Применение технологии солянокислотной обработки установок ЭЦН на Мишкинском месторождении

Федеральное агентство по образованию

ГОУ ВПО "Удмуртский Государственный Университет"

Нефтяной факультет

 

 

 

 

 

Курсовой проект

По курсу: "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений"

На тему: "Применение технологии солянокислотной обработки установок ЭЦН на Мишкинском месторождении"

 

 

 

Выполнил:

студент группы ЗС-РС 060800-41(к)

Лызлов И. Ю.

Проверил:

Борхович С.Ю.

 

 

 

 

Ижевск, 2009г

 

Содержание

 

1. Геологический раздел

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения

1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек

1.4 Состав, свойства нефти, газа, конденсата и воды

1.5 Запасы нефти

Выводы по геологическому разделу

2. Технологический раздел

2.1 Текущее состояние разработки

2.2 Технико-эксплуатационная  характеристика фонда скважин

2.3 Осложнения при эксплуатации  скважин, оборудованных УЭЦН

2.4 Обработка скважин с УЭЦН соляной кислотой

Выводы по технологическому разделу.

3. Экономический раздел

3.1 Обоснование показателей экономической эффективности

3.2 Нормативная база и исходные данные для расчета экономических показателей

3.3 Расчет экономических  показателей

Выводы по экономическому разделу

Заключение

Список использованной литературы

 

 

1. Геологический раздел

1.1 Общие сведения о месторождении

 

Мишкинское месторождение  нефти открыто в 1966 году. В административном отношении месторождение расположено в восточной части Удмуртской Республики, на территории Воткинского и Шарканского районов, в 4-15 км севернее г.Воткинска. Мишкинская структура осложнена тремя куполами: северным – Чужеговским (2002 г.), западным — Воткинским (1970 г) и восточным — Черепановским (1970 г.) (рис.1).

 

Рисунок 1.Схема расположения месторождения.

 

В восточной, юго-западной и северной частях месторождения расположены охранные зоны: Пихтовские пруды, Воткинский пруд и леса I категории, р. Вотка. Кроме того, граница водоохранных зон составляет: Воткинский пруд - 500 м, Пихтовские пруды - 300 м, р. Вотка – 200 м. Бурение под охранные зоны в настоящее время затруднено из-за невозможности получить от государства разрешение на подготовку кустов, расположенных в этих зонах. В непосредственной близости от Мишкинского месторождения расположены: западнее - Лиственское месторождение, севернее – Шарканское месторождение, на некотором удалении северо-западнее – Быгинское, Черновское, Южно-Лиственское месторождения. Южнее месторождения к г. Воткинску подходит железнодорожная ветка Ижевск-Воткинск, по центральной части месторождения в меридиональном направлении проходит асфальтированное шоссе Воткинск-Шаркан, в восточной части в северо-восточном направлении - асфальтированное шоссе Воткинск-Кельчино-Пермь. Площадь месторождения покрыта сетью асфальтированных и проселочных дорог летнего и зимнего пользования.

В орогидрографическом отношении  рассматриваемая территория представляет собой холмистую залесенную равнину с максимальными отметками рельефа на водоразделах от 150 до 220 м. Речная сеть представлена реками Сива и Шарканка, небольшими речками Сидоровка, Осиновка, Березовка, речные долины, которых часто заболочены, и многочисленными мелкими ручьями. Леса в основном хвойные (ель, сосна, пихта), реже смешанные, свободные от леса участки заняты сельскохозяй-ственными угодьями. Климат района умеренно-континентальный с продолжительной зимой и коротким прохладным летом. Среднегодовое количество осадков около 500 мм, две трети которых приходятся на месяцы с мая по сентябрь. Среднегодовая температура +2⁰С, морозы в январе – феврале иногда достигает –40⁰С. Средняя глубина промерзания грунта 1,2 м, толщина снежного покрова 60-80 см. Добычу нефти из Мишкинского месторождения ведёт НГДУ "Воткинск". (ОАО "Удмуртнефть"). Всего фонд скважин Мишкинского месторождения на 01.07.2007 г. составляет 1300 скважин, из которых 25 ликвидированы.

 

1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения

 

Мишкинская зона поднятий расположена  в южной части Верхне-камской  впадины, в пределах которой наблюдается  довольно сложное строение отдельных  пачек осадочных пород. С угловым  и стратиграфическим несогласием на отложениях рифейского и вендского комплексов залегают отложения девонской системы, прослеживается зона с резко увеличенными терригенными отложениями нижнего карбона. По тектонической схеме принятой в Удмуртии, во впадине прослеживаются валы северо-западного простирания (Июльский, Киенгопский, Зурийский, Дебёсский и др.). Мишкинское месторождение нефти расположено в юго-восточной части Киенгопского вала, представляющего собой крупную структуру, осложнённую рядом браклантиклинальных складов низшего порядка. К северо-западу от Мишкинского расположены Киенгопское и Чутырское месторождения, а восточнее Ножовская нефтяная зона. Все они находятся в одинаковых структурно-тектонических условиях, располагаясь в прибортовой части Камско-Кинельской системы прогибов. Кристаллический фундамент скважинами не вскрыт. По геофизическим материалам строение фундамента блоковое, обусловленное развитием сбросо-сдвиговых разрывных нарушений северо-восточного и северо-западного простираний. Месторождение расположено в наиболее погруженной части Верхне-камской впадины, где глубина поверхности кристаллического фундамента достигает 5500-6000 метров. Рифейские и вендские отложения изучены слабо и по этой причине тектоническое строение их осталось невыясненным. Воткинское поднятие характеризуется относительно пологим северным крылом с углом падения пород 30⁰ и более крутым южным 6⁰. Наиболее высокая часть поднятия по нижнему карбону фиксируется в районе скважины № 211. Амплитуда поднятия в пределах замкнутой изогипсы – 1320 м кровли тульского горизонта составляет для Западно-Воткинского купола – 56 м., Восточно-Воткинского купола – 36 м и Черепетского поднятия – 25 м. На месторождении нефтеносными являются карбонатные пласты B-II, B-IIIa, B-IIIб верейского горизонта, А4-0 - А4-6 башкирского яруса среднего карбона, терригенные пласты С-II – C-VII визейского яруса, карбонатные пласты Сt-III, Сt-IV турнейского яруса нижнего карбона, D3-zv заволжского надгоризонта фаменского яруса верхнего девона. Нефтеносность отложений установлена по керну, геохимическим, промыслово-геофизическим данным, результатам опробования поисково- разведочных скважин в процессе бурения и в колонне; промышленная нефтеносность подтверждена эксплуатацией турнейского, визейского, башкирского и верейского объектов разработки.

 

Рисунок 2. Сводный литолого-стратиграфический разрез

 

Таблица №1. Геолого-физическая характеристика продуктивных коллекторов

Параметры	Верейский	Башкирский	Визейский	Турнейский
Средняя глубина залегания  кровли, м	1170	1225	1425	1490
Тип залежи	Пласто.- сводовая	Пласто.- сводовая	Пласто.- сводовая	Пласто.- сводовая
Тип коллектора	карбонатный	карбонатный	карбонатный	терригенный
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2	164 169	97065	38 031	31594
Средняя общая толщина, м	10,98	31,36	24,19	39,89
Средняя эффективная  нефтенасыщенная толщина, м	3,83	5,37	7,16	11,55
Коэффициент пористости, доли	0,17	0,15	0,19	0,14
Коэффициент нефте насыщенности ЧНЗ, доли ед.	0,82	0,705	0,783	0,88
Проницаемость, 10-3 мкм2	198	162	574	280
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,35	0,340	0,39	0,51
Расчлененность	4,40	12,4	8,77	15,2
Начальная пластовая  температура,	24,0	25,0	30,1	29,8
Начальное пластовое  давление, МПа	11,8	11,5	13,76	15,41
Вязкость нефти в  пластовых условиях, мПа с	16,6	17,36	25,77	65,4
Плотность нефти в  пластовых условиях, т/м3	0,879	0,880	0,893	0,917
Плотность нефти в  поверхностных условиях, т/м3	0,892	0,891	0,905	0,920
Абсолютная отметка  ВНК, м	-1041	-1047	-1313,5	-1354
Объемный коэффициент  нефти, доли ед.	1,044	1,032	1,028	1,013
Содержание серы в  нефти, %	2,91	2,74	3,19	3,55
Содержание парафина в нефти, %	4,35	4,70	4,28	4,80
Давление насыщения  нефти газом, МПа	7,81	7,11	8,37	8,27
Газовый фактор, м3/т	19,94	15,85	12,5	6,39

 

1.3 Физико-гидродинамическая характеристика  продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек

 

По всем продуктивным пластам с целью определения  пористости, проницаемости и водонасыщенности было проанализировано 4557 образцов керна. Кроме того, определение пористости осуществлялось и по данным ГИС. Начальная нефтенасыщенность продуктивных пластов определялась по данным ГИС и методом центрифугирования.

При расчете средних  значений коллекторских свойств  за нижний предел проницаемости для  всех типов коллекторов принято  значение 1 мД. За нижний предел пористости для карбонатных пород верейского горизонта, башкирского и турнейского ярусов принято значение 8%, а для терригенных коллекторов визейского яруса -10 %.

Продуктивные пласты верейского горизонта  представлены раковинно-известняковыми песчаниками, известняками органогенными, органогенно-детритовыми и известняками тонко-мелкокозернистыми

Башкирский ярус представлен известняками серыми и темно-серыми, пористыми  и плотными, прослоями глинистыми, с включениями кремня, с примазками глин по многочисленным трещинам, иногда с прослойками зеленовато- серого аргиллита. Встречаются стилолитовые швы, выполненные глинистым материалом. Продуктивные отложения представлены следующими разностями: известняками органогенными, раковинно-известняковыми песчаниками, известняками органогенно-детритовыми.

Продуктивные пласты терригенных  отложений визейского яруса представлены переслаиванием алевролитов, аргиллитов и песчаников с подчиненными прослоями доломитов

Коллекторы тульских продуктивных пластов представлены алевролитами, алевропесчаниками, реже песчаниками. Продуктивные пласты бобриковского горизонта сложены кварцевыми мелкозернистыми и разнозернистыми песчаниками, алевролитами.

Продуктивная толща турнейского  яруса включает отложения черепетского и малевско-упинского горизонтов. Черепетский горизонт представлен переслаиванием серых, в большей степени глинистых известняков и черных, темно-серых аргиллитов. Малевско-упинский горизонт сложен известняками светло-серыми, скрыто и мелко кристаллическими, мелкокавернозно-пористыми иногда трещиноватыми.

Продуктивные пласты заволжского  надгоризонта представлены переслаиванием плотных мелкокристаллических известняков, раковинно-известняковых песчаников, пелитоморфных органогенных известняков, доломитов; алевролитов известковистых.

Характеристика коллекторских свойств пород, слагающих продуктивные пласты, приведена в таблице 2.

 

Таблица №2. Характеристика коллекторских  свойств продуктивных коллекторов

Наименование	Проницаемость, мкм2	Пористость, доли ед.	Нефтенасыщенность, д.ед.	Проницаемость, мкм2	Пористость, доли ед.	Нефтенасыщенность, д.ед.	Проницаемость, мкм2	Пористость, доли ед.	Нефтенасыщенность, д.ед.	Проницаемость, мкм2	Пористость, доли ед.	Нефтенасыщенность, д.ед.
	Верейский			Башкирский			Визейский			Турнейский
Кол-во определений	633	742	1077	149	180	1402	73	157	1428	246	342	2470
Среднее значение	0,198	0,164	0,755	0,162	0,139	0,705	0,574	0,201	0,720	0,280	0,144	0,757
Коэф. вариации	2,631	0,230	0,144	2,319	0,316	0,152	2,277	0,206	0,137	3,117	0,249	0,158
Интервал изменения	0,0001	0,068	0,51	0,0001	0,048	0,501	0,005	0,099	0,5	0,11	0,059	0,5
	5,228	0,298	0,947	3,129	0,274	0,957	4,885	0,28	0,953	5,257	0,259	0,971

 

1.4 Свойства и состав нефти,  газа, конденсата и воды

 

Свойства  нефти в пластовых условиях

Средние значения основных параметров, определенных по результатам анализа глубинных проб нефти, приведены в таблице 3.

 

Таблица № 3. Свойства нефти  в пластовых условиях.

Наименование параметра	Верейские отложения	Башкирские отложения	Визейские отложения	Турнейские отложения
Пластовое давление, МПа	11,80	11,5	13,76	15,41
Пластовая температура, °С	24,0	25,0	30,1	29,8
Давление насыщения, МПа	7,81	7,11	8,37	8,27
Газосодержание, м3 /т	19,94	15,85	12,50	6,39
Плотность в условиях пласта, кг/м3	879,3	880,6	893,2	916,6
Вязкость в условиях пласта, мПа с	16,60	17,36	25,77	65,4
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа·10-4	1,044	1,032	1,028	1,013
Плотность нефтяного  газа, кг/м3 , при 20°C:	1,559	1,541	1,453	1,270
Плотность дегазированной нефти, кг/м3 , при 20°С	892,1	891,7	904,8	920,9