, проходившей в НГДУ «Азнакаевскнефть» «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» » Мы с АГНИ

Приложение 2 УТВЕРЖДАЮ

Руководитель

практики от предприятия

(Ф.И.О.)

КАЛЕНДАРНЫЙ ПЛАН

проходящего производственную практику с 8.06.2009 г. по 17.07.2009 г.

в НГДУ» Азнакаевскнефть»

Руководитель практики

СОДЕРЖАНИЕ

Введение…………………………………………………………………………………………………………………. 9

1. Разработка нефтяных месторождений.

1.1 Общие сведения о промысловом объекте…………………………………………………… 11

1.2 Геолого-физическая характеристика промыслового объекта……………………. 12

1.2.1 характеристика геологического строения……………………………………………. 12

1.2.2 основные параметры пласта…………………………………………………………………. 15

1.2.3 физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов………………. 18

1.2.4 данные об условных запасах нефти, газа и конденсата по месторождению 21

1.3.Анализ текущего состояния разработки…………………………………………………….. 25

1.3.1 характеристика показателей разработки……………………………………………. 25

1.3.2 распределение фонда скважин по объектам разработки…………………… 28

1.3.3 перечень основного оборудования, применяемого при различных способах эксплуатации………………………………………………………………………………………….. 29

1.3.4оценка эффективности и недостатки реализуемой системы разра­ботки 47

1.4 Организация и производство буровых работ…………………………………………….. 49

1.4.1 требования к конструкциям скважин и их креплению……………………….. 49

1.4.2 мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин 60

1.5 Осложнения, встречающиеся при эксплуатации добывающих и нагне­

тательных скважин………………………………………………………………………………………… 63

1.6 Текущий и капитальный ремонт скважин…………………………………………………. 69

1.7 Методы увеличения производительности скважин………………………………….. 75

1.8 Технико-экономические показатели вариантов разработки: капитальные вложе­ния и эксплуатационные затраты…………………………………………………………………………………… 81

1.9 Охрана труда и окружающей среды на предприятиях нефтегазодобывающей про­мышленности ………………………………………………………………………………………………………. 84

Список литературы……………………………………………………………………………………………….. 89

Приложение

ВВЕДЕНИЕ

Нефть и газ играют большую роль в развитии экономики нашей страны. Они, как наиболее эффективные и энергоемкие из всех природных веществ имеют доминирующее положение в энергетике.

Ценность нефти как топлива определяется ее энергетическими свойст­вами, физическим состоянием, достаточной стабильностью при хранении и транспортировке, малой токсичностью. Почти все автомобили и самолеты, а так же значительная часть судов и локомотивов работают на нефтепродуктах. Производное нефти — керосин с жидким кислородом применяется в ракетной технике, где особенно остро стоит проблема энергоемкости топлива.

Не менее нефть и как сырье для химической промышленности, ведь се­годня химическая промышленность охватывает производство синтетических материалов и изделий главным образом на основе продуктов переработки нефти и природного газа.

В настоящее время, в связи с тем что большинство месторождений на­шей станы вышли из периода фонтанной эксплуатации и требуют проведения различных мероприятий по интенсификации добычи, поддержанию на необ­ходимом уровне пластовых давлений, имеются различные методы активного воздействия на призабойную зону пласта скважин для повышения их продук­тивности (механические, химические, тепловые).

Цель практики: ознакомиться с деятельностью НГДУ, с работой геологического, производственного, экономического отделов, а также с работой таких отделов как подземный и капитальный ремонт скважин, отдел производственной безопасности и охраны труда. Узнать о работе буровых бригад на территории деятельности НГДУ. Ознакомиться с методами борьбы со всякого рода осложнениями.

1. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Развитие процесса разработки месторождений обуславливается рядом последовательно сменяющих друг друга стадий (периодов), вызванных изменением качественного состояния залежи и отличающихся по динамике добычи нефти Q _н : подъем – высокий уровень – падение. Такая последовательность универсальна и проявляется во всех нефтегазовых провинциях мира. Ее графическое изображение в американской литературе получило название «колокол Хабберта» (рис.3.1).

СтадияI на восходящей ветви кривой характеризуется интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня при небольшой обводненности продукции. Это происходит в основном за счет увеличения действующего фонда скважин при освоении месторождения.

СтадияII (плато на кривой) – период высоких уровней добычи нефти при нарастании обводненности. Устойчивость добычи нефти обеспечивается бурением оставшегося фонда скважин и применением методов интенсификации отбора жидкости.

СтадияIII (нисходящая ветвь) характеризуется значительным снижением добычи нефти и прогрессирующей обводненностью продукции (до 85%).

Граница между стадиями II и III устанавливается по точке перегиба кривой Q _н при продолжающемся росте темпа откачки жидкости. Падение добычи неизбежно при отборе половины запасов углеводородов.

СтадияIV завершающая, характеризуется низкими, но медленно снижающимися темпами отбора нефти при возрастающей обводненности

скважинной продукции с большими темпами отбора жидкости и

базируется на извлечении остаточных запасов нефти. Продолжительность стадииIV сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи и определяется пределом экономической рентабельности.

1.1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ПРОМЫСЛОВОМ ОБЪЕКТЕ

Зеленогорская площадь является одной из центральной площадей Ро-машкинского нефтяного месторождения и граничит с восточной стороны с Холмовской, с юга-востока — Восточно-Лениногорской, с юга-запада — Южно-Ромашкинской, с западной — Павловской и с севера — Восточно-Сулеевской площадями. Площадь протягивается с севера на юг на 18 км, с запада на вос­ток-на 19 км.

В административном отношении Зеленогорская площадь расположена на территории Альметьевского, Азнакаевского и Бугульминского районов Татар­ской АССР с ближайшим населенным пунктами р.п. Актюба, Микулино, Ка-рабаш.

По территории Зеленогорской площади протекает р.Зай с притоками, а также проходит сеть автодорог Азнакаево — Альметьевск, Бугульма — Актюба.

В географическом отношении территория площади представляет собой пересеченную местность с многочисленными оврагами и балками, местами покрытыми лесами. Абсолютные отметки поверхности колеблются в пределах от 189 до 280м.

Преобладающее направление ветров юго-западное. Климат континен­тальный с колебанием температуры от +32 до — 40°С.

1.2 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.2.1 Характеристика геологического строения

Зеленогорская площадь является одной из центральных площадей Ромашкинского месторождения. Основной эксплуатационный объект представлен продуктивными отложениями пашийского (Д₁ ) горизонта, залегающего на глубине 1700- 1760м. Залежь нефти многопластовая, сводовая, углы падения пластов не превышает 2°. Корреляция разрезов по вновь пробуренным скважинам не представляет особых затруднений.

Продуктивные отложения представлены терригенными породами, которые по фильтрационно-емкостным свойствам подразделяются на песчаники и алевролиты.

В эксплуатационном объекте выделены семь пластов, которые индексируются сверху вниз «a₁ «, » б₁₊₂ «, «б₃ «, «в», «г₁ «, «г₂₊₃ » и «д».

Особенности геологического строения пластов отображают карты распространения коллекторов, которые в дальнейшем послужили основой для построения карт разработки и расстановки проектных скважин.

При определении насыщенности коллекторов использована методика Н.Н.Сахранова. Абсолютная отметка ВНК меняется от -1485,0 м до -1494,9 м и в среднем составляет -1489,2 м.

В пределах месторождения отложения девонской системы трансгрессивно залегают на кристаллическом фундаменте и представлены терригенными отложениями ее среднего отдела и терригенно-карбонатными верхнего отдела, которые по литологическому составу могут быть подразделены на нижнюю терригенную и верхнюю карбонатную пачки.

Средний девон (D₂ ).

В составе среднего девона выделяются отложения эйфельского (D₂ ¹ ) и живетского (D₂ ² ) ярусов. Относимые к эйфельскому ярусу отложения бийского горизонта (D₂ bs) являются наиболее древними палеонтологически охарактеризованными образованиями девона Ромашкинского месторождения, распространенными в основном на территории его южных и центральных площадей. Литологически в его составе выделяются две пачки пород: нижняя — базальная гравийно песчаная (пласт Д_v ) и перекрывающая ее -карбонатно-аргиллитовая.

Пласт Д_v сложен светло серыми и желтовато-светло-серыми разнозернистыми (в основном средне- и крупнозернистыми) кварцевыми песчаниками со значительной примесью гравийного и мелкогалечного материала. Реже встречаются прослои мелкозернистых песчаников, алевролитов и аргиллитов с плохой сортировкой обломочного материала. Песчаники и алевролиты слабо сцементированы. Толщина песчаного пласта изменяется от 2-х до 6-ти метров. В кровле и подошве пласта могут наблюдаться выдержаные прослои оолитовых и шамозито-сидеритовых руд. Для верхней пачки характерно присутствие кристаллических серых известняков, выделяемых как четкий электрорепер «нижний известняк», с наличием глинистых алевролитов и аргиллитов. Общая толщина бийского горизонта достигает 30-36 метров. В живетском ярусе (D₂ ² ) выделяется старооскольский горизонт (D₂ st) объединяющий в своем составе воробьевские — D₂ vb (пласт Д_iv ), ардатовские- D₂ ar (пласт Д _lll ) муллинские -D_{2 ML} (пласт Д _ll ) слои.

Пласт Д_lv представлен светло-серыми или темно-коричневыми нефтенасыщенными песчанниками крупнозернистыми, плохо отсортированными. Редки прослои мелкозернистых глинисто-алевролитовых пород, с остатками фауны. Отложения горизонта с размывом залегают на породах эйфельского яруса и кристаллического фундамента (в северной части месторождения) с уменьшением их толщины, достигающей 30 метров, с юга на север. Верхняя граница проводится по кровле аргиллитовой пачки над пластом Д_{iv .}

Пласт Д_lll выделен в пределах нижней пачки ардатовских слоев и слагается глинистыми алевролитами. Толщина пласта может достигать 10-12 метров. В пределах верхней карбонатно-аргиллитовой пачки выделяется хорошо выдержанный по площади месторождения электрорепер «средний известняк», который представлен буровато-серыми, темно-серыми органогенными известняками или перекристаллизованными доломитами. По водорослевыми и фораминиферовыми известняками. Общая толщина образований подъяруса может достигать 200-250 метров.

Выделенный в составе фаменского яруса (D₃ ² ) нижнефаменский подъярус

(D ₃ ² l) представлен задонским (D₃ zd) и елецким (D₃ el), горизонтами, отложения

которых залегают на размытой поверхности верхнефранского подъяруса. Они

сложен светлосерыми известняками микрозернистыми,участками пористыми и кавернозными и доломитами светло-серыми, мелко- и среднезернистыми, иногда с включениями гипса и ангидрита. Толщина подъяруса достигает 150 метров.

Для отложений данково-лебедянского (D₃ d+lb) горизонта среднефаменского подъяруса (D₃ ² 2) характерно переслаивание светло-серых микрозернистых реликтово-органогенных, часто сильно перекристаллизованных известняков с редкими тонкими брекчиевидными прослоями доломитов и доломитизированных известняков. Встречаются также прослои пористых, мелкокавернозных, трещиноватых и битуминозных известняков с присутствием сутуро-стилолитовых швов и горизонтальных трещин. Доломиты буровато-серые, мелко- и разнозернистые, известковистые. Толщина горизонта составляет около 50 метров.

В верхнефаменском подъярусе (D₃ ² 3) выделяется заволжский горизонт (D₃ zv), который сложен известняками серыми и светло-серыми; в основном тонкозернистыми, с неровными поверхностями на пластования, со стилолитовыми швами, участками отмечается неравномерное нефтенасыщение. Толщина горизонта 50-80 метров.

1.2.2 Основные параметры пласта

Для определения коллекторских свойств продуктивных пластов и дальнейшего использования их в технологических расчетах использованы результаты исследования скважин геофизическими методами. Из таблицы 2.2.1 видно, что определение фильтрационно-емкостных и других свойств пород коллекторов по данным лабораторного изучения керна проведено по

данным5% скважин от пробуренного фонда [3]. Объем информации, полученной по результатам геофизических исследований скважин, существенно больше. В связи с этим полученные средние величины основных параметров отличаются по абсолютным значениям.

С учетом имеющейся информации по методам исследований основные характеристики параметров объекта разработки приняты для проектирования по данным геофизических исследований.

Таблица 2.2.1 Характеристика параметров пласта

Продолжение таблицы 2.2.1

Толщины пластов.

Средневзвешенная толщина горизонта Д] составляет 37,0 м и

изменяется от 7,2 до 56,0 м (табл. 2.2.2.).

Абсолютная величина толщины

нефтенасыщенного коллектора составляет 9,4 м при диапазоне изменения от

1,0 до 30,8 м, т.е. на долю нефтеносных коллекторов приходится 25,4% от

общей толщины горизонта. По скважинам нефтенасыщенные и эффективные

толщины меняются существенно.

Толщины пластов

Показатели неоднородности пластов.

Горизонт Д] является многопластовым объектом разработки. В скважинах встречаются самые разнообразные типы разрезов от одного до десяти пластов-коллекторов. Рассчитанные в целом для горизонта статистические показатели характеризуют его макронеоднородность и показывают, что в среднем каждой скважиной вскрываются 5,6 пластов, доля песчаных коллекторов составляет 52% (табл. 2.2.3).

Таблица 2.2.3 Статистические показатели характеристик неоднородности горизонта

в целом по площади

1.2.3 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

Физико-химические свойства нефтей и газов исследовались в секторе пластовых нефтей и газов ТатНИПИнефть объединения Татнефть.

Отбор и анализ проб проводились с помощью известной аппаратуры по общепринятой методике и в соответствии с государственными стандартами. К настоящему отсчету сделано качественных определений параметров пластовой нефти по 26 скважинам [3].

Имеющиеся данные в табл. 2.3.1. свидетельствуют, что значения параметров пластовой нефти, поверхностной нефти и газа изменяются. Так давление насыщения изменяется от 8,30 до 9,60 МПа, среднеарифметическое значение по площади равно 8,98 МПа, газосодержание от 53,1 до 67,8 м³ /т, среднее 62,9 м/т, объемный коэф-т от 1.1120 до 1,1180, среднее 1,1611, плотность пластовой нефти от 0,7950 до 0,8270 г/см , среднее 0,8096 г/см , плотность же дегазированной нефти в среднем составляет 0,8625 г/см ,

вязкость пластовой нефти от 2,21 до 4,81мПа-с, среднее 3,53 мПах, вязкость же нефти в поверхностных условиях в среднем составляет 20,25 сП (14,6-25,9 сП).

Содержание серы в среднем — 1,6%, асфальтенов — 2.8% весовых.

Нефть в поверхностных условиях по величине вязкости может быть отнесена к группе средних нефтей, выход светлых фракций составил 7,3% объемных при разгонке до 100°С, 26,3% — до 200°С, 47% — до 300°С. состав газа по площади изменяется незначительно. Плотность газа в пластовых условиях в среднем равна — 1,2690 г/ л, при поверхностных же условиях в среднем равна — 1,2960 г/ л.

В газе содержится метана — 39,76%), этана — 23,4%>, пропано-бутановых фракций — 16,85%), азота — 8,71%) объемных.

Таблица 2.3.1 Свойства пластовой нефти и газа

Продолжение таблицы 2.3.1

Физико-химические свойства пластовой воды

Подземные воды пашийских отложений Зеленогорской площади Ромашкинского месторождения представлены хлоркальциевыми (по В.А.Суслину) рассолами, общая минерализация которых колеблется от 249,6 до 281,5 г/л. Характерным для пласьовых вод терригенного девона является незначительное содержание сульфат-иона. На Зеленогорской площади в пластовых водах пашийских отложений содержание сульфат-ионов колеблется от следов до 55,6 мг/л.

В естественных условиях в пластовых водах пашийских отложений сероводород отсутствует. Однако закачка пресных речных вод, содержащих сульфаты и сельфатредуцирующие бактерии, в нефтяные пласты с целью ППД приводит к образованию сероводорода до 50-60 мг/л и увеличивает скорость коррозии металла в воде.

По составу растворенного газа в пластовых водах преобладает — метан. Газонасыщенность вод колеблется от 300-700 см /л, упругость растворенного газа 60-130 ат. Общее количество углеводородных газов 60-75%, из них этана и высших от 4 до 38%, углеводородно-азотный коэф-т от

1,4 до 3.

«J

Плотность пластовых вод составляет в среднем 1,1839 г/см, вязкость пластовых вод составляет в среднем 1,9845 сП.

Температура пластовой воды составила 35,5°С.

Усредненные результаты замеров плотности и вязкости нефти и эмульсий Зеленогорской площади от обводненности и температуры приведены в табл. 2.3.2.

Таблица 2.3.2 Зависимость плотности и вязкости нефти от обводненности и температуры