Применение технологии солянокислотной обработки установок ЭЦН на Мишкинском месторождении (стр. 1 из 5)
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 %.