Курсовая работа: Анализ применяемых методов повышения нефтеотдачи при разработке Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения

ЧАСТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ «ЗАПАДНО-УРАЛЬСКИЙ ГОРНЫЙ ТЕХНИКУМ»

Специальность 21.02.01 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений (базовая подготовка)

КУРСОВАЯ РАБОТА

ПО УЧЕБНОЙ ДИСЦИПЛИНЕ

«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

на тему: «Анализ применяемых методов повышения нефтеотдачи при разработке Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения»

Выполнил студент 3 курса
Группы Р 03-19

Ясырев Сергей Николаевич

_______________________________

(подпись студента)

Руководитель
Попова Алена Назаровна

_______________________________

(оценка)

_______________________________

(Дата проверки)

_______________________________

(подпись руководителя)

____________________

(дата регистрации)

Оса 2022
СодержаниеВведение...................................................................................................................3

1. 
   Особенности геологического строения Ярактинского месторождения и фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов........................5
   
   1. 
      Общие сведения о месторождении...................................................................5
      
   2. 
      Нефтегазоносность............................................................................................7
      
   3. 
      Состав и свойства нефти и растворенного газа.............................................11
      

2. Анализ состояния разработки Ярактинского месторождения.......................142.1 Текущее состояние разработки месторождения..........................................142.2 Структура фонда скважин и анализ показателей их эксплуатации............163. Технологическая часть......................................................................................193.1 Классификация методов повышения нефтеотдачи пластов........................193.2 Анализ эффективности применения методов повышения нефтеотдачи на Ярактинском нефтяном месторождении.............................................................223.3 Рекомендации по восстановлению продуктивности скважин.....................26

Заключение.............................................................................................................27Список используемых источников.......................................................................29ВведениеУвeличение нефтeотдачи пластов – актуальная пpоблема нефтяной наyки и нефтедобывающих предприятий. В настоящее время pазpабатываются и эксплyатиpуются месторождения с тpудноизвлeкаемыми запасами нефти, которые приypочены к низкопpоницаeмым, слабодpенируемым, неоднородным и расчленённым коллекторам.Нeсмотря на высокое pазвитие тeхники, и технологий добычи нефти, сpедняя нефтeотдача в США не пpевышает – 41%, а в России – 40%. Следоватeльно, болеe половины пеpвоначальных геологических запасов нефти остаются нeизвлечёнными. Для повышения нефтeотдачи, на месторождениях пpиходится пpимeнять спeциальные меpопpиятия по интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи. И как следствие, необходим анализ применяемых технологий.В настоящее время выделяют несколько групп методов повышения нефтеотдачи пласта:- гидродинамические методы;- физико-химические методы;- тепловые, микробиологические и другие методы.В данной курсовой работе будут рассмотрены методы повышения нефтеотдачи пласта на примере Ярактинского нефтяного месторождения.В разные периоды разработки Ярактинского месторождения возникали и решались проблемы, связанные с осложнениями в добыче нефти. В настоящее время эти осложнения связаны в большей мере с низкой продуктивностью скважин, а также с необходимостью проведения капитального ремонта. В сложившейся обстановке необходимо выработать методы и методики наиболее эффективных и энергосберегающих технологий добычи нефти с максимальным извлечением запасов углеводородов.Целью настоящей работы является анализ проводимых в настоящее время методов повышения нефтеотдачи пластов на Ярактинском месторождении.Для достижения поставленных целей необходимо рассмотреть следующие задачи:

• 
  изучить геолого-технологические особенности месторождения, а также состав и свойства нефти и растворенного газа;
  
• 
  проанализировать текущее состояние разработки месторождения;
  
• 
  рассмотреть состояние фонда скважин с целью возможности применения какого-либо метода воздействия на пласт;
  
• 
  дать характеристику существующих методов повышения нефтеотдачи пластов
  
• 
  проанализировать проведенные методы увеличения нефтеотдачи пласта;
  
• 
  дать рекомендации по совершенствованию методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации притока жидкости к призабойной зоне пласта.
  

1. 
   Особенности геологического строения Ярактинского месторождения и фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов
   

1. 
   Общие сведения о месторождении
   

Ярактинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в северной части Усть-Кутского и южной части Катангского районов Иркутской области (Рис.1). В 80 км южнее Ярактинского месторождения расположено Марковское нефтегазоконденсатное месторождение. Климат района резко континентальный, со значительными колебаниями суточных и сезонных температур, с продолжительной холодной зимой и коротким жарким летом. Самыми холодными месяцами являются декабрь и январь с температурой воздуха до минус 48°С – минус 55°С. Обустроенных дорог на площади нет. Надежное передвижение и перевозка грузов возможна только по зимним дорогам в период с декабря по март. В летнее время перевоз возможен лишь вездеходным транспортом в сухую погоду. Ярактинское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1969 году, а ведено в эксплуатацию в 1998 г. Впервые запасы УВС Ярактинского месторождения были подсчитаны в 1978 г. и утверждены ГКЗ в следующих объемах[17]: - газ (категории С1+С2) – 40008 млн. м3 (геологические); - конденсат – 8327 тыс. т (запасы конденсата подсчитаны при содержании 196,2 г/м3); - нефть (категория С1) – 43496 тыс. т (геологические)/11471тыс. т (извлекаемые). Запасы углеводородного сырья были пересчитаны и утверждены ГКЗ в 2008 г. (протокол № 1805 от 12.12.2008 г.).Рис. 1 Обзорная схема Ярактинского НГКМВ 2014 г. по месторождению по ярактинскому горизонту был выполнен оперативный пересчет запасов нефти и растворенного газа, его результаты утверждены Федеральным агентством по недропользованию. После этого, уже в 2015 году уточнены запасы УВ по залежи. Итоговые запасы, согласно выполненной оценке, запасы нефти категории С1 составляют 98 647/47 563 тыс. т, категории С2 – 12 667/6 105 тыс. т; извлекаемые запасы растворенного газа категории С1 составляют 8 118 млн.м3, категории С2 – 1 061 млн.м3. Запасы свободного газа газовой шапки плюс свободный газ в целом по месторождению в сумме по категориям ВС1+С2 составляют 48 541 млн.м3, в том числе по категории С1 – 44 732 млн.м3, по категории С2 – 3 809 млн.м3.

Запасы конденсата в целом составляют 9 068 тыс. т по месторождению, по категории С1 – 8 340/4 920 тыс. т, по категории С2 – 728/430 тыс. т, КИН 0,59. В 2014 г. по месторождению по верхнетирскому горизонту был выполнен оперативный пересчет запасов нефти и растворенного газа, его результаты утверждены Федеральным агентством по недропользованию (протокол № 18/224-пр от 21.04.2014 г.). Согласно выполненной оценке запасы нефти категории С1 составляют 1 163/302 тыс. т, категории С2 – 830/215 тыс. т; извлекаемые запасы растворенного газа категории С1 составляют 73 млн.м3, категории С2 – 52 млн.м3.Геологическое строение Ярактинского месторождения изучалось по материалам глубокого бурения с учетом промысловой геофизики и по результатам геолого-съемочных работ. В геологическом строении рассматриваемого района принимают участие породы архей-протерозоя, палеозоя и кайнозоя. Породы осадочного чехла полностью вскрыты на Ярактинской площади всеми пробуренными скважинами. С целью разведки и оконтуривания Ярактинского месторождения пробурено 49 скважин, 28 из которых - продуктивны. Толщина осадочной толщи составляет от 2570 м до 2740 м.

2. 
   Нефтегазоностность
   

Нефтегазоконденсатная залежь Ярактинского месторождения приурочена к песчаникам ярактинского горизонта, залегающим на породах кристаллического фундамента и стратиграфически относящимся к непской свите нижнего венда (Рис.2) [14]. Мощность отложений ярактинского горизонта в пределах месторождения непостоянна и изменяется от 8 до 43 м. Наибольшие толщины, достигающие 43 м, отмечаются в юго-восточной части площади, средние и наиболее выдержанные значения, порядка 17-19 м, фиксируются в ее центральной части. В разрезе ярактинского горизонта выделяется два песчаных пласта, разделенных глинистой перемычкой, толщина которой достигает 7 м. Области минимальных значений глинистой пачки, в целом, соответствуют зонам максимальных значений мощностей нижележащего песчаного пласта [14]. Пласт неравномерно нефтенасыщенный. Нефтенасыщенность приурочена, главным образом, к верхней и нижней частям пласта. Толщины нижнего песчаного пласта изменяются от 0 до 35 метров. Характерной особенностью ярактинского горизонта является его литологическая вертикальная и латеральная неоднородность.

Рис.2 Геологический разрез Ярактинского месторожденияВ таблице 1 приведены параметры продуктивных пластов Ярактинского месторождения[15]. Уменьшение песчанистости в восточном направлении происходит за счет обогащении разреза глинисто-алевритистыми прослоями и увеличения содержания глинистого цемента в самих песчаниках, что приводит к ухудшению ФЕС продуктивных пластов и разреза в целом.Таблица 1. Подсчетные параметры продуктивных пластов Ярактинского месторождения

Параметры	Пласт
	1	2
Площадь нефтеносности, тыс.м2	С2 – 276010 С1 – 157120	С2 - 153800 С1 – 47570
Площадь газоносности, тыс.м2	С2 - 359470 С1 – 352970	С2 – 91540 С1 – 21260
Средняя газонасыщенная толщина, м	6,0	1,0
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	3,6	3,7
Пористость, доли ед.	0,12	0,1
Средняя начальная насыщенность нефтью, доли ед.	0,77	0,76
Средняя начальная насыщенность газом, доли ед.	0,79	0,74
Пластовая температура, 0С	38	38
Пластовое давление, МПа	25,4	25,4
Расчетное остаточное давление в залежи, МПа	22,3	22,3
Плотность нефти, г/см3	0,723	0,723
Пересчетный коэффициент	0,760	0,760
Коэффициент сжимаемости газа	0,828	0,828

В таблице 2 представлены обобщённые результаты ГДИ по скважинам нефтяной части Ярактинского месторождения.Таблица 2 Результаты ГДИ скважин Ярактинского месторождения