Курсовая работа по Нефтегазовое дело на тему Разработка рекомендаций по технологии удаления пропанта на скважине 3355

Введение

Для обеспечения высокого уровня добычи нефти и газа, наряду с разведкой и освоением месторождений, особое внимание уделяется увеличению нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти. Наряду с положительными достижениями в разработке месторождений, за последние годы накопилось значительное число проблем, связанных с ростом обводненности продукции и снижающимися темпами добычи нефти. Кроме того, при разработке залежей нефти заводнением, ожидаемая нефтеотдача в лучшем случае может достигнуть 50%. Более половины запасов нефти при освоении заводнением остаются не извлеченными. Одним из эффективных способов увеличения темпов добычи нефти и конечной нефтеотдачи является гидравлический разрыв пласта. ГРП, воздействуя на пласт, повышает производительность скважины, одновременно ускоряет отбор нефти и увеличивает нефтеотдачу. Также из всех существующих способов обработки низкопроницаемых пластов наибольший эффект достигается при использовании ГРП. Практически считается, что в любой технически исправной скважине, в которой дренирует неистощенный пласт с проницаемостью ниже 0,05 мкм2, может быть применен ГРП, дающий экономический эффект при соблюдении технологии
Гидравлический разрыв пласта применяется:
1. Для увеличения продуктивности нефтяных скважин;
2. Для увеличения приемистости нагнетательных скважин;
3. Для регулирования притоков или приемистости по продуктивной мощности скважин;
4. Для создания водоизоляционных экранов в обводненных скважинах.
В практике разрыва пласта различают три основных вида процесса:
1. Однократный разрыв пласта;
2. Многократный разрыв пласта;
3. Направленный (поинтервальный) разрыв пласта.
Технология однократного гидроразрыва пласта предполагает создание одной трещины в продуктивном разрезе скважины. Технологические схемы многократного разрыва обеспечивают образование нескольких трещин по всей вскрытой продуктивной мощности пласта. При направленном разрыве, в отличие от двух первых видов, места образования трещин регулируются по продуктивному разрезу скважины.
Технология проведения ГРП предполагает закачку специального материала, при помощи которого можно добиться эффекта «раскрытия» трещин, тем самым увеличивая отдачу флюида из пласта.
Таким материалом является проппант. Он бывает нескольких фракций, в зависимости от целей проведения ГРП.
В ходе написания данной работы будут рассмотрены способы удаления избытков проппанта из пласта и выданы рекомендации.

 
1 Геологическая часть

1.1 Основные сведения о месторождении

Саузбашевское месторождение расположено в северо-западной части Башкортостана в Краснокамском районе в 40 км от г. Нефтекамск и граничит с республиками Удмуртия на севере и Татарстан на западе. К востоку от Саузбашевского месторождения находятся Арланское, к юго-востоку - Андреевское, к юго-западу - Актанышское, к северу Кырыкмасское месторождение, расположенное на территории республики Удмуртия.
Саузбашевское месторождение расположено в республике Башкортостан и относится к Волго-Уральской НГП. Это месторождение имеет ряд особенностей, обуславливающих систему разработки:
- месторождение занимает огромную площадь и разрабатывать ее возможно с применением всех видов заводнения (контурное, законтурное);
- месторождение многопластовое, продуктивные пласты очень неоднородные, что обуславливает применение раздельной закачки воды с диференцированным давлением;
- залежи содержат нефть повышенной вязкости. Извлечение нефти обычными методами заводнения приводит к резкому увеличению попутно добываемой воды и снижению нефтеотдачи;
- в нефти содержится небольшое количество растворенного газа (фонтанный способ исключается).
Площадь Саузбашевского нефтяного месторождения расположена на северо-западе Башкирии в междуречье рек Камы и Белой (Арланско-дюртюлинский вал) Бирской седловины. Площадь нефтеносности составляет 295 км2.
Общая вскрытая мощность осадочного покрова на нефтяном месторождении превышает 3000 м., при этом на долю Бавлинских месторождений приходится свыше 3120 м. Девонские месторождения представлены внизу терригенными и теригенно - карбонатными породами, верхние - карбонатными отложениями.
Основным промышленным отложением являются песчаные пласты, терригенные толщи нижнего карбона.
Так же нефть обнаружена в известняке турнейского яруса. Изучено несколько залежей нефти, приуроченных к наиболее приподнятым участкам залегания турнейских известняков, представленных чередованием артоногенно-обломочных сгустков и органно-шламовых разностей. Дебит скважины из турнейских известняков колеблется 0.1 - 5.2 м/с, с содержанием воды от 12% до 30%.
В разрезе многих скважин в бобриковском горизонте встречаются углеродисто-глинистые сланцы с прослоями и линзами каменного угля мощностью от 30 - 40 см до 19-30 м. Песчаники и алевролиты являются коллекторами нефти, имеют кварцевый состав. Всего насчитывается 6-8 пластов, нефтенасыщенными являются верхние 6-7 пластов.
До 1956 года было пробурено 4 глубоких разведочных скважин № 1,2,3,4, с глубиною около 2000м, вскрывшие бавлинские отложения. Эти скважины в общих чертах выявили соответствие тектоники нижнекамских и каменно угольных отложений и несоответствие их по девонским отложениям.
Первые разведочные скважины, согласно проекта, закладывались по треугольнику с расстоянием между скважинами 7-8км. Глубина составляла 1400м, с проектным горизонтом-турнейский ярус нижнего карбона. В задачу скважин ставилось выяснение и детализация тектоники и контура нефтеносности залежи нефти в угленосном горизонте. Была изменена методика. В основу была положена профильная сетка с расстоянием между скважинами и профилями 2 км.
В среднекаменноугольных отложениях по данным керна выделяются нефтеносные пласты, приуроченные к отложению следующих горизонтов: каширскому и верейскому. Нефтеносность пластов не равномерная. Геологическое строениевятской площади врезультате произведенногобурения глубоких разведочных и структурно-поисковых скважин изучено достаточно детально.
Общая мощность осадочных парод от верхнепермских до отложении бавлинской свиты составляет около 2075м. В геологическом строении площади принимают участие осадочные породы следующих геохронологических систем: додевонские /бавлинские/, девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные.

1.2 Стратиграфия

Геологический разрез Саузбашевского месторождения представлен отложениями четвертичной, неоногеновой, пермской, каменноугольной и девонской систем и додевонским (бавлинским) комплексом осадков.
Четвертичные отложения представлены почвенным слоем, аллювиальными и делювиальными отложениями. Толщина 40-90 метров.
Отложения неогена залегают с размывом и перерывом в осадконакоплении. Сложены глинами и галечниками. Толщина 0-20м. Верхний отдел пермской системы (уфимский и казанский ярусы) представлен переслаиванием красноцветных глин песчанистых, известняковых и песчаников коричневато-серых, разнозернистых, глинистых. Толщина 160-330 метров.
Нижний отдел пермской системы представлен кунгурским, артинским и сакмарским ярусами, состоящими из переслаивающихся доломитов, ангидритов, мергелей и известняков. Толщина 300-350 м.