к перенасыщению некоторыми солями попутно добываемых вод. В последние годы помимо геохимических, в пластах и скважинах, начали развиваться микробиологические процессы.
Рассмотрим формирование состава попутно добываемых вод с последующим образованием гипса. В этом случае можно выделить следующие последовательно протекающие процессы:
1) внутрипластовые геолого-физические изменения, приводящие к обогащению попутно добываемых вод сульфатными ионами;
2) смешение вод повышенной сульфатности в пласте и стволе скважины с пластовыми водами хлоркальциевого типа, приводящее к обогащению попутно добываемых вод сульфатом кальция;
3) нарушение сульфатного равновесия в попутно добываемой воде, приводящее к кристаллизации и образованию отложений гипса.
На внутрипластовые процессы увеличения концентрации сульфатных ионов SO42-влияют взаимодействие закачиваемых вод с вмещающими породами: выщелачивание сульфатных минералов, содержащихся в коллекторах, окисление некоторых породообразующих минералов и десорбция ионовSO42-с поверхности поровых каналов.
Процессы растворения (выщелачивания) сульфатсодержащих пород пласта происходят при воздействии пресной воды, а также водных растворов электролитов. В этом случае взаимодействие веществ идет очень медленно. Минеральные компоненты пласта химически взаимодействуют c водой, водными растворами (кислыми, нейтральными и щелочными). Наряду с растворением минералов и горных пород происходят обменные реакции между ними и солевыми растворами. Поверхность минеральных зерен в результате взаимодействия с растворами изменяет свой химический состав и физико-химическ
Прогнозирование выпадения солей для предотвращения и удаления солеотложений при эксплуатации скважин курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Дипломная работа по теме Принцип и механизм ценообразования издания на примере печатной книги
Проблемы Введения Процедуры Банкротства Реферат
Курсовая работа по теме Анализ использования познавательных сказок в дошкольном образовании
Дипломная Работа Овд
Реферат: Анализ и оценивание государственных программ и отраслевых политик Обязательная учебная дисциплина для 3-го курса факультета Гиму гу-вшэ 2 и 3 модуль 2008/09 уч год
Сочинение по теме “Время колокольчиков”: литературная история символа
Любовь Претрудная Школа Жизни Сочинение
Реферат по теме О категории репрезентации русского глагола
Курсовая Работа На Тему Алгоритмы Сжатия Данных
Практическое задание по теме Определение генетической детерминации и наследования признаков white apricot (wa) и dumpy (dp) у Drosophila melanogaster
Баскетбол Сочинение На Английском С Переводом
Реферат: Тестовые задания по Макроэкономике
Реферат: Технология планирования торговой компании. Скачать бесплатно и без регистрации
Чем Опасно Непонимание Сочинение
Реферат: Parental Consent Essay Research Paper Does Parental
Курсовая работа по теме Розрахунок вантажообороту та вагоноообороту
Реферат: Этногенез. Теория Л.Н.Гумилева. Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат: Пилотируемые орбитальные комплексы серии Салют
Эссе На Тему Управление Персоналом
Контрольная Работа 1 Класс Чтение
Аудит у зарубіжних країнах - Бухгалтерский учет и аудит контрольная работа
Навчання особового складу на бойових традиціях Збройних Сил Росії - Военное дело и гражданская оборона реферат
Работа штаба бригады при организации и проведении контратаки - Военное дело и гражданская оборона дипломная работа