Введение
1 ГЕОЛОГИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ 6
1.1 Общие сведения о месторождении 6
1.2 Природно-климатические условия района месторождения 8
1.3 Стратификация разреза скважины №2 по палеонтологическим
данным 8
1.4 Физико-химические свойства пластовых флюидов 10
1.5 Запасы нефти, газа, КИН 11
1.6 Осложняющие факторы разработки месторождения 11
2 Технологическая часть 12
3 Специальная часть 14
3.1 Методы определения пористости 14
3.1.1 Определение открытой пористости пород газоволюметрическим
экспресс-методом 14
3.1.2 Определение открытой пористости пород по методу
жидкостенасыщения (Преображенского) 16
3.2 Методы определения проницаемости 17
3.3 Методы определения остаточной водонасыщенности 22
3.3.1 Определение остаточной водонасыщенности методом
капиллярометрии 24
3.3.2 Определение остаточной водонасыщенности методом
центрифугирования 26
3.4 Предпосылки улучшения качества воды в зависимости от структуры
порового пространства 28
3.5 Комплекс исследований определения структуры порового пространства
образцов керна 31
3.6 Оценка результатов исследований фильтрационно-емкостных свойств
керна 33
4 Безопасность и экологичность при проведении работ 43
4.2 Инженерные и организационные решения по обеспечению безопасности
работ 44
4.3 Санитарные требования к помещению и размещению используемого
оборудования 46
4.4 Обеспечение безопасности технологического процесса 47
4.5 Обеспечение взрывопожарной и пожарной безопасности 49
4.6 Обеспечение безопасности в аварийных и чрезвычайных ситуациях 50
4.7 Экологичность проекта 53
Заключение 54
Список используемых источников 56
В настоящее время актуальны проблемы разработки нефтяных месторождений с применением заводнения. Вода является важнейшим вытесняющим, замещающим нефть агентом.
Опыт разработки нефтяных месторождений с применением заводнения показывает, что нагнетание воды в пласт не только увеличивает темпы разработки, но и обеспечивает наибольший коэффициент нефтеотдачи - 50-60 % от начальных запасов.
Для заводнения пластов используют пресные, морские, пластовые, подтоварные, поверхностные, дренажные воды, промышленные и хозяйственно-бытовые сточные воды. Ориентировочный расход воды для добычи одной тонны нефти составляет в среднем: 1,5-2 м3 - при площадном заводнении и 2-2,5 м3 при законтурном заводнении.
Падение уровня добычи нефти связано с ухудшением структуры извлекаемых запасов. Суммарная доля трудноизвлекаемых запасов малопродуктивных коллекторов на ряде площадей и месторождений существенно увеличивается. Остаточные запасы нефти сосредоточены, в основном, в отдельных изолированных линзах, различного рода тупиковых и застойных зонах, связанных с прерывистостью коллекторов верхних пачек пластов.
Кроме того, пористость и проницаемость пластов характеризуются крайней неоднородностью, в связи с чем нефть, в принципе, не может быть вытеснена из участков низкой проницаемости, особенно, если путь закачиваемой воде преграждают зоны пласта, кольматированные частицами, находящимися в ней. В таких случаях для пластов с ухудшенными коллекторскими свойствами нужно использовать для закачки в пласт воду высокого качества.
При нормировании качества воды, закачиваемой в пласт, особое внимание уделяется содержанию взвешенных веществ и эмульгированной нефти, концентрация которых определяется коллекторскими свойствами пласта.
Накоплен обширный отечественный и зарубежный промысловый опыт, указывающий на зависимость показателей эффективности разработки нефтяных месторождений от качества жидкости, используемой для заводнения пластов. Наличие загрязнений в воде, закачиваемой в пласт, в виде ТВЧ(твердые взвешенные частицы) и нефти является причиной ряда негативных последствий, наиболее существенными из которых являются кольматация призабойной зоны нагнетательных скважин, снижение приемистости последних, закупорка поровых каналов, по которым вода поступает в продуктивные пласты. Поэтому особо важно учитывать качество закачиваемой воды, так как закачка ее в пласты должна существенно улучшать условия вытеснения нефти и тормозить ухудшение коллекторских свойств пласта, обеспечивая вытеснение нефти из большего числа поров о-трещинных каналов, увеличивая тем самым нефтеотдачу пластов.
В связи с этим в данной работе будут рассмотрены вопросы качества закачиваемой воды в зависимости от структуры порового пространства. Целью данной работы является проведение анализа порометрических характеристик пород в виде капиллярометрических исследований, а также выявление связи между диаметром поровых каналов и допустимым размером твердых взвешенных частиц в воде ППД.
Проанализировав полученные данные о структуре порового пространства 2-х групп образцов Филановского месторождения (Таблица 9 и Таблица 10), а также построив зависимости среднего радиуса фильтрации от проницаемости, мы можем сделать вывод, что для 1-ой группы образцов (Таблица 11) при изменении проницаемости от 1,6 до 914*10-3 мкм2 больший процент поровых объемов может быть заблокирован твердыми взвешенными частицами размером более 3 мкм, а средний допустимый размер твердых взвешенных частиц составляет примерно 2,6 мкм. Для 2-ой группы образцов (Таблица 12) при изменении значений проницаемости от 0,1 до 497*10-3 мкм2 большая часть порового объема может быть заблокирована частицами размером более 1,5 мкм. Меньший допустимый размер ТВЧ для 2-ой группы обусловлен разницей размеров порового пространства. У первой группы образцов средний диаметр поровых каналов составляет 10,46 мкм, у второй - 6,7 мкм. Следовательно, поровое пространство у образцов 2-й группы может быть закольматировано взвешенными частицами меньших размеров, чем у 1-й группы, в виду меньших диаметров поровых каналов.
