Содержание
Аннотация 2
Содержание 3
Список условных обозначений и сокращений 6
Список иллюстраций 8
Список таблиц 9
Введение 10
1 Геологическая часть 13
1.1 Общие сведения о месторождении 13
1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения 14
1.3 Литолого-стратиграфические характеристики 18
1.4 Тектоника 20
1.5 Нефтегазоносность, водоносность, коллекторные свойства продуктивных
горизонтов, физико-химические свойства нефти, газа и воды. Запасы нефти, газа и конденсата 21
1.6 Тип нефтегазовых залежей 23
1.7 Неоднородность коллекторов по проницаемости 25
1.8 Физические свойства коллекторов 28
1.9 Физико-химические свойства пластовой нефти и газа 29
1.10 Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов, их
продуктивная и энергетическая характеристика 35
1.11 Запасы нефти, газа и конденсата 37
2 Технико-технологическая часть 39
2.1 Текущие состояния разработки месторождения и краткие ведения о проекте
регулирования 39
2.2 Краткое представление о проекте по регулированию техники залежей 40
2.3 Система сбора и транспортировка нефти и газа 41
2.4 Система газлифта 41
2.5 Система заводнения месторождения 42
2.6 Система подготовки нефти и газа 42
2.7 Система подготовки нефтесодержащей сточной воды 43
2.8 Сооружение по сбору и транспорту нефти и газа 43
2.9 Сооружения для заводнения 43
2.10 Технология добычи нефти и газа 45
2.11 Технология добычи нефти газлифтом 46
2.12 Технология добычи нефти при помощи ШГН 49
2.13 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации
скважин 49
2.14 Требования и рекомендации к системе сбора и транспорта с промысловой
подготовки продукции скважин 51
2.15 Строительство замерных пунктов (АГЗУ) и выкидных трубопроводов 52
2.16 Организация и производство подземного ремонта скважин 53
2.17 Требования к методам вскрытия продуктивных пластов и освоения проектных
добывающих скважин 54
2.18 Совершенствование системы динамического контроля, своевременный точный
отбор контрольных данных 57
2.19 План реализации проекта и требования 61
2.20 Методы повышения нефтеотдачи пластов 63
2.20.1 Метод I - технология соляно-кислотной обработки нефтяных скважин в
динамическом режиме 65
2.20.2 Метод II - технология проведения пенокислотной обработки скважин на
месторождении Жанажол 69
2.21 Выводы 73
3 Экономическая часть 75
3.1 Организационная характеристика нефтегазодобывающего управления
«Октябрьскнефть» 75
3.2 Организация основного и вспомогательного производства 75
3.3 Особенности организации труда и заработной платы в нефтегазодобывающем
управлении «Октябрьскнефть» 76
3.4 Анализ технико-экономических показателей эксплуатации месторождения
Жанажол 76
3.5 Краткая характеристика предполагаемых мероприятий и цель их внедрения 77
3.5.1 Определение объема продукции после внедрения соляно-кислотной
обработки 78
3.5.2 Определение эксплуатационных затрат до внедрения мероприятия 78
3.5.3 Определение эксплуатационных затрат после внедрения мероприятия 81
3.5.4 Определение годового экономического эффекта от внедрения мероприятия . 85
4 Охрана недр и окружающей среды 86
4.1 Методы охраны окружающей среды и недр 86
4.2 Мероприятия по снижению уровня загрязнения почвы 87
4.3 Мероприятия по охране недр и окружающей среды 96
Заключение 98
Список использованных источников 100
Данная работа написана по геолого-геофизическим материалам собранным автором в период прохождения производственной практики в АО «АКТОБЕМУНАЙГАЗ».
Начало развития нефтяной промышленности в Казахстане относится к 1899 году, когда из разведочной скважины площади Карачунгул (нынешний Макатский район Атырауской области) ударил мощный фонтан нефти. В районе Эмбы были открыты и разрабатывались два месторождения высококачественной нефти - Доссор (с 1911г.) и Макат ( с 1915г.).
В послевоенные годы начались планомерные комплексные геолого-геофизические исследования, сопровождавшиеся большими объёмами поисково-разведочного бурения. За короткий срок был получен и обобщён обширный материал, явившийся научной основой геологоразведочных работ. В результате его комплексной интерпретации были выяснены основные черты глубинного строения Западного Казахстана и открыты не только новые нефтяные и газовые месторождения, но и перспективные области, характеризующиеся разнообразием условий залегания нефти и газа и сложностью процессов формирования залежей.
Открытие в Актюбинской области в 1931г месторождения Шубаркудук, в 1937г месторождения Жаксымай, в 1959-60гг крупного месторождения Кенкияк и в Гурьевской области месторождений Прорва и Боранколь положило начало созданию новой перспективной нефтеносной провинции Западного Казахстана, приуроченной к обширной территории восточной и юго-восточной окраин Прикаспийской впадины.
В Казахстане в 1975г. годовая добыча достигла 23,78 млн.т. Абсолютный прирост добычи нефти в 1971-75гг. составил 142млн.т., причём в эксплуатацию было введено около 20 000 новых скважин с полным комплексом нефтепромыслового обустройства в различных геологических и экономико-географических условиях.
В 70-х годах появились перспективы поисков нефти в Эмбинском районе. Было открыто несколько месторождений в надсолевом комплексе (Западная Прорва, Ровное, Досмухамбетовская, Западный Доссор, Восточная Кокарна), прилегающих к разрабатываемым площадям. Ускорение процесса освоения новых нефтегазоносных районов и месторождений, в это время, было одной из важнейших проблем развития отрасли наряду с повышением извлечения нефти из недр. Наиболее важным итогом поисково-разведочных работ в конце 70х-начале 80-хгг. явилось установление нефтегазоносности подсолевых отложений на Южной Эмбе. Разведка подсолевых отложений положила начало качественно новому этапу в освоении нефтяных ресурсов Эмбинского района. Выдающимся событием стало открытие в 1978г. подсолевого месторождения Жанажол. В разрезе подсолевых отложений в широком стратиграфическом диапазоне (от нижней перми до девона включительно) выделяется несколько региональных нефтеносных толщ. Обширные зоны нефтенакопления намечаются вдоль всего юго-восточного борта Прикаспийской впадины, включая районы Северной и Южной Эмбы.
Тенгизское месторождение, которое вошло в число первоочередных народнохозяйственных объектов для промышленного освоения, в 1991г., несмотря на исключительные сложности освоения и обустройства, дало 3 млн. т. нефти.
Впервые в Казахстане нефть была добыта в 1911 году на реке Эмба. В 60-х годах на полуострове Мангистау (Жетыбай, Узень) были открыты нефтяные месторождения с высокопарафинистой нефтью. Это открытие заставило мировую науку и практику задуматься о новых способах их добычи, транспортировки и переработки.
Новые месторождения со значительным содержанием металлов (в большей степени никеля и ванадия), асфальтосмолистых веществ были открыты в начале 70-ых годов на полуострове Бузачи (Каражанбас, Каламкас, Северный Бузачи). Совершенно новые технические решения были необходимы для разработки таких месторождений. Открытие в 80-ых годах подсолевых нефтей Карачаганакского, Жанажольского, Тенгизского месторождений, которые обладали уникальными свойствами, вызвали интерес нефтяного мира. Впереди, открытие новых нефтяных бассейнов почти во всех регионах Республики, нефти и газа в залежах на больших глубинах, месторождений на шельфах Каспия и Аральского моря, нефти и газа в битуминозных сланцах и глинах, в угольных пластах, нефтебитуминозных пород и т. д.
На сегодняшний день вследствие множества технико-технологических мероприятий в процессе разработки месторождения, таких как бурение, различные закачивания, цементирование, дополнительные перфорации, капитальный и текущий ремонты, глушение и т. п. в призабойной зоне (ПЗП) ухудшаются механические и физико-химические свойства пласта, также ухудшается фильтрационные свойства. Все эти факторы оказывают негативное влияние на продуктивность и приемистость продуктивных и нагнетательных скважин.
Обработка призабойной зоны пласта является наиболее эффективным методом в борьбе с вышеперечисленными проблемами. ОПЗП возможно проводить на всех этапах разработки. Выбор метода обработки производят на основе результатов исследований причин снижения продуктивности с учетом всех важных параметров, таких как физико - химические свойства пород продуктивного пласта и насыщающих его флюидов.
Обработка проводится в герметичных и исправных скважин без каких либо повреждений.
В данной работе приводится анализ результатов применения соляно-кислотных обработок скважин нефтегазоконденсатных месторождений Жанажол в динамическом режиме. Данный способ позволяет очистить забои, призабойные зоны, НКТ от вредоносных отложений (солевые, парафинисто-смолистые) и продуктов коррозии. В результате воздействия СКО появляются каверны, пустоты, которые положительно сказываются на проницаемость пород, а в следствии чего и на производительность скважин.
Одну из разновидностей СКО - пенокислотную обработку активно применяют на месторождении Жанажол. Технология имеет ряд своих преимуществ, ее применяют при низких давлениях и значительной толщине продуктивной зоны, что характерно для изучаемого месторождения. При пенокислотной обработке используют кислотный агрегат, компрессор и аэратор.
Таким образом, большая часть запасов нефти, которая до сих пор остается на отработанных месторождениях, будет разработана в следствии внедрения новых технологий нефтеизвлечения в будущем.
Нефтегазоконденсатное месторождение Жанажол находится в пределах Прикаспийской нефтегазоносной провинции. Открытая в 80-х гг. подсолевая нефть Жанажольского месторождения обладает уникальной, неизвестной ранее особенностью. Жанажольские нефтегазовые залежи относятся к антиклинальным залежам, по отношению между движущимися элементами флюидов залежей нефтегазовые залежи относятся к залежам с контурной и подошвенной водой и разделяются на однофазные и двухфазные.
По результатам разведочного бурения самыми старыми пластами, вскрытыми разведочными скважинами в данном районе, являются отложения визейского яруса нижнего карбона. Мощные пласты (с толщинами 386-717м.) гжельского яруса, касимовского яруса и верхнего московского подъяруса называются по обыкновению верхнекарбонатной пачкой КТ-1. А наиболее мощные пласты (с толщинами 509-930 м.) нижнего московского подъяруса, нижнего башкирского подъяруса, серпуховского яруса и визейского яруса называются нижнекарбонатной пачкой КТ-2. Ресурсы нефти и газа данного района в основном сосредоточены в карбонатных толщах (КТ-1 и КТ-2). Тип коллекторов порово-кавернозно-трещиноватый. Литологически карбонатные толщи сложены в основном известняками, доломитами и переходными между ними разностями. Разделяющие КТ-1 и КТ-породы сложены терригенной пачкой с прослоями известняков, которые служат флюидоупорной покрышкой для залежей углеводородов второй карбонатной толщи.
Запас нефти всего месторождения - 399,92 млн.т., запас растворённого газа - 19,84 млрд. м3, запас газа газовых шапок - 107,62 млрд. м3, запас конденсата - 40,722 млн.т. среди них геологический запас КТ-1: нефти - 166,423 млн.т. (максимальная нефтеносная площадка - 15,204 км2), растворённого газа - 40,64 млрд. м3, газа газовых шапок - 76,6 млрд. м3(максимальная газоносная площадка - 70,695 км2), конденсата - 21,677 млн.т, КТ-2: нефти - 233,499 млн.т (максимальная газонасыщенная площадь - 184,757 км2), растворённого газа - 69,2 млрд. м3, газа газовых шапок - 31,02 млрд. м3 (максимальная нефтенасыщенная площадь - 42498 км2), конденсата - 19,045 млн. т. Категория запасов С1 - извлекаемый запас нефти всего месторождения - 118,14 млн.т, среди них КТ-1 478,57 млн.т, КТ-2 - 702,83 млн.т.
В экспериментально-промышленную эксплуатацию месторождение Жанажол вступило в 1983 году, разработка в полном масштабе введена в 1987 году. По состоянию на 01.01.2012г. общий фонд скважин составил 630 скважин, из них эксплуатационный фонд - 471 скважина, нагнетательный фонд - 146 скважин, наблюдательный фонд - 13 скважин и в бездействии - 22 скважины. В действующем фонде 447 скважин, в том числе, 234 фонтанирующих скважин, 17 механизированного фонда (ШГН) скважин, 136 газлифтных скважин, эксплуатирующихся непрерывно-дискретным газлифтом 45 скважин, переведенных на плунжерный газлифт 15 скважин.
Основным методом интенсификации добычи нефти на месторождении Жанажол является проведение соляно-кислотных обработок в динамическом режиме. При проведении СКО в коллектор закачивается соляная кислота, которая, реагируя с породой, образует дополнительные каналы. Соляная кислота, вступая в реакцию с соединениями железа и кремния, образует нерастворимые, гелеобразные продукты, которые в свою очередь оседая и затвердевая, закрывают поры коллектора. Предлагаемая технология обеспечивает динамический режим растворения, при котором постоянно происходит разрушение, предотвращение образования экранирующего слоя на поверхности пор. Это обеспечивает постоянный приток свежих порций кислоты на границу контакта ее с породой, реакция выводится из равновесия, а при снижении давления на забое во время обработки призабойной зоны относительно первоначального - вынос продуктов из пласта в скважину. В большинстве случаев после проведения соляно-кислотных обработок в динамическом режиме получен положительный результат и на сегодняшний день СКО являются одним из основных методов воздействия на пласт, дающих почти абсолютный результат.
Помощь студентам и аспирантам в выполнении работ от наших партнеров
