Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Тип работы: Курсовая работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 19 страниц
В избранное:

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

АТЫРАУСКИЙУНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА

ИМЕНИ С. УТЕБАЕВА

Нефтегазовый факультет

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

на тему: «…»

«6В07203- Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений»

Выполнил: Студент гр. РН-20-ТиПО ДОТ р. о. Даулетов М. А.

Руководитель: ст. преподаватель Тышканбаева А. С.

Атырау, 2020

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

АТЫРАУСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА

Нефтегазовый факультет

«Утверждаю»

Декан НФ Дайров Ж. К.

«__» 2020 г.

ЗАДАНИЕ

на курсовую работу (проект)

Студент:

Специалность: «6В07203- Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Группа :

Тема: «»

Утверждено распоряжением № от «» 20__ г.

Срок сдачи курсового проекта (работы) : до « __ » ___ 20__ г

Защита работы: с « __ » __ по « __ » ___ 20__ г

Исходные данные работы

Основная часть

Список рекомендованной литературы

Дата выдачи задания: «»

20__г.

Руководитель работы:

Задания принял к исполнению: «»

20__г

Студент:

Содержание

Введение

1. Геологическая часть

1. 1Общие сведения о месторождении

1. 2Краткая литолого-стратиграфическая характеристика

1. 3Нефтегазоносность

1. 4Свойства и состав нефти, газа и воды

2. Техническая часть

2. 1Технология ГРП

2. 2 Комплекс геолого-технических мероприятий

2. 3 Оборудование для гидроразрыва пласта применяемое на месторождениях

Расчетная часть

Заключение

Список используемой литературы

Введение

Сегодня Казахстан относится к государствам, обладающим стратегическими запасами углеводородов, которые оказывают влияние на формирование мирового рынка энергоресурсов. Республика занимает 13 место в мире по разведанным извлекаемым запасам нефти и газового конденсата, 15- по запасам природного газа и 26 по уровню добычи углеводородного сырья. Прогнозные запасы составляют 12 миллиардов тонн нефти и конденсата и около 3 трлн. м3 газа. К 2010 году планируется довести добычу нефти до 70 миллионов тонн, что позволит занять одну из ключевых позиций среди производителей и экспортеров на евразийском пространстве. К настоящему времени в Казахстане образована мощная сырьевая база, добыча нефти ведется на западе и на юге страны, работают три завода. Развитие нефтяной промышленности зависит от многих факторов и прежде всего от ее ресурсной базы. При современном уровне научно-технического прогресса из пластов извлекается в среднем лишь 35-40% геологических запасов нефти. Следовательно, большая часть черного золота остается в недрах земли. Современный нефтяной помысел представляет собой сложный комплекс технический сооружений и коммуникаций, предназначенных для добычи, сбора, подготовки продукции скважин и транспорта ее к потребителю.

І Геологическая часть

I. I. Общие сведение о месторождений

Нефтяное месторождение Каракудук расположено на территории Бейнеуского района Мангистауской области.

В январе 1971г открыто нефтяное месторождение на Каракудукской площади, расположенной также на юго-западном борту Северо-Устюртской впадины. Это складка было подготовлена к поисковому бурение детальной сейсмической съемкой методом отраженных волн (МОВ) масштаба 1: 1 Каракудукская структура юго-западном простирания состоит из двух куполовидных поднятий. Общая протяженность структуры по -2200м ІІІ отражающего горизонта достигает 12км при ширине 5-6км. Амплитуда структуры изменяется от 25 до 50м. По ІVотражающему горизонту также фиксируется эта структура, но отличается от неокомской наличием одного свода.

На площади пробурены скв 1глубиной 3410м, и скв 2-3407м, Вскрывшие неогеновые, палеогеновые, меловые, юрские отложения. В первой скважине промыслового-геофизическими методами выделено 33 объекта для испытаний их продуктивности. Эти объекты сведены в 10 горизонтов, приуроченных к среднеюрским отложениям, а один горизонт относится к верхней юре (келловей) . Все 10 среднеюрских горизонтов при испытаний дали только притоки пластовой воды с дебитами 0, 2-13, 0 м3/сут .

При испытаний верхнеюрского (келловейкого) горизонта в интервале 2605-2610м

Получен фонтан нефти с дебитом 40 м3/сут при 7мм штуцере. Общая мощность горизонта 18мм, эффективная -10.

Сравнение состава нефти Каракудукской площади с нефтями Арстановского месторождения, указывают об и близких физико-химической свойствах. Действительно, плотность арстановских нефтей (среднее по 5 анализом) 0, 8214 г/см3, выход бензиновых фракций 18, 2%, содержание парафина 18, 8, асфальтов смолистых (смолы Селикагелевые) веществ 5, 9 серы 0, 04%. Это свидетельствует об их генетическом родстве.

Каракудукская структура по сравнению с Арстановкой, хотя и находится гипсометрических на 100м ниже, однако объяснить этим ухудшение коллекторских свойств нельзя. Испытанные 10 горизонтов средней юры дали воду, что свидетельствует о наличии в разрезе пористых пород. Можно высказать предположение что особенности развития структуры способствовали такому вертикальному перераспределению углеводородов в результате которого нефтяная залежь сформировалась в келловейских отложениях, перекрытых мощной (до 184м) карбонатной покрышкой (Акрамходжаев А. М., и др. 1974) .

Геологическое строение:

- На структуре Каракудук вскрыты отложения триасовой, юрской, палеогеновой и неогеновой систем на глубину 3661м.

- Продуктивный разрез представлен терригенным коллектором, сложенным мелко-среднезернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами.

- Коллектор имеет низкие фильтрационные свойства из-за значительного содержания глинистых веществ.

- В юрской толще выделено 10 номенклатурных горизонтов.

- Размеры структуры составляют 10. 0 - 6, 2 (по кровле горизонта Ю-1) .

Условия применения:

• Многопластовые объекты разработки с плотными глинистыми перемычками между пластами (более 20 м) .

• Низкая проницаемость продуктивного пласта:

по пласту Ю-1 -5-45 м ;

по пласту Ю-8+9 -1-5 м ;

• Температура продуктивных пластов 105-120 град.

• Значительное снижение пластового давления. По пласту Ю-1. Рпл снизилось от начального 260 до 180 атм. При средней глубине залегания около 2600м.

Климат резко континентальный:

- лето сухое и жаркое, со средней температуре июля +27 0С.

- зима мало снежная с понижением температуры до -27 0С.

- атмосферные осадки, в основном, приходятся на осенне-зимний период;

- характерны сильные ветра и пыльные бури.

I. II. Литолого- стратиграфическая харакеристика отложений

На площади Каракудук в результате поискового и разведочного бурения вскрыты отложения триасовой, юрской, меловой, палеогеновой и неогеновой систем. Степень изученности этих отложений различна. Наиболее полно керновой материал и палеонтологические определения представлены по юрским породам, которые и являются продуктивными. Разрез представлен типичными для Северо-Устюртского региона песчано-глинистыми и карбонатными породами. Ниже приведена краткая литологическая характеристика вскрытых скважинами отложений. Триасовая система представлена переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов. Цвет пород бурый, серый, темно-серый, коричневый. Вскрытая мощность отложений составляет 156м. Юрская система. Нижний отдел представлен переслаиванием темно-серых с зеленоватым оттенком глин, серых, светло-серых песчаников и алевролитов. Толщина нижнеюрских отложений составляет 83м. средний отдел сложен переслаивающимися между собой песчаниками, алевролитами и глинами с разной степенью цементации и зернистости. Цвет пород, в основном серый, темно-серый. Толщина отложений 547-776м. Верхний отдел представлен известняками, мергелями, глинами также отмечается чередование песчаников, алевролитов, глин. В нижней части преобладают глинистые отложения, в верхней- карбонатные. Толщина верхнеюрских отложений изменяется от 290-346м. Неогеновая система представлена карбонатно-глинистыми породами, известняками ракушниками. Толщина отложений равна 50-70м. Четвертичная система сложена суглинками, супесями, песками, глинами, конгломератами. Толщина отложений 10-15м.

I. III. Нефтегазоносность

На месторождении Каракудук по итогам детальной пластовой корреляции и интерпретации результатов опробования в разрезе месторождения выявлено 9 номенклатурных горизонтов, 7 из которых оказались продуктивным. Горизонты Ю-I и Ю-II стратиграфически приурочены к келловейскому ярусу верхней юры, Ю-IV, Ю-V- к батскому ярусу, Ю-VI, Ю-VIII, Ю- IX - к байскому ярусу средней юры. Коллектора продуктивных горизонтов представлены мелко-среднезернистыми песчанками и крупнозернистыми алевролитами. Цемент пород поровый, контактно- поровый, реже пленочно-поровый. Состав цемента полиминеральный. преобладает глинистое вещество хлористо-гидрослюдисто-каолинитового состава. Коллектора обладают низкими фильтрационными свойствами, что обусловлено уплотнением пород-коллекторов юрской толщи и значительным содержанием в породе глинистых веществ. Как указывалась выше по данным опробования продуктивных горизонтов был выделен ряд сборов, разбивающих поднятие на три блока. Горизонт Ю-I продуктивен во всех трех блоках, Ю-II в I и во II блоках, а продуктивность остальных горизонтов установлена только в пределах II-го блока. Ниже приводится краткая характеристика продуктивных горизонтов.

Ю- I горизонт. Горизонт коррелируется достаточно четко по всей площади и практически выдержан по толщине. Эффективная нефте-насыщенная толщина варьируется от 6. 0м до 13. 2м. Литологический горизонт сложен песчано-алевролитовыми породами. Горизонт опробован в 13 скважинах.

Ю-II горизонт. Состоит из двух пластов - А и Б. Продуктивным является пласт А в I и II блоках. Продуктивность пласта А в I блоке установлена в районе скважин № 4, 8. Залежь пластовая. ВНК в блоке II- принят по подошве опробованного продуктивного пласта в одной из действующих скважин на абсолютной отметке-2461. 7м. Высота залежи составляет 45. 6м, а площадь нефтеносности равна 5356тыс . кв. м.

Ю-IV горизонт состоит из двух пластов А и Б сложенных песчаными коллекторами. Продуктивными являются оба пласта во II блоке. Пласт А продуктивен в двух скважинах. ВНК принят по подошве опробованного нефтяного пласта в одной из скважин на абсолютной отметке 2526. 2м. Залежь пластовая, сводовая, тектонически и литологический экранированная.

Высота залежи 16. 5м, площадь нефтеносности 1588 тыс м2. Коллектор пласта Б в районе 3-х скважин замещается непроницаемыми породами. Высота залежи составляет 14. 7м, площадь нефтеносности равна 1501 тыс. м.

Ю-V горизонт сложен песчаным пластом. В районе действующей скважины коллектор замещается непроницаемыми породами. Горизонт опробован в семи скважинах. Продуктивность установлена только во IIблоке. Высота залежи равна 35. 1м, площадь нефтеносности равна 6175 тыс. кв. м.

Ю-VIгоризонт представлен двумя пластами А и Б из которых нефте-насыщенным является пласт А. Пласт А расчленяясь в разрезе ряда скважин образует мощный пласт на одной из действующих скважин где и получен фонтанный приток нефти. Высота залежи 23. 8м, а площадь нефтеносности 1625 тыс. кв. м.

I. IV . Свойства и состав нефти, газа и воды

Нижнепермский продуктивный горизонт Р1 По результатам анализа пластовой нефти плотность варьирует в пределах 627, 2-646, 2 кг/м3, в среднем равна 637, 3 кг/м3 . Давление насыщения нефти газом изменяется от 30, 1 до 31, 3 МПа, в среднем составляя 30, 52 МПа. Газосодержание пластовой нефти изменяется от 424, 8 до 460, 6 м3 /т, в среднем составляет 445 м3 /т. Величина объемного коэффициента варьирует от 1, 880 до 1, 900, в среднем равна 1, 887. Динамическая величина вязкости нефти варьирует от 0, 19 до 0, 20 мПа*с. Нефть нижнепермского продуктивного горизонта является легкой, малосернистой, малосмолистой и парафинистой. Плотность нефти в поверхностных условиях варьирует от 810, 0до 874, 6 кг/м3, в среднем составляя 836, 6 кг/м3 . Величина кинематической вязкости нефти при 20оС в среднем равна 8, 11 мм2 /с и при 50оС - 4, 03 мм2 /с. Содержание парафина в нефти изменяется от 0, 12 до 10, 57%, в среднем составляет 2, 81%. Содержание серы колеблется от 0, 11 до 0, 79%, в среднем составляя 0, 34%. Содержание смол и асфальтенов в среднем равно 3, 62 и 1, 28% соответственно. Температура застывания нефти в среднем составляет -17, 7оС. Содержание светлых фракций, выкипающих при 300оС, в среднем достигает 50, 6%. Свойства пластового газа является тощим, низкоазотным. Основным компонентом газа является метан, содержание которого варьирует от 60, 17 до 72, 81 % моль, в среднем составляет 67, 3 % моль. Содержание этана и пропана в газе в среднем составляет 13, 16 и 9, 23% моль соответственно. Содержание азота равно 1, 72% моль. Сероводород и углекислого газа отсутствуют. Относительная плотность газа по воздуху составляет 0, 875. Карбонатная толща КТ-II По результатам анализа пластовой нефти плотность варьирует от 557. 2 до 669. 8 кг/м3, в среднемсоставляет 624. 8 кг/м3 . Величина давления насыщения нефти газом изменяется от 29. 0 до 36. 8 МПа, в среднем составляя 33. 9 МПа при пластовой температуре 87. 8оС. Газосодержание пластовой нефти изменяется от 429. 8 до 518. 3 м3 /т, в среднем равно 472. 9 м3 /т, величина объемного коэффициента в среднем составляет 1, 954. Динамическая величина вязкости нефти варьирует от 0. 16 до 0. 33 мПа*с, в среднем составляя 0. 23 мПа*с. Нефть продуктивного горизонтаKT-II является легкой, малосернистой, малосмолистой и парафинистой. Плотность нефти в поверхностных условиях варьирует от 809, 0до 859, 0 кг/м3, в среднем составляя 830, 3 кг/м3 . Величина кинематической вязкости нефти при 20оС составляет 6, 53 мм2 /с, 50оС - 3, 05 мм2 /с. Содержание парафина в нефти изменяется от 0, 29 до 7, 9%, в среднем составляет 3, 68%. Содержание серы колеблется от 0, 18 до 1, 24%, в среднем равно 0, 51%. Содержание смол и асфальтенов в среднем соответственно составляет 3, 76% и 0, 56%. Содержание светлых фракций, выкипающих при 300оС, в среднем составляет 54, 4%. Свойства пластового газа является тощим, низкоазотным, низкоуглекислым и высокосернистым. Содержание метана варьирует в пределах 67, 06 - 85, 12% моль, в среднем составляет 72, 7% моль. Содержание этана и пропана в газе составляет 9, 27 и 6, 31% моль соответственно. Содержание азота, углекислого газа и сероводорода составляют 1, 88, 0, 38 и 1, 16% моль соответственно. Относительная плотность газа по воздуху изменяется от 0, 690 до 0, 981, в среднем составляет 0, 839.

II Техническая часть.

2. 1. Технология ГРП.

Для обеспечения высокого уровня добычи нефти и газа, наряду с разведкой и освоением новых месторождений, особое внимание уделяется увеличению нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти.

Гидравлический разрыв, воздействуя на пласты, повышает производительность скважин, одновременно ускоряет отбор нефти и увеличивает нефтеотдачу.

В настоящее время на полуострове Мангистау находятся в разработке нефтяные и нефтегазовые месторождения Узень, Жетыбай, Каламкас, Каражанбас, Восточный Жетыбай, Южный Жетыбай, Асар, газовое месторождение Тенге и другие, которые широко применяют метод ГРП при разведке и разработке нефтяных месторождений. Среди указанных месторождений Каракудук является одним из наиболее широко применяемых метод ГРП при разработке нефтяных месторождений для повышения производительности скважин и нефтеотдачи пласта.

Сущность ГРП состоит в том, что посредством закачки жидкости при высоком давлении происходит раскрытие естественных или образование искусственных трещин в продуктивном пласте и при дальнейшей закачке песчано-жидкостной смеси или кислотного раствора расклинивание образованных трещин с сохранением их высокой пропускной способности после окончания процесса и снятия избыточного давления.

Схематичное изображение многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальной скважине при добыче природного газа из сланцевых пород (т. н. «сланцевого газа») .

Для проведения ГРП на месторождениях применяют три технологические схемы:

1. однократный ГРП, когда воздействию закачиваемой жидкости гидроразрыва подвергаются все пласты или пропластки, эксплуатируемые скважиной;

2. многократный ГРП, когда последовательно гидроразрыву подвергаются два или более пластов или пропластков, вскрытых скважиной;

3. поинтервальный ГРП, когда гидроразрыву преднамеренно подвергается один заранее определенный пласт или пропласток из вскрытых скважиной.

Образование двух или более трещин в пределах вскрытой толщины пласта может произойти и вследствие разрыва пласта по технологической схеме однократного гидроразрыва, если пласт представлен чередующимися пропластками, а давление разрыва приближается к геостатическому (полному горному) . Однако методом многократного разрыва пласта принято называть метод преднамеренного образования нескольких трещин.

Практические результаты показывают, что применение технологии однократного гидроразрыва малоэффективно, особенно в скважинах, вскрывших два или более пластов.

Заметное снижение эффективности однократного гидроразрыва с ростом числа пластов, вскрытых перфорацией в скважинах, видимо объясняется образованием трещин гидроразрыва в слабых продуктивных или поглощающих пластах, наличие которых в эксплуатационных скважинах подтверждается результатами исследований глубинными дебитомерами. Следовательно, для проведения гидроразрыва в добывающих скважинах, когда они эксплуатируют более одного пласта, технологическая схема однократного гидроразрыва неприемлема.

Одно из направлений повышения эффективности гидроразрыва - разработка и практическое внедрение технологических схем ГРП для многопластовых залежей. При этом трещины должны создаваться в заранее заданных пластах, тогда гидроразрыв должен быть многократным и поинтервальным.

Технология многократного разрыва пласта заключается в следующем. Сначала определяют профиль притока или закачки до разрыва пласта. Затем проводят гидроразрыв по обычной технологии. Интервал гидроразрыва отсекают пакером или временно блокирующим материалом типа нафталина, а затем операцию повторяют.

2. 2. Комплекс геолого-технических мероприятий

При разработке нефтяных месторождений вообще и нефтяного месторождения Каракудук в частности, наряду с контролемразработки, необходимо также заниматься (управлением) на залежичерез добывающие скважины. К мероприятиям по регулированию процесса разработки, иначе называемым геолого-техническими мероприятиями(ГТМ), относятся методы воздействия на залежь, которые не изменяют существующую систему разработки[1], [2] . За анализируемый период(с 01. 01. 2011 по 01. 07. 2012), в целях увеличениядобычи нефти, на такиеГТМ, какгидравлический разрыв пласта(ГРП), бурение боковых стволов(БС), оптимизация работы скважин(ОПЗ), перевод с фонтанного способадобычинефтина механизированный с использованием установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) . Кроме перечисленныхвидов ГТМ, на мероприятия по дострелу, перестрелу, ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны, изоляции водопритоков, т. е. ремонтно-изоляционные работы (РИР) . За рассматриваемый период всего было выполнено 133 скважинно-операции (таблица 1) . Критерием успешностиГТМ в скважинах служит дополнительная добыча нефти за время эффекта. Дополнительная добыча нефти определялась как произведение прироста дебита на продолжительность эффекта. Для оценки успешностиГТМ были сопоставлены дебиты нефти до и после проведения ГТМ, а также была подсчитана суммарная дополнительная нефтедобычаза рассматриваемый период. Успешными признавалисьте ГТМ, в результате которых текущий дебит возрос, по сравнению с дебитом до проведения ГТМ

таблица1. Сводные показатели проведения ГТМ к 1 июля 2012

Мероприятия

Всего

Скважинно-

операций

Количество успешных скважинно-операций

Дополнительная добыча нефти, тыс. т

Мероприятия: Увеличение производительности скважин

ВсегоСкважинно-операций: 50

Количество успешных скважинно-операций: 35

Дополнительная добыча нефти, тыс. т: 70. 1

Мероприятия: Оптимизация работы скважин