Создан 22 февр. 2017 г., 22:40
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 2660
Санкт-Петербургский университет МВД России

Работа выверена, антиплагиат 75-80%.

Бесплатные файлы: плагиат.docx
Создан 29 авг. 2016 г., 10:57
257
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 6649
Альметьевский государственный нефтяной институт
Кристальное месторождение расположено в Красногвардейском районе Оренбургской области. В орогидрографическом отношении район приурочен к водоразделам рек Большого и Малого Кинеля, Боровки и Тока. В строении осадочного чехла района исследования принимают участие бавлинские, девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные отложения. В региональном тектоническом плане площадь исследования располагается в восточной части Бузулукской впадины. По товарной характеристике нефть высокосернистая (2,81%), смолистая (16,04%), высокопарафинистая (6,5%). Покрышкой пласта Т1 служат непосредственно перекрывающие его плотные аргиллиты и алевролиты елхово-радаевского и бобриковского горизонтов. Аргиллиты темно-серого цвета, плотные, тонкослоистые. Алевролиты темно-серые, плотные, глинистые. На разработку Кристального месторождения выполнено 7 проектных документов. Действующим проектным документом является «Дополнение к технологической схеме разработки Кристального месторождения Оренбургской области» (протокол ЗС ТО ЦКР № 1373 от 26.12.2014). В настоящее время турнейский объект разрабатывается единичными скважинами на естественном режиме, система разработки не сформирована. На 01.01.2016 г. накопленная добыча нефти составила – 362,1 тыс.т, жидкости – 745,7 тыс.т, текущий КИН – 0,136 д.ед (при утвержденном – 0,349 доли ед.), отбор от НИЗ – 39,1% при обводнённости продукции – 61,9%. Отмечающееся опережающее обводнение связано с тем что 3 скважины из 4-х перебывавших в добыче работали с высокой обводненностью из-за неоптимальных геологических условий. Максимальный уровень добычи нефти отмечается в 2007 году на уровне 20,1 тыс. т, при темпе отбора от НИЗ – 1,8%, от ТИЗ – 2,3 %. Объект находится на последней, завершающей стадии разработки. Основные положения действующего проектного документа выполняются, отклонения фактической добычи нефти от проектных уровней находятся в допустимых пределах. Начальное пластовое давление по пласту Т1 принято на уровне 22,3 МПа по Южному куполу и 19,6 МПа – по Северному куполу. Текущее пластовое давление в зонах отборов составляет 19,3 МПа, что на 3,0 МПа ниже первоначального значения. Уточнение гидродинамических параметров пластов осуществляется с помощью гидродинамических исследований, проведение которых рекомендуется и в дальнейшем с соблюдением технологических норм. В целом за 2011 – 2015 гг. планировалось проведение 11 мероприятий, из них ГКРП (6 мероприятий), ЗБС (2 операции), РИР и ОВП (3 скважино-операции). Фактически за рассматриваемый период проведено 13 ГТМ, запланированная программа ГТМ выполнена. Невыполнение объемов по проведению БОПЗ и бурению БС связано с объективными причинами – фактические результаты проведенных БОПЗ в скважинах 134 и 1206 и бурение бокового ствола из скважины 132 не дали ожидаемого эффекта. Таким образом, наиболее удачными видами ГТМ явились гидродинамические методы (оптимизация режима работы скважин). Бурение бокового ствола и БОПЗ не дали ожидаемого эффекта из-за неоптимальных геолого-технических условий. Для расчета перспективного плана добычи нефти турнейского объекта Кристального месторождения применялась эмпирическая методика, или характеристика вытеснения, Г.С. Камбарова на основании фактических данных предшествующего периода. Из полученных значений следует, что без применения ГТМ запроектированный КИН 0,349 не будет достигнут. Для довыработки запасов рекомендуется вовлечение всей площади залежи в разработку путем бурения новых скважин и боковых стволов, как это предусмотрено действующим проектным документом. На 01.01.2016 г. на Кристальном месторождении работают четыре добывающих скважины. Скважины 134, 137 и 1206 эксплуатируются при помощи электроцентробежных насосов (ЭЦН), скважины 132 переведена в консервацию из-за высокой обводненности продукции. Для насоса ЭЦН5-80-2250, установленного на скважине №1206, рабочая область по отбору жидкости составляет 60<80<125 м3/сут, т.е. проектный отбор жидкости 37 м3/сут данным типоразмером насоса находится за приделами рабочей области характеристик насоса. Следовательно, рекомендуется заменить работающий в скважине насос на ЭЦН5-45-2450. Проведенное экономическое обоснование и оценка результатов расчета показывает, что реализация настоящего технологического мероприятия по интенсификации процесса разработки турнейского объекта экономически целесообразна. Это позволяет рекомендовать его к внедрению на данном объекте и типовых ЭО ЦДНГ-8 ОАО «Оренбургнефть». Недра представляют собой многокомпонентную, весьма динамичную, постоянно развивающуюся систему, находящуюся под воздействием инженерно-хозяйственной деятельности человека. Концентрации веществ, определяемых в атмосферном воздухе месторождения составляют десятые и сотые доли ПДК и даже находятся за пределами нижней границы диапазонов измерений, применяемых аналитических методов. В ОАО «Оренбургнефть» разработан «Проект нормативов образования и лимитов размещения отходов», согласно которому проводится регулярная инвентаризация и учет всех отходов. В работе проведен: Литературный обзор «Технологии теплового и физико-химического воздействия на пласт» Патентный обзор на тему «Способы воздействия на пласт.» Специальный вопрос на тему «Провести анализ геолого-технологических мероприятий и их эффективность.» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1. Геологический разрез по линии I-I` 2. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин пласта Т1 3. Структурная карта по кровле проницаемой части пласта Т1 4. График разработки 5. Карта текущего состояния разработки пласта Т1 на 01.01.2016 г. 6. Карта накопленных отборов нефти пласта Т1 на 01.01.2016 г. 7. Электроценробежный насос, модуль-секция Спецификации к техническим чертежам
Создан 04 окт. 2016 г., 12:01
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 6649
Уфимский государственный нефтяной технический университет (УГНТУ)
Месторождение Сухановское в административном отношении находится в Нефтекумском районе Ставропольского края, в 48 км к юго-востоку от г. Нефтекумска. Гидрографическая сеть района развита слабо. Обеспечение глубоких скважин технической и питьевой водой производится из артезианских скважин, пробуренных до глубины 400 м. Грунтовые воды для питья не пригодны вследствие их высокой минерализации. Барремский ярус (IX пласт) сложен известняками темно-серыми с прослоями алевролитов аргиллитов и песчаников. Толщина яруса 10 м. Глубинные пробы нефти из залежи не отбирались, поэтому параметры приняты по аналогии с параметрами залежи K1brIX пласта месторождения Русский Хутор Северный. Поверхностная нефть легкая (0,825 г/см3), малосернистая (0,2 %), малосмолистая (4,29 %), содержание парафина 5,9 %, содержание асфальтенов 0,81 %. По проведенному пересчету запасов нефти и газа объемным методом остаточные извлекаемые запасы нефти и газа составили 59 тыс.т и 17,4 млн.м3 соответственно. Действующим проектным документом является «Дополнение к технологической схеме разработки Сухановского нефтегазоконденсатного месторождения», выполненный в 2014 г. Залежь нефти K1brIX IX пласта нижнемеловых отложений разрабатывается с 1992 г. На 01.01.2016 г. на залежи работают четыре скважины. Процесс поддержания пластового давления не осуществлялся. Всего на 01.01.2016 г. из залежи было извлечено 115,7 тыс. т нефти и 212,5 тыс. т жидкости. Максимальные отборы нефти были достигнуты в 2014 году – 20,7 тыс.т. За 2015 г. из залежи было извлечено 17,1 тыс.т нефти и 27 тыс.т жидкости. Текущий КИН равен 0,200, проектный – 0,301. Остаточные извлекаемые запасы нефти составляю 59 тыс.т. Выработка извлекаемых запасов оставляет 66,1%. в 1994-1995 гг., 2003 г., 2010-2011 гг. добыча на объекте не велась, по причине проблем технического характера, связанных с единственной скважиной, эксплуатирующей данный объект. В 2013 г. за счет ввода в эксплуатацию необводненного фонда снижается средняя обводненность продукции. Анализ динамики пластового давления показывает, что по K1brIX пласту нижнемеловых отложений текущее пластовое давление уменьшилось по сравнению с начальным значением на 5,5 МПа. Пластовые давления намного превышают соответствующие давления насыщения. Это связано с двумя основными факторами: активными водонапорными системами и малыми сроками разработки залежи. Таким образом, можно сделать вывод, что текущих энергетических запасов пласта вполне достаточно для осуществления процесса доразработки. Фактическая добыча нефти по пласту ниже проектной в 2015 году на 2,4 тыс.т. Средняя обводненность продукции ниже проектной только в последние два года эксплуатации. Для расчета перспективного плана добычи нефти по K1brIX пласту нижнемеловых отложений использовалась эмпирическая методика, или характеристика вытеснения, Г.С. Камбарова на основании фактических данных предшествующего периода. Расчет технологических показателей выполнен при условии, что объект будет разрабатываться существующим фондом скважин, без бурения новых. Анализируя полученные значения видно, что при существующей системе разработки без применения ГТМ запроектированный КИН 0,301 будет достигнут в 2023 г. На 01.01.2016 г. на залежи K1brIX работают четыре скважины. Первоначальный способ эксплуатации фонтанный. По мере прекращения фонтанирования осуществлялся перевод на механизированную добычу (УЭЦН). Все скважины работают в оптимальном режиме, т.е. режимы работы скважин соответствуют характеристикам насосов. Наиболее опасным осложнениями по эксплуатационным факторам являются: высокая пластовая температура; углекислотная коррозия; солеотложение; мех. примеси. Основная причина остановки скважин это эксплуатационные отказы: солеотложение, ГТМ, механические примеси, недостаточный приток. В меньшей степени влияние на надежность оборудования влияют конструкционные отказы. По методике Ю.И. Бородина проведен расчет подбора ЭЦН к скважине 133. Результат расчета - скважина 133 работает в оптимальном режиме и не требует ревизии насоса. Вследствие высокой обводнённости, основными осложнениями являются: коррозия нефтепромыслового оборудования и вынос мехпримесей. Проведенное экономическое обоснование и оценка результатов расчета показывает, что реализация настоящего технологического мероприятия по интенсификации процесса разработки Сухановского месторождения экономически целесообразна. Это позволяет рекомендовать его к внедрению на данном объекте и типовых ЭО ОАО «Ставропольнефтегаз». Состояние атмосферного воздуха в районе населенного пункта Г. Нефтекумска, расположенного близ рассматриваемого месторождения на существующее положение не вызывает опасений (концентрация ни по одному из вредных веществ не превышает ПДК). Состояние почвенно-растительного покрова территории Сухановского месторождения на существующее положение оценено как «ограниченно благоприятное». В работе проведен: Литературный обзор: «Технологии перехода скважин на другие горизонты как метод увеличения нефтеотдачи» Патентный обзор: «Технологии перехода скважин на другие горизонты» Специальный вопрос: «Рассчитать потребное количества реагентов для проведения СКО» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1. Геологический профильный разрез баремского яруса по линии I-I 2. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин баремского яруса 3. Структурная карта по проницаемой части кровли баремского яруса 4. График разработки 5. Карта текущего состояния разработки пласта К1brIХ на 01.01.2016 г. 6. Накопленная добыча нефти пласта К1brIХ на 01.01.2016 г. 7. Электроцентробежный насос модуль-секция Спецификации к техническим чертежам
Создан 04 окт. 2016 г., 12:19
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 6649
Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
В административном отношении Твердиловское месторождение расположено на территории Бузулукского района Оренбургской области. От районного центра г. Бузулук месторождение удалено на расстояние 34 км в северо-восточном направлении. В орографическом отношении месторождение расположено на водоразделе рек Боровка и Ток. Визейский ярус на Твердиловской площади представлен в полном объеме и подразделяется на нижневизейский (кожимский надгоризонт) и вехневизейский (окский надгоризонт) подъярусы. Отличительной особенностью его разреза в пределах западной части Самаркинской дислокации является наличие в нижней части мощной толщи терригенных пород. По состоянию изученности месторождения на 01.01.2016 г. в пределах рассматриваемого участка продуктивными являются отложения верейского горизонта (пласт А3), башкирского яруса (пласт А4), бобриковского горизонта (пласты Б2 и Б3), турнейского яруса (пласт Т1), пашийского (пласт Д0), бийского (пласт Д5) и койвенского (пласт Д6) горизонтов. В пласте А3 выделено три залежи нефти: в р-не скв.10, в р-не скв.8, в р-не скв.4. В районе скв.10 пробурены новые скважины 510 и 531. Все залежи пластовые сводовые литологически ограниченные, контролируются брахиантиклинальной складкой западного-северо-западного простирания и зонами замещения коллекторов. По товарной характеристике нефть пласта А3 сернистая (массовое содержание серы 1,35%), смолистая (13,94%), парафинистая (3,56%). Продуктивный пласт верейского горизонта (А3) представлен песчаниками, темно- серыми, средне- и мелкозернистыми, в различной степени пористыми, слоистыми, а также алевролитами, отличающимися от песчаников только размерностью зерен. В разделе проведен подсчет запасов нефти и растворенного в ней газа на 01 января 2016 г. по пласту А3. Балансовые/извлекаемые запасы нефти по категории С1 составили 711/216 тыс.т, что соответствует запасам на балансе ОАО «Оренбургнефть». Действующим проектным документом является «Дополнение к технологической схеме разработки Твердиловского нефтяного месторождения Оренбургской области», выполненное в 2013 г. Объект А3 разрабатывается с 2009 года. Средний дебит нефти и жидкости скважин действующего фонда составляет 4,6 и 8,9 т/сут. Низкие дебиты скважин и высокая обводненность объясняются сложным геологическим строением объекта, который представлен переслаиванием нефтенасыщенных и водонасыщенных коллекторов. В 2015 г. добыча нефти по объекту А3 составила 4,9 тыс.т, жидкости – 9,3 тыс.т при средней обводненности продукции 47,3%, отбор от НИЗ 13,1%. Фонд скважин три единицы. В 2015 г. организована система ППД – одна нагнетательная скважина. В пласт было закачено 4,7 тыс.т воды. На 01.01.2016 г. накопленная добыча нефти составила 28,2 тыс.т, жидкости – 41,1 тыс.т. Текущий КИН 0,04 при утвержденном 0,304. Пластовое давление в зонах отборов снижено относительно начального и на 01.01.2016 г. средневзвешенное давление по залежи (р-н скв.8) составило 11,8 МПа, что на 35,9% ниже начального (18,4 МПа). В районе скв. 10 пластовое давление на 01.01.2016 г. составило 17,1 МПа, что на 7% ниже начального (18,4 МПа). В декабре 2015 г. под закачку введена скв. 531, пробуренная в 2014 г. В насоящее время судить об эффективности заводнения на объекте не представляется возможным из-за короткого временного периода. В 2015 г. из залежей пласта А3 отобрано 4,9 тыс. т, что ниже проектного уровня (29,9 тыс. т). За последние 3 года обводненность выше проектной и к концу 2015 г. составила 47,3% при проектном уровне 25,8%, что обусловлено скважиной 510, введенной в эксплуатацию в 2014 году с высокой обводненностью (43,7%). Недостижение за 2015 г. проектных уровней добычи нефти обусловлено меньшим количеством введенных в 2013, 2014 и 2015 гг. добывающих скважин из бурения (одна при проектном количестве пять скважин). Проведенный расчет перспективного плана добычи нефти показал, что при существующей системе разработки, без применения ГТМ запроектированный КИН 0,304 не будет достигнут. Для достижения проектного КИН необходимо выполнять комплекс ГТМ, запланированных в проектном документе, а именно: Фонд скважин для бурения – две добывающие, ПНГ – шесть скважин в добывающий фонд, бурение БГС – три скв./опер., вывод из консервации – две скважины (переведены на другой объект), ОПЗ – восемь скв./опер. За период 2011 – 2015 гг. на Твердиловском месторождении проведено одно геолого-техническое мероприятие: глино-кислотная обработка призабойной зоны в скважине № 125 (июль 2011 г., пласт А4). Эффект от проведенного мероприятия длился 30 дней, дополнительная добыча нефти составила 42 т. Исходя из текущего состояния разработки объекта А3, основные направления по ее совершенствованию сводятся к вовлечению в разработку всех запасов, для этого необходимо рассмотреть возможность разбуривания верейского объекта самостоятельной сеткой скважин и организации системы ППД, для довыработки запасов рекомендуется использовать фонд скважин с других объектов и бурение БГС. По состоянию на 01.01.2016 г. в фонде числится шесть скважин: три добывающие (все действующие), одна нагнетательная (находится под закачкой), две скважины находятся в консервации. Коэффициент использования фонда – 1,0. Коэффициенты подачи ЭЦН составляют 0,76–0,77, что свидетельствует об их работе в оптимальной области. С целью обеспечения проектных дебитов скважин при дальнейшей разработке месторождения рекомендуется механизированный способ добычи нефти с помощью установок ШГН и ЭЦН. Проведен расчет по подбору УЭЦН в скважине №8. Для насоса ЭЦН5-25-2240, установленного на скважине №8, оптимальный отбор жидкости данным насосом составит 25 м3/сут, т.е. проектный отбор жидкости 21,4 м3/сут данным типоразмером насоса находится в рабочей области характеристик насоса. Следовательно, насос работает в оптимальном режиме и замены не требует. Особенностями состава извлекаемых из пластов флюидов и условиями эксплуатации скважин объясняется наличие осложнений, которые на Твердиловском месторождении наблюдаются в основном в виде АСПО, отложений мехпримесей, образования высоковязких водонефтяных эмульсий, коррозии оборудования. Таким образом, на месторождении необходимо применять весь имеющийся стандартный комплекс мероприятий по борьбе с осложнениями. Выполнение перечисленных в работе требований и рекомендаций создаст необходимую основу для надежного обеспечения запланированных показателей разработки. В результате проведенных расчетов полная себестоимость товарной добычи 1 т нефти на ЭО составила 19418,79 руб. Несмотря на все предусмотренные мероприятия, направленные на предупреждение загрязнения окружающей среды, нарушение экологических систем возможны. Уровень этих нарушений будет полностью зависить от выполнения всего комплекса мероприятий, неуклонного соблюдения технических и технологических норм, а также от экологической культуры работников. В работе проведен: Литературный обзор: «Методы увеличения нефтеотдачи в условиях разработки рассматриваемого месторождения» Патентный обзор: «Методы увеличения нефтеотдачи в условиях разработки рассматриваемого месторождения» Специальный вопрос: «Обоснование агентов воздействия на пласты и способов поддержания пластового давления» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1. Разрез I - I по линии скважин 3 - 10 - 11 продуктивного пласта А3 2. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин пласта А3 3. Структурная карта по кровле продуктивного пласта А3 верейского горизонта 4. График разработки 5. Карта текущих отборов жидкости пласта А3 на 01.01.2016 г. 6. Карта накопленных отборов нефти пласта А3 на 01.01.2016 г. 7. Электроцентробежный насос модуль-секция Спецификации к техническим чертежам
Создан 11 окт. 2016 г., 9:21
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 6649
Альметьевский государственный нефтяной институт
В административном отношении Южно-Неприковское месторождение расположено на территории Борского административного района в 90 км к востоку от г. Самары. Южно-Неприковское месторождение располагается в междуречье рек Самары и Кутулука. Каширский горизонт в верхней своей части представлен известняками светло-серыми и серыми, реже коричневыми, известняки органогенные и кристаллические, местами пелитоморфные, трещиноватые, неравномерно пористые. В нижней части каширского горизонта залегают известняки серые и темно-серые, органогенные и органогенно-обломочные, участками сульфатизированные, с включениями пирита. Толщина каширского горизонта – 81-100 м. В региональном тектоническом плане рассматриваемая площадь приурочена к северной части Бузулукской впадины, а по осадочным отложениям к юго-восточной прибортовой зоне Мухано-Ероховского прогиба, входящего в Камско-Кинельскую систему прогибов, представленного на данной территории увеличением толщины терригенных отложений нижнего карбона, включающих породы елховского, радаевского, бобриковского и тульского горизонтов. По товарной характеристике нефть пластов Ао` и Ао сернистая, малосмолистая, парафинистая и высокопарафинистая. Со времени ввода Южно-Неприковского месторождения в эксплуатацию было составлено 13 основных проектных документов. Дейстующим проектным документом на разработку месторождения является «Дополнение к проекту разработки Южно-Неприковского месторождения», выполненный в 2013 г. В разработке пластов Ао`Ао учавствуют совместные скважины, но в один объект эти пласты не выделялись. Поэтому анализ разработки этих обектов рассматривается отдельно. На 01.01.2016 г. накопленная добыча нефти пласта Ао`– 1703 тыс.т, жидкости – 5677,4 тыс.т. Отбор от НИЗ – 61,3% при обводненности 90%, текущий КИН - 0,313 при утвержденном 0,511. в 2015 г. добыча нефти пласта Ао составила 16 тыс.т. при средней обводненности 89,8%, добыча жидкости – 156,1 тыс. т. Среднегодовой дебит нефти составил 6,5 т/сут, жидкости –63,8 т/сут. Для обеспечения заданных или повышенных отборов нефти в добывающих скважинах рекомендуется проведение большеобъемных соляно-кислотных обработок (БСКО). По состоянию на 01.01.2016 г. в добывающем фонде пластов Ао`Ао числится 29 скважин, из них 12 скважин работают в периодическом режиме эксплуатации и две скважины остановлены на исследования. Таким образом, постоянно действующий фонд скважин составляет 15 единиц. Из них пять скважин эксплуатируются совместно. Все действующие скважины эксплуатируются с помощью установок ЭЦН. Скважины оборудованы установками ЭЦН с номинальной производительностью насосов 30-125 м3/сут. Более часто используются ЭЦН5-80 (5 скважин). Минимальный дебит нефти зафиксирован в скважинах №407, 477 и равен 1 т/сут, максимальный дебит - в скважине №408 и равен 20 т/сут. Минимальный дебит по жидкости зафиксирован в скважине №816, равен 22 м3/сут. Максимальный дебит по жидкости фиксируется в скважине №706 и равен 144 м3/сут. Средний дебит по жидкости равен 69,2 м3/сут. Минимальная обводненность зафиксирована в скважине №816 и ровна 49,3%. Максимальная обводненность зафиксирована в скважине №477, равная 97,8%. Минимальная глубина спуска насоса в анализируемом фонде равна 1339 м в скважине №407, максимальная – 1656 м в скважине №816. В среднем глубина спуска равна 1514 м. Минимальный динамический уровень равен 381 м в скважине №817, максимальный – 1413 м в скважине №498 и в среднем составил 986 м. Минимальный коэффициент подачи насоса составил 0,5, а максимальный – 1,7 и в среднем равен 1,1. Для оптимальной работы оборудования коэффициент подачи должен быть близок к единице. Большая часть скважин рассматриваемого фонда работает в оптимальном режиме, т.е. режимы работы насосов соответствуют характеристикам «Q-H» для данных типоразмеров насосов. На рассматриваемом объекте в 2015 г. произошло 4 отказа оборудования. Два отказа преждевременные - с наработкой до 180 суток. Причинами отказов стали: брак ПЭД - 1 отказ, снижение изоляции до 0 - 2 отказа, брак кабеля – 1 отказ. Средняя наработка на отказ по скважинам составила 391 сутки. Оптимизация работы фонда скважин имеет важное значение в процессе разработки. От правильного подбора депрессии на пласт и устойчивой работы скважин во многом зависит коэффициент нефтеотдачи. Правильность установленного режима работы скважин уменьшает или полностью предотвращает проявления осложняющих факторов (песок, парафин, соли, коррозия, газосодержание). Как показала практика, эффективность использования электроцентробежных насосов, в значительной степени зависит от правильности подбора УЭЦН к каждой скважине. Проведен расчет по подбору ЭЦН к параметрам скважины 803, которая эксплуатируется ЭЦН5-80-1400, коэффициент подачи составляет 1,4. Проведенный расчет показал, что для оптимальной работы скважины 803 рекомендуется во время ремонта скважины провести ревизию насоса на ЭЦН5-125-1000. Пять скважин добывающего фонда эксплуатируются совместно на пласты Ао`Ао. Данные скважины оборудованы УЭЦН с производительностью насосов 30-50 м3сут. Учет продукции с каждого пласта в отдельности вести не возможно, т.к. стандартное оборудование этого не позволяет. Поэтому, для разработки пластов Ао`Ао можно рекомендовать одновременно-раздельную эксплуатацию пластов. С помощью ОРЭ решаются такие задачи как:  Приобщение второго пласта, не изолируя существующий  Получение геофизических данных в режиме реального времени  Раздельный учет продукции Практика показала, что успешность и эффективность ОРЭ зависит от технического обеспечения и инженерного сопровождения технологии. В работе рассмотрены возможные схемы ОРЭ для применения на объекте Ао`Ао. Проведенное экономическое обоснование и оценка результатов расчета показывает, что реализация настоящего технологического мероприятия по интенсификации процесса разработки ЭО Южно-Неприковского месторождения экономически целесообразна (годовой прирост прибыли составляет 1270176 тыс.руб.). Это позволяет рекомендовать его к внедрению на данном объекте и типовых ЭО ЦДНГ ОАО «Самаранефтегаз». Комплексная оценка воздействия на окружающую среду, позволяет сделать вывод, о том, что природные условия в районе Южно-Неприковского месторождения являются ограниченно благоприятными по состоянию атмосферного воздуха, водного бассейна, и почвенного покрова. В работе проведен: Литературный обзор: «Применение забойных фильтров для борьбы с выносом песка из пласта» Патентный обзор: «Применение забойных фильтров для борьбы с выносом песка из пласта» Специальный вопрос: «Одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ) залежей Южно-Неприковского месторождения.» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1. Геологический профильный разрез по линии I-I 2. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин пласта Ао` 3. Структурная карта по кровле проницаемой части пласта Ао` 4. График разработки 5. Карта текущего состояния разработки пласта Ао` на 01.01.2016 г. 6. Анализ фонда скважин 7. Электроцентробежный насос модуль-секция Спецификации к техническим чертежам
Создан 12 окт. 2016 г., 11:25
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 5320
Самарский государственный технический университет (СамГТУ)
В административном отношении Бариновско-Лебяжинское газонефтяное месторождение расположено на территории Нефтегорского и Кинельского районов Самарской области, в 60 км к юго-востоку от областного центра г. Самара. В орогидрографическом отношении месторождение расположено на левобережье р. Самара. В районе Бариновско-Лебяжинского месторождения вскрыт осадочный чехол, слагаемый палеозойскими, мезозойскими, кайнозойскими породами, и архейский кристаллический фундамент. Максимально вскрытая толщина разреза Бариновско-Лебяжинского месторождения составляет 3490 м. В региональном тектоническом плане Бариновско-Лебяжинское месторождение расположено в пределах северо-западной части Бузулукскской впадины и приурочено к крупному тектоническому элементу II порядка – Кулешовскому валу. Месторождение является многокупольным и многопластовым. В настоящем дипломном проекте рассмотрены пласты окского надгоризонта (О-1,О-2,О-3) раннего карбона на Бариновском поднятии. Пористость по объекту составляет 12%, начальная нефтенасыщенность 85%, проницаемость достаточно низкая 0,016 мкм2. Пластовая нефть относится к особо легким – с плотностью 822,0 кг/м3, с незначительной динамической вязкостью 4,00 мПа•с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 3,87 МПа, газосодержание при однократном разгазировании – 30,40 м3/т. По результатам расчета дифференциального разгазирования: плотность нефти составила 850,0 кг/м3, газосодержание – 24,50 м3/т, объёмный коэффициент – 1,070, динамическая вязкость разгазированной нефти – 15,10 мПа•с. Пробная эксплуатация пластов объекта началась в 1974 г. в скв.400. За пять месяцев работы скважина отобрала 1,2 тыс.т нефти, за следующий год добыча выросла в 20 раз и составила 19,7 тыс.т. В период 1976-1979 гг. на залежь было пробурено девять скважин. Практически все добывающие скважины вступали в эксплуатацию с водой. Максимальная добыча нефти 173,1 тыс.т (10,3% от НИЗ) была получена в 1977 г., при годовых отборах жидкости 302,8 тыс.т и текущей обводненности добываемой продукции 42,8%. В добыче пребывало 6 скважин с дебитами 121,5 т/сут по нефти и 212,5 т/сут по жидкости. Годовые отборы жидкости стремительно росли, однако из-за быстрого роста обводненности, добыча нефти уже с 1978 г. начала снижаться. В 1980 г. на залежи начато поддержание пластового давления путем закачки воды в скв.354, в 1990г. была введена еще одна скв.402. В 2015г. было добыто 26,53 тыс.т нефти (1,6% от НИЗ), жидкости – 502,1 тыс.т, среднегодовая обводненность достигла 94,7%. Средний дебит нефти одной скважины в 2015г. – 5,8 т/сут, жидкости – 110,0 т/сут. В объект закачано 42,4 тыс.м3 при текущей компенсации 9,7%. Среднегодовая приемистость двух нагнетательных скважин 47,2 м3/сут. На 01.01.2016г. суммарно отобрано 1442,7 тыс.т нефти (85,8% от НИЗ), жидкости – 13502,5 тыс.т, текущий КИН равен 0,393 при утвержденном 0,458. Суммарная закачка в объект составляет 1722,3 тыс.м3 при накопленной компенсации 14,3%. Начальное пластовое давление принято равным 22,3 МПа по замерам в разведочных скважинах при вводе их в эксплуатацию. В начальный период разработки замеры пластовых давлений были единичными или не проводились вовсе. В 2015 г. текущее пластовое давление по скважинам изменяется в пределах 14,3-24,2 МПа в среднем составляя 19,5 МПа при принятом начальном 22,3 МПа. Таким образом, в зонах повышенных отборов очаги нагнетания необходимы. Действующим проектным документом на разработку месторождения является «Дополнение к технологическому проекту разработки Бариновско-Лебяжинского газонефтяного месторождения Самарской области» [1], выполненное ООО «СамараНИПИнефть». В 2014,2015 гг. фактические отборы нефти отставали от проектных на 15,4-37,9%, фактические отборы жидкости превышали проектные на 30,6-58,6%. Отставание обусловлено менее благоприятной динамикой обводнения продукции (факт – 90,4-94,7%, проект- 85,2-86,5%), а также меньшим фондом скважин из-за большего фактического выбытия скважин по сравнению с заложенным в проекте (2 против 1). На 01.01.2016г. в действующем фонде 13 добывающих (в т.ч. одна – совместная с пласта Б-2, две – с пласта В-1) и две нагнетательные (одна из которых в режимной остановке) скважины. В пьезометрическом фонде пласта числятся 12 скважин, в т.ч. 11 из добывающего фонда и одна скважина из нагнетаельного фонда. Ликвидированный фонд – две скважины. Практически весь действующий фонд - высокодебитный и высокообводненный, что говорит о необходимости проведения работ по выяснению причин обводнения (пластовая вода или негерметичность колонны) с проведением дальнейших работ по ограничению водопритока в скважинах. Все скважины оборудованы УЭЦН. Анализ скважин, оборудованных УЭЦН на объекте показывает, что применяются следующие типоразмеры насосов – от ЭЦН-30 до ЭЦН-400. Насосы в скважинах спущены на глубину 1196-2006 м, динамический уровень в скважинах находится на отметках 0-1348 м, в трех скважинах установлен пакер. Для обеспечения эффективной и экономичной работы скважины 515 объекта О1-3 рекомендуется во время следующего ППР или ТРС провести смену насоса ЭЦН5-30-1950 на оптимальный для режима работы данной скважины ЭЦН5-18-2000 согласно расчету, приведенному в дипломе. В период с 2010 по 2015 гг. за счет методов повышения нефтеотдачи на объекте О1-3 общая дополнительная добыча нефти составила 86,8 тыс.т. В основном за последние пять лет были проведены мероприятия, направленные на интенсификацию добычи нефти – ОПЗ, вводы из бездействия, дополнительная перфорация, интенсификация добычи нефти (ИДН). Единичными мероприятиями были ремонтно-изоляционные работы (РИР) и планово-предупредительный ремонт (ППР). Можно сделать вывод об эффективности проведения ГТМ на скважинах объекта О1-3, все операции проведенные в период 2010-2015 гг. оказались успешными, прирост за 1 скв.-операцию составлял 0,4-12,5 тыс.т, в среднем 3,6 тыс.т. В дальнейшем необходимо продолжить проведение работ на существующем фонде с привлечением транзитного фонда других горизонтов. Проведенное экономическое обоснование показывает, что проведение обработок кислотными составами экономически целесообразна: по расчету годовой объем добычи нефти может увеличиться на 12,7%, что обеспечит снижение себестоимости добычи 1 тонны нефти на 0,12%. Годовой прирост прибыли в результате реализации мероприятия составит 25169,7 тыс.руб., что позволяет сделать вывод об эффективности проведения мероприятия. С учетом особенностей геологического строения коллекторов, физико-химической характеристики насыщающих флюидов, а также режима работы залежей и скважин, для обеспечения рациональных темпов отбора продукции на объекте О1-3 Бариновско-Лебяжинского месторождения рекомендованы следующие методы воздействия на пласты и призабойную зону скважин: • Гидравлический разрыв пласта • Обработка призабойных зон кислотными составами • Работы по ограничению водопритоков • Потокоотклоняющая технология с использованием состава «Карфас» Все действующие скважины объекта О1-3 уже достаточно обводнены, поэтому для обработки призабойных зон таких скважин рекомендуются комплексные обработки. Однако при вводе новых скважин с других пластов или бурении боковых стволов, необходима очистка призабойной зоны, что рекомендуется делать соляной кислотой. Поэтому в разделе приводится расчет потребного количества реагента для проведения СКО на объекте О1-3. В дипломе рассмотрены мероприятия по предупреждению осложнений при эксплуатации скважин и борьбы с ними. В целом по объекту О1-3 необходимо провести ревизию фонда добывающих скважин, после чего, рассмотреть вопрос о переводе высокообводненных и малодебитных скважин на вышележащие горизонты или ликвидации, подобрать, если представляется возможным скважины для перестрела с улучшением условий вскрытия или зарезки БС. Также, в зоны, неохваченные разработкой, наметить к переводу с нижележащих пластов добывающие скважины. В работе проведен: Литературный обзор: «Проведение ремонтно-изоляционных работ для ограничения водопритока в скважинах» Патентный обзор: «Проведение ремонтно-изоляционных работ для ограничения водопритока в скважинах» Специальный вопрос: «Мероприятия по предупреждению осложнений при эксплуатации скважин и борьбы с ними» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1. Схематический геолого-литологический профиль продуктивных пластов О-1+ О-2+ О-3+ О-4 окского надгоризонта по линии скважин I-I 2. Структурная карта кровле проницаемой части пластов окского надгоризонта 3. Карта начальных нефтенасыщенных толщин пластов окского надгоризонта 4. Карта текущих отборов жидкости пластов окского надгоризонта Бариновско-Лебяжинского месторождения (по состоянию на 01.01.2016 г.) 5. Карта суммарных отборов нефти пластов окского надгоризонта Бариновско-Лебяжинского месторождения (по состоянию на 01.01.2016 г.) 6. График разработки объекта О1-3 7. Электроцентробежный насос модуль-секция Спецификации к техническим чертежам
Создан 29 авг. 2016 г., 11:34
260
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 5320
Уфимский государственный нефтяной технический университет (УГНТУ)
Крымское месторождение расположено на территории Крымского района Краснодарского края в 80-ти км на запад-юго-запад от г. Краснодара. С севера на юг, пересекая нефтеносную площадь, протекают не-большие реки: Шибик, Куафо и Вторая, берущие свое начало в предгорьях. Источниками рек являются выходы меловых вод на дневную поверхность, но основное питание гидросеть получает за счет атмосферных осадков. В строении Крымской антиклинали, во вскрытой ее части, принимают участие породы от верхнемеловых до эоценовых (белоглинская свита). Физико-химические свойства нефти кумского горизонта охарактеризованы 8 глубинными и 8 поверхностными пробами. При дифференциальном разгазировании нефть имеет плотность 0,880 г/см3, газосодержание – 55,5 м3/т, газовый фактор – 142 м3/т, вязкость пластовой нефти составляет 2,0-2,3 мПа*с. Нефть содержит серы 0,42 %, асфальтенов и смол 20,1 %, парафина 1,3%. Основными коллекторами кумского горизонта являются прослои алевролитов и реже песчаников, отделенных друг от друга глинистыми разделами мощностью от нескольких сантиметров до 7-8 м. Остаточные извлекаемые запасы нефти и газа составили 8,2 тыс.т и 1000,4 тыс.м3 соответственно. Действующим проектным документом является «Технологический проект разработки Крымского месторождения», выполненный ООО «НК «Роснефть» - НТЦ» в 2014 г. Залежь кумского горизонта введена в разработку позже всех остальных залежей – в 1990 г., с начальной обводненностью порядка 30%. Все скважины работали фонтанным способом, и в настоящее время, при обводненности более 90%. Залежь кумского горизонта характеризуется самым высоким текущим и утвержденным КИН (0,477 и 0,500, соответственно) и самой высокой обводненностью продукции. Залежь кумского горизонта разрабатывается при активном водонапорном режиме. На 01.01.2016 г. из залежи кумского горизонта добыто 173 тыс. т нефти, текущий КИН составляет 0,477 при обводненности 90%. Добыча нефти за 2015 г. составила 2,0 тыс.т, жидкости 20,6 тыс.т, при средних дебитах по нефти 1,9 т/сут, по жидкости 19,6 т/сут. Степень выработки извлекаемых запасов – 95,3%. Всего на залежи перебывало в эксплуатации на нефть 17 скважин. На 01.01.2016 г. залежь кумского горизонта разрабатывается 3 скважинами. По состоянию на 01.01.2016 г. разработка залежи кумского горизонта находится на завершающем этапе разработки – отбор от НИЗ составляет 95,6%. По кумскому горизонту выполнено только одно из запланированных мероприятий. Скважина 243 после дополнительной перфорации переведена на ШГН, но сразу выбыла по техническим причинам и на 01.01.2016 г. находится в ожидании ликвидации. Также кроме проектных мероприятий была проведена дополнительная перфорация в скважине 267 и крепление призабойной зоны в скважине 259. Все проведенные мероприятия были эффективными и позволили удержать средний дебит нефти на 15% выше проектного. Но проектные показатели не достигаются, т.к. мероприятия были проведены не в полном объеме. Обводненность действующих скважин выше проектной всего на 1,6%, действующий фонд скважин в 2 раза меньше проектного. В период с 2013 по 2015 было проведено 15 замеров пластового давления по 5 скважинам, значение изменяется от 11,2 до 21,2 МПа, составляя в среднем по горизонту 20,1 МПа. В период с 2013 по 2016 годы самыми эффективными были: обработка призабойной зоны и ГРП. Для расчета перспективного плана добычи нефти кумского горизонта применялась эмпирическая методика, или характеристикой вытеснения, Г.С. Камбарова на основании фактических данных предшествующего периода. Расчет технологических показателей выполнен для условий, что объект будет разрабатываться без применения ГТМ. Из полученного расчета можно сделать заключение, что без применения ГТМ утвержденный КИН 0,500 будет достигнут в 2020 г., что говорит об эффективной системе разработки. По состоянию на 01.01.2016 г. на кумском горизонте в добывающем фонде числится 3 скважины. Скважины оборудованы установками ЭЦН с номинальной производительностью 30 – 45 м3/сут. Две скважины работают в режиме периодической эксплуатации. Приведен расчет на скважине 283, которая эксплуатируется ЭЦН5-45-1300 с дебитом жидкости 49 м3/сут. Результат расчета показал, что для обеспечения оптимальной работы скважины 283 нет необходимости заменять работающий в скважине насос ЭЦН5-45-1300. Осложнения при эксплуатации скважин на месторождении вызваны следующими причинами: – мехпримеси; – влияние свободного газа; – смолопарафиновые отложения. Механические примеси На месторождении ведётся замер и учёт поступления мехпримесей (КВЧ). По данным техрежима весь фонд скважин осложнён поступлением мехпримесей из пласта, ряд скважин является пробкообразующими. Причиной, предопределяющей осложнения из-за влияния свободного газа, является высокий газовый фактор продукции, по отдельным скважинам превышающий 900 м3/т. Основным приёмом предотвращения попадания газа на приём насосов является погружение под динамический уровень, которое в условиях Крымского месторождения составляет от 40 до 880 м, в среднем составляя 234 м. Так же для устранения вредного влияния свободного газа, приводящего к снижению коэффициента подачи или срыву подачи, применяются газовые сепараторы. Содержание в продукции скважин смоло-парафиновых веществ приводит к образованию отложений во внутрискважинном и наземном оборудовании. Отложения образуются при охлаждении газонефтяного потока до температуры ниже температуры насыщения нефти АСПВ вследствие теплообмена через стенки подъёмной и эксплуатационной колонн. На месторождении применяются промывки скважин горячей водой и пропарки НКТ
Создан 12 окт. 2016 г., 12:05
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 6649
Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
В административном отношении Бариновско-Лебяжинское газонефтяное месторождение расположено на территории Нефтегорского и Кинельского районов Самарской области, в 60 км к юго-востоку от областного центра г. Самара. В орогидрографическом отношении месторождение расположено на левобережье р. Самара в её среднем течении и занимает часть северо–восточного склона водораздела рек Самара и Чапаевка. В районе Бариновско-Лебяжинского месторождения вскрыт осадочный чехол, слагаемый палеозойскими (девонская, каменноугольная, пермская система), мезозойскими (триасовая и юрская система), кайнозойскими (неогеновая и четвертичная система) породами, и архейский кристаллический фундамент. Для геологического строения района характерно общее моноклинальное погружение пород в сторону Прикаспийской впадины, что обуславливает увеличение толщины осадочного чехла в этом направлении. Район характеризуется региональным погружением слоев по всем отложениям в юго-восточном и в южном направлении, на фоне которого выделяется ряд поднятий и структурных зон. В составе месторождения рассматриваются собственно Бариновское и Лебяжинское, Парфеновское, Терешкинское, Тополевское, Ростошинское и Южно-Промысловое поднятия. В составе Лебяжинского поднятия выделяются Восточный и Северо-Восточный купола, в составе Парфеновского – Северо-Парфеновский и Южно-Парфеновский купола. Примыкающее с запада двухкупольное Парфеновское брахиантиклинальное поднятие морфологически более выражено в отложениях нижнего карбона. В пределах Южно-Парфеновского купола геологическое строение отложений нижнего карбона осложняется приуроченностью его к пограничной области окского ангидритового плато, развитого на юге Самарской области. В пределах плато прослеживаются достаточно мощные ангидритовые прослои, которые замещаются карбонатными отложениями за его границами. Месторождение является многокупольным и многопластовым. В настоящем дипломном проекте рассматривается пласт О2 Южно-Парфеновского купола. На Южно-Парфеновском куполе, расположенном в границах ангидритового плато, развитие окских отложений происходило в краевой части сульфатнонакопляющей лагуны, что определяет их иную литологическую характеристику. Общая эффективная толщина в целом по пласту изменяется от 4,5 до 7,7 м, суммарная нефтенасыщенная толщина – от 4,3 до 7,5 м. В разрезе выделяется один, реже два проницаемых пропластка, невыдержанных по толщине. Толщина пористых прослоев доломитов колеблется от 0,4 до 7,5 м, а толщина разделяющих их плотных разностей варьирует в пределах – 0,6-1,3 м. Коэффициент доли коллектора в границах залежи составляет 0,97, расчлененность – 1,3. Залежь пластовая сводовая. Ширина водонефтяной зоны незначительна и колеблется в пределах 25-175 м. Размеры залежи в плане составляют 2,6x2,3 км, высота – 31,5 м. Плотность пластовой нефти – 802,0 кг/м3, динамическая вязкость пластовой нефти – 2,72 мПа•с. Соответственно, нефть относится к особо легким и с незначительной вязкостью. По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,74%), смолистая (6,88%), парафинистая (4,50%). Бариновско-Лебяжинское газонефтяное месторождение является многокупольным, многопластовым и разрабатывается с 1967 г. Впервые Парфеновкий купол был рассмотрен в работе «Проект разработки Бариновско-Лебяжинского нефтяного месторождения» 1992 г. По данному куполу ранее было выполнено пять проектных работ. Действующим проектным документом на разработку месторождения является «Технологический проект разработки Бариновско-Лебяжинского газонефтяного месторождения Самарской области» 2013 г. В 2013-2014 гг. наблюдается соответствие отборов нефти (расхождение не более 6%). Фактический фонд в 2013 г. 11 скважин превышал проектный на одну скважину, в 2014 г. - 7 скважин отставал от проектного на две скважины. Объект О-2 Южно-Парфеновского поднятия разрабатывается с 1984 г. В 1989 г. фонд добывающих скважин достиг максимального значения, из объекта отобрано 29,8 тыс.т нефти, обводненность возросла до 20,1%. Разработка залежи с 2003 по 2007 гг. характеризовалась резким падением добычи нефти и ростом обводненности. В 2009 г. по пласту достигнут максимум в добыче нефти – 33,0 тыс.т (2,2% от НИЗ) при среднем дебите по нефти 7,3 т/сут, по жидкости – 15,4 т/сут и обводненности – 52,6%. Дальнейшая разработка сопровождалась снижением отборов как нефти так и жидкости. С 2014 г. объект разрабатывается с ППД, под закачку переведены добывающие скв.106 и 108 с совместной перфорацией с пл.О-1. В 2015 г. добыто 17,9 тыс.т нефти (1,2% от НИЗ), жидкости – 59,1 тыс.т, закачано 108,9 тыс.м3 воды, среднегодовая обводненность достигла 69,8%. На 01.01.2016 г. суммарно отобрано 492,0 тыс.т нефти (33,4% от НИЗ), жидкости – 917,2 тыс.т, текущий КИН равен 0,152 при утвержденном 0,456. Текущее пластовое давление по скважинам изменяется в пределах 8,1-20,9 МПа в среднем составляя 15,6 МПа при принятом начальном 21,2 МПа. В 2015 г. наблюдается превышение в добыче нефти на 19%, в добыче жидкости на 80%. При меньшем фактическом фонде 6 скважин против запроектированных 8 скважин, это объясняется более высокой производительностью скважин, чем проектные величины. За период 2011-2015 гг. на пласте О-2 Южно-Парфеновского купола выполнены виды ГТМ: 1 ввод из бездействия, 1 перевод с нижележащего горизонта, 5 кислотных обработок и на нагнетательном фонде 1 ГРП и увеличение приемистости. Наибольшая дополнительная добыча нефти получена от проведения кислотных обработок – 1,511 тыс.т или 0,302 тыс.т на 1 скв.-опер. По состоянию на 01.01.2016 г. фонд добывающих скважин включает 6 действующих и 4 пьезометрических скважин. Нагнетательный фонд состоит из 3-х действующих скважин. Специальный фонд включает в себя 1 водозаборную скважину. В общей сложности добыча из пласта О-2 велась 14 скважинами. Закачка велась в три нагнетательные скважины, из них в две - совместно с пл.О-1. Глубина спуска насосов по скважинам находится в пределах 1434,5 – 1960 м, динамический уровень по скважинам 599 – 1690 м, в среднем 1140 м. Забойное давление на скважинах находится в пределах 28,0-110,7 атм. Давление насыщения по пласту О-2 составляет 69,8 атм, в нашем случае три из пяти скважин эксплуатируются с забойным давлением ниже давления насыщения. Разработка пласта О-2 Южно-Парфеновского поднятия Бариновско-Лебяжинского месторождения ведется недостаточно эффективно. Остаточные извлекаемые запасы, можно предположить, сосредоточены в недренируемых зонах в центральной части залежи. Для достижения утвержденного значения КИН необходимо внедрение геолого-технических мероприятий, направленных на увеличение охвата залежи разработкой. На данном этапе можно рекомендовать следующие мероприятия: - ввод под добычу скважин пьезометрического фонда после проведения соответствующих работ по устранению причин простоя; - бурение проектных добывающих скважин; - усиление системы заводнения путем перевода под закачку добывающих скважин; - мероприятия по физико-химическому воздействию на ПЗС. Из физико-Химического воздействия рекомендуется: - для интенсификации притока – соляно-кислотные обработки (СКО); - для изоляция водопритока - селективные методы изоляции водопритока с использованием полимерных композиций (VEК, ПолиРИР); - для вовлечения в работу слабодренируемых прослоев, выравнивания профиля приемистости (ВПП) в нагнетательных скважинах карбонатных пластов – использование потокоотклоняющей технологии. с использованием состава «Карфас», состоящего из карбамида, хлорида алюминия и некоторых химических добавок. Осложнения, которые могут возникнуть при работе внутрискважинного оборудования – это формирование АСПО, солеотложения, вынос песка в скважину. Для борьбы с АСПО рекомендуются следующие методы защиты от АСПО: применение скребков, очистки НКТ с помощью горячей нефти, химизация скважин, применение технологии теплоизоляции и электроподогрева устьевой арматуры и коллекторов. Для предупреждения и борьбы с солеотложениями рекомендуется применение магнитных активаторов МАС42/62-2, МАС73/130, магнитный аппарат «МАГ-1» и применение ингибиторов: «ПАФ-13А», «ПАФ-13А – зимняя форма», «Акватек-511, Акватек-512, Акватек-515, Акватек-525». Для предупреждения и борьбы с мехпримесями рекомендуется после ремонта целесообразно проводить очистку забоев, производить контроль за выносом мехпримесей и применять гравийные и противопесочные фильтры различных конструкций. В работе проведен: Литературный обзор: «Методы интенсификации добычи нефти» Патентный обзор: «Кислотные обработки» Специальный вопрос: «Расчет технологических показателей на прогноз (при текущем состоянии) с использованием характеристик вытеснения» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1. Схематический геолого-литологический профиль пластов O-1, O-2 по линии I-I 2. Структурная карта по кровле проницаемой части пласта О-2 окского надгоризонта Южно-Парфёновского купола 3. Карта начальных нефтенасыщенных толщин пласта О-2 окского надгоризонта Южно-Парфёновского купола 4. Карта текущих отборов жидкости пласта О2 (по состоянию на 01.01.2016 г.) 5. Карта суммарных отборов нефти пласта О2 (по состоянию на 01.01.2016 г.) 6. График разработки объекта О2 7. Электроцентробежный насос модуль-секция Спецификации к техническим чертежам
Создан 12 окт. 2016 г., 12:37
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 5320
Уфимский государственный нефтяной технический университет (УГНТУ)
В административном отношении Белозерско-Чубовское нефтяное месторождение расположено на территории Красноярского административного района Самарской области, на расстоянии 45 км к северо-востоку от областного центра г. Самара. В орогидрографическом отношении район приурочен к междуречью Самары, Большого Кинеля и Сока. Гидрографическая сеть района представлена р. Сок и речкой Падовкой. На участке Белозерско-Чубовского месторождения геологический разрез представлен девонскими, каменноугольными, пермскими, средней юры, неогена и четвертичными отложениями, залегающими на породах кристаллического фундамента. Максимально вскрытая наибольшоя толщина осадочных отложений составляет 2862 м. В региональном тектоническом плане Белозёрско-Чубовское месторождение находится в Сокской седловине севернее на 2-5,2 км от Жигулёвско-Пугачёвского свода – тектонических элементов I порядка. Месторождение включает в себя два поднятия: Белозёрское и Чубовское, которые находятся в пределах северного ответвления Жигулевско-Самаркинской системы валов, крупной структуры II порядка. Промышленные залежи нефти приурочены к отложениям верейского горизонта (пласт А-2 (А2-1, А2-2), А-3), башкирского яруса (пласт А-4) среднего карбона; тульского горизонта (пласт Б-0), бобриковского горизонта (пласт Б-2+Б-3), турнейского яруса (пласт В-1) нижнего карбона; тиманского горизонта (пласт ДК), пашийского горизонта (пласт Д-I) верхнего девона. Продуктивный пласт А-4 залегает в верхней части башкирского яруса. Выделено четыре залежи нефти. Все залежи массивного типа. Коэффициент песчанистости по залежам составляет от 0,38 до 1,0. Расчлененность составляет 1,0-4,6. Пористость пласта по залежам находится в пределах 11-12%, начальная нефтенасыщенность 80-81%. Проницаемость по пласту принята равной 0,004 мкм2. Плотность пластовой нефти – 825,0 кг/м3, плотность в поверхностных условиях - 854,0 кг/м3. Динамическая вязкость пластовой нефти – 6,20 мПа×с, в поверхностных – 11,94 мПа×с. По товарной характеристике нефть высокосернистая, смолистая, парафинистая. Минерализация пластовых вод составляет 252,93 г/дм3, плотность в стандартных условиях 1,1670 г/см3 (в пластовых условиях 1,1642-1,1645 г/см3). Вязкость в пластовых условиях в среднем равна 1,54-1,55 мПа×с. Белозерско-Чубовское месторождение включает в себя Белозерскую и Чубовскую площади, считавшиеся ранее самостоятельными месторождениями. В разработке на Белозерско-Чубовском месторождении находятся залежи пласта А-4 на Западном и Центрально-Восточном участке. Так как залежи обособлены и не связаны между собой гидродинамически, следует каждую рассматривать как отдельный объект разработки. Пласт А-4 Западный участок Залежь пласта А-4 на Западном участке введена в разработку в 1962 г. Максимальный отбор нефти - 3,441 тыс. т - достигнут в 1987 г. при темпе отбора от НИЗ 0,5% и фонде скважин пять единиц. Обводненность продукции составляла 37%. До 1997 г. разработка залежи велась высокими темпами 0,4-0,5% от НИЗ. В 2002-2013 г.г. проводимые на залежи геолого-технические мероприятия позволили увеличить добычу нефти к 2012 г. до 2,3 тыс. т и снизить обводненность продукции до 18,9%. В связи с увеличением отборов нефти величина пластового давления в скв.22 снизилась до 2,9 МПа, что привело к снижению давления в целом по залежи. В 2013 г. организовано очаговое заводнение путем перевода скв.409 с нижележащего пласта Б-2 под закачку воды. Всего в эксплуатации на залежь пребывало 10 скважин, из них одна скважина нагнетательная под закачкой. Плотность сетки скважин 89,9 га/скв. В эксплуатационном фонде к концу 2015 г. осталось 4 скважины. В добывающем фонде три действующие, оборудованные ШГН, в нагнетательном фонде – одна под закачкой. В 2015 г. из залежи отобрано 2,403 тыс. т нефти, что составляет 0,4% от НИЗ, 3,287 тыс. т жидкости. Текущая обводненность продукции 26,9%. Средние дебиты скважин составляют 2,2 т/сут по нефти, 3,0 т/сут по жидкости. Объем закаченной в пласт воды составляет 156,706 тыс. м3 при средней приемистости нагнетательной скважины – 430,1 м3/сут. Всего по состоянию на 01.01.2016 г. из залежи добыто 73,996 тыс. т нефти и 157,952 тыс. т жидкости. Основная доля от накопленной добычи нефти (40%) в целом по залежи приходится на скв.20. Степень выработки НИЗ составила 11,3%, текущий КИН 0,034, при утвержденном 0,300. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составляет 237,4%. Начальное пластовое давление по залежи принято на уровне 11,81 МПа. Начальная температура пласта – 23,5 ºС. После 2001 г. по залежи наметилась тенденция к снижению пластового давления. В эксплуатации на залежь пребывало три добывающих скважин (скв.20, 22, 104), при этом в зоне отборов скв.22 зафиксированы значения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом (до 2,9 МПа), что повлияло на динамику в целом по залежи. Текущее пластовое давление в целом по залежи составляет 7,9 МПа, что на 3,91 МПа ниже начального. Пласт А-4 Центральный+Восточный участок Залежь пласта А-4 Центрального+ Восточного участка введена в разработку в июле 1965 г. Разработка залежи велась до 1976 г. одной скважиной низкими темпами, не превышая 0,2% от НИЗ. В 1978 г. после ввода в эксплуатацию еще четырех скважин был достигнут первый максимум добычи нефти - 17,990 тыс. т или 0,6% от НИЗ при средней обводненности продукции скважин 11,1%. В дальнейшем, несмотря на увеличение фонда добывающих скважин в процессе эксплуатационного разбуривания темпы годовых отборов не превышали 0,5% от НИЗ. С 2002 г. по 2007 г. на залежи проводились геолого-технические мероприятия, направленные на интенсификацию добычи нефти и ограничение водопритока к забоям скважин. В связи с этим в 2006 г. достигнут второй максимум отбора нефти по залежи - 95,205 тыс. т или 3,3% от НИЗ при фонде действующих добывающих скважин 22 единицы и обводненности 57,5%. За весь период разработки в эксплуатации на залежь пребывало 54 скважины, в том числе две под закачкой воды. Плотность сетки скважин 44,1 га/скв. В 2015 г. из залежи отобрано 65,025 тыс. т нефти, что составляет 2,3% от НИЗ, 143,079 тыс. т жидкости. Текущая обводненность продукции 54,6%. Средние дебиты скважин составляют 6,3 т/сут по нефти, 13,8 т/сут по жидкости. Объем закаченной в пласт воды составляет 117,939 тыс. м3 при средней приемистости 169,5 м3/сут. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой 79,5%. Всего по состоянию на 01.01.2016 г. из залежи добыто 1119,578 тыс. т нефти и 2714,979 тыс. т жидкости. Основная доля от накопленной добычи нефти (32,9%) в целом по залежи приходится на скв.228. Степень выработки НИЗ составил 39,3%, текущий КИН 0,118, при утвержденном 0,300. За весь период в пласт закачено 261,521 тыс. м3 воды. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составляет 9,4%. Начальное пластовое давление по залежи принято равным 11,82 МПа. Начальная температура пласта – 23,5 ºС. До 2002 г. разработка залежи осуществлялась низкими темпами отборов нефти (не более 0,5% от НИЗ). Единичными замерами в скважинах зафиксировано незначительное снижение пластового давления в залежи до 9,9 МПа, что на 1,9 МПа ниже начального. На Восточном участке залежи снижение пластового давления не зафиксировано. В зоне отборов добывающих скважин среднее пластовое давление оставалось на уровне 10 МПа. Текущее пластовое давление в целом по залежи составляет 10,2 МПа, что 1,62 МПа ниже начального. За весь период разработки месторождения было выполнено 10 проектно-технологических документов, в которых анализировалось состояние эксплуатации нефтяных залежей, в той или иной степени совершенствовались технология разработки эксплуатационных объектов, осуществлялся прогноз технологических показателей, уточнялись запасы нефти и значения конечных коэффициентов нефтеизвлечения. В 2009 г ООО «Технологический центр Б.Ф. Сазонова» выполнил «Дополнение к проекту разработки Белозерско-Чубовского месторождения», являющимся действующим на период 2011-2013 гг. С 2014 г. действующим проектным документом на разработку Белозерско-Чубовского месторождения является «Дополнение к проекту разработки …» [1], выполненное в 2014 г. ООО «СамараНИПИнефть». По рассматриваемому пласту А-4 выделено следующее: Выделение четырех объекта А-4: Западный участок, р-он скв.203, Центральный+Восточный участок, р-он скв.273; разработка объектов А-4 Западного участка, А-4 Центрального+Восточного участка с поддержанием пластового давления очаговым заводнением. По пласту А-4 Западного участка в 2014 г. уровень добычи нефти соответствовал проектным значениям, добыча жидкости превышала проектную на 11,8%. В 2015 г. фактические уровни добычи нефти отставали от проектных на 41,5%, добычи жидкости на 29,8%. Залежь разрабатывалась тремя скважинами, по проекту предусматривалось 2-3 скважины. Недостижение проектных уровней по добыче в 2015 г связано с невыполнением мероприятия по переводу на пласт одной скважины, а так же более низкими дебитами по нефти и жидкости и более высокой обводненностью. По пласту А-4 Центрального+Восточного участка в 2014 г. уровни добычи нефти и жидкости практически соответствовали проектным – отставание составляло 4,3% по нефти и 0,9% по жидкости. В 2015 г. фактические уровни добычи нефти отставали от проектных на 24,0%, добычи жидкости на 21,4%. При этом залежь разрабатывалась 27 и 29 скважинами (по годам) скважинами, по проекту предусматривалось 21 и 26 скважин. Недостижение проектных уровней по добыче в 2013 гг связано с недовыполнением мероприятий по переводу скважин под добычу из других категорий и одного ЗБС, а так же более низкими дебитами по нефти и жидкости в 2015 г. Обводненность в 2014-2015 гг. соответствовала проектным значениям. За весь период разработки на пласт А-4 Белозерско-Чубовского месторождения с целью восстановления коллекторских свойств пласта, интенсификации притока к добывающим скважинам были проведены различные мероприятия с использованием методов физико-химического воздействия на пласты и ПЗС: - кислотные обработки (СКО) – 7 скв.-операций на 7 скважинах; - другие ОПЗ различных видов (комплексные обработки ПЗП, основным компонентом которых является кислота, а дополнительным углеводороды, спирты, ПАВ и другие добавки) для восстановления и повышения проницаемости ПЗ скважин, промывки ПЗ растворителями, с целью предупреждения выпадения АСПО и образования водонефтяных эмульсий – 11 скв.-операций на 10 скважинах; - большеобъемные кислотные обработки (БСКО) - 8 скв.-операций на 6 скважинах; - гидроразрыв пласта для повышения продуктивности скважин - 3 скв.-операций на 3 скважинах; В период с 2011 г. по 2015 г. проведено 29 скв.-операций на 18 скважинах, суммарный технологический эффект за счет указанных мероприятий составил 28,338 тыс. т дополнительно добытой нефти. На 01.01.2016 г. действующий фонд скважин пласта А4 Белозерско-Чубовского месторождения составляет 32 единицы. Из них 23 скважины работает в режиме периодической эксплуатации и 1 скважина остановлена по техническим причинам. Постоянно работающий добывающий фонд эксплуатируется механизированным способом. В бездействии пребывает 4 скважины, переведены на другие горизонты 2 скважины. Ликвидированный фонд составляет 9 скважин, 1 скважина пребывает в ожидании ликвидации. В пьезометрическом фонде 15 скважин. Действующий нагнетательный фонд состоит из 3-х скважин. Скважины оборудованы УЭЦН и УШГН с номинальными производительностями насосов 6 - 125 м3/сут и напорами 500 - 1300 м. Дебиты скважин по жидкости находятся в пределах от 0,2 м3/сут до 77 м3/сут. Средний дебит жидкости за декабрь 2015 г. – 13,3 м3/сут. Дебиты скважин по нефти находятся в пределах от 0,0004 т/сут до 53,1 т/сут. Средний дебит нефти за декабрь 2015 г. составил 6,0 т/сут. Основная причина низких дебитов по нефти – высокая обводнённости. В периодическом режиме эксплуатации находятся 72% скважин действующего фонда. Средняя обводненность продукции действующего фонда за декабрь 2015 г. составила 62,1%. Динамический уровень скважин находится в пределах 30 – 1165 м. Глубина спуска насосов изменяется от 1002,5 до 1252 м. В целом отклонений в работе установок ЭЦН нет, в которых 6-ти скважинах рекомендуется во время текущего ремонта провести ревизию насоса и оборудования на оптимальное для режима работы данных скважин. На Белозерско-Чубовском месторождении в скважинах, оборудованных УЭЦН, за 2015 г. произошло 5 отказов погружного оборудования. Средняя наработка на отказ по скважинам, оборудованным УЭЦН, составила 469 суток, средний МРП скважин – 1102 суток. В качестве основного способа эксплуатации рекомендуется механизированная добыча с помощью глубинных электроцентробежных и штанговых насосов. Устье скважин оборудовать устьевой арматурой типа АФК-65×21(35) – для УЭЦН и АУШ-50-21 – для УШГН. Особенностью разработки пласта А-4 является высокая обводнённость продукции при вводе многих добывающих скважин. По другим скважинам, вводимым с незначительной обводнённостью, наблюдаются быстрые темпы её нарастания, при небольшой величине отобранных запасов и удалённости скважин от ВНК. Анализ обводненности по скважинам показывает, что на Центральном участке 10 скважин имели обводненность выше 70-90% с начала пуска в эксплуатацию, т.е. в этих скважинах либо были перфорированы в основном водонасыщенным пласт (толщина продуктивного пласта в этих скважинах небольшая – 2 м и ниже), либо при освоении их были вскрыты гидропроводящие трещины. Все скважины как Западного участка и так Центрального имеют дебит по жидкости ниже 5 т/сут (0,45 м3/сут) с обводненностью от 2 до 99 %, однако имеются три скважины с аномально высоким дебитом (выше 150 м3/сут). Из приведенных данных следует, что пласт А-4 на этих участках как высоко, так и высокодебитная водо- и нефтепроводящие трещины. Это предъявляет к химреагентам основное требование к их применению на этих участках – селектировать воздействие на продуктивный пласт, т.е. эффективно изолировать водопроводящие трещины, сохраняя или улучшая дренаж нефти к скважине. Остаточные запасы в целом по залежи составляют 1732,0 тыс. т. Максимальные нефтенасыщенные толщины (до 8 м) сосредоточены в сводовых частях залежи пяти локальных участках залежи. Таким образом, реализуемая система разработки не позволяет достигнуть утвержденных значений КИН. Довыработка остаточных запасов возможна только за счет бурения дополнительных скважин, возвратов скважин с нижележащих горизонтов, а также целесообразно проведение мероприятий по интенсификации добычи нефти путем обработки призабойных зон скважин соляной кислотой и мероприятий ограничению водопритока. Повышение конечной нефтеотдачи разрабатываемых залежей и увеличение темпов отбора нефти в значительной степени достигаются за счет массового внедрения методов интенсификации добычи нефти. С учетом особенностей геологического строения коллекторов, физико-химической характеристики насыщающих флюидов, а также режима работы залежей и скважин, для обеспечения рациональных темпов отбора продукции на пласте А-4 Белозерско-Чубовского месторождения рекомендованы следующие методы воздействия на пласт призабойную зону скважин: • Гидравлический разрыв пласта (ГРП) • Различные модификации кислотных обработок (КО) с применением соляной кислоты. Для большей глубины воздействия на карбонатный коллектор широко применяют так называемые большеобъемные селективные кислотные обработки (БСКО). • Для предотвращения образования водонефтяных эмульсий, предупреждения выпадения АСПО в ПЗ скважин продуктивного пласта А-4 Белозерско-Чубовского месторождения рекомендуются работы по предотвращению парафиноотложений - использование нефтяных растворителей, применение ингибиторов парафиноотложений • Работы по ограничению водопритоков. Наиболее оптимальной является комбинированная технология РИР, включающая закачку полимерной гелеобразующей композиции с последующим закреплением зоны изоляции прочным тампонажным материалом. В качестве полимерной композиции предлагается композиция ПолиРИР (VEK), в качестве докрепляющего материала предлагается применить тампонажный состав Блок-С. Борьба с отложениями парафина на месторождении ведётся тепловыми и химическими методами. К ним относится пропарка устьевого оборудования и прокачка горячей нефти через насосный лифт, а также промывка препаратом МЛ-80. В процессе эксплуатации пласта А-4 Белозерско-Чубовского месторождения должен вестись контроль за разработкой. Основные способы получения информации при контроле разработки месторождения являются: - замеры пластового и забойного давлений, дебитов скважин по жидкости, газовых факторов и обводненности продукции по добывающим скважинам; - исследование мест притока и состава жидкости в стволе скважины; - исследование пластов в разрезе скважин; - замеры пластового давления по пьезометрическим скважинам; - исследования по контролю ВНК, насыщенности, технического состояния ствола скважины промыслово-геофизическими методами; - гидродинамические исследования добывающих и нагнетательных скважин на стационарных и нестационарных режимах. С целью оценки технического состояния скважин (ствола, цементного кольца, колонны) необходимо проведение различных видов ГИС.
Создан 12 окт. 2016 г., 15:34
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 6649
Альметьевский государственный институт муниципальной службы (АГИМС)
Березовское месторождение в административном отношении расположено в северо-восточной части Оренбургской области, в 40-45 км к юго-востоку от города Бугуруслана, на территории Асекеевского района. Рельеф описываемой территории представляет собой холмистую равнину, расчлененную сетью рек и оврагов. Абсолютные отметки рельефа в пределах лицензионного участка изменяются от +230 до +154 м. В орогидрографическом отношении рассматриваемая площадь расположена на слабовсхолмленном плато, являющимся частью пологого северного склона водораздела между реками Большой Кинель и Малый Кинель. Глубокими скважинами на Березовском месторождении вскрыты породы кристаллического фундамента и осадочные образования девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов. В тектоническом отношении Березовское месторождение расположено в северной части Бузулукской впадины в современном структурном плане – в пределах Камско-Кинельской системы прогибов Боровско-Залесовской зоны поднятий, характеризующейся хорошим соответствием структурных планов, незначительными размерами поднятий с небольшими амплитудами. В бобриковских отложениях установлены четыре залежи нефти, приуроченные к Южному (район скв.64), Западному (район скв.57), Северному (район скв.62) и Восточному (район скв.63) куполам. Все четыре залежи пласта Б2 относятся к пластовым сводовым, коллектор − терригенный поровый. Пласт Б2 состоит из 1-8 проницаемых прослоев. Покрышкой для залежей служит пачка плотных непроницаемых известняков и аргиллитов тульского горизонта толщиной от 12 м до 40 м. Подстилается пласт плотной пачкой, представленной глинами и аргиллитами.Общие толщины пласта Б2 изменяются от 0,8 до 14,3 м, в среднем составляя 4,7 м – эффективные нефтенасыщенные – от 0,8 до 10,0 м, среднее значение составляет 3,0 м. Бобриковские отложения характеризуются хорошими коллекторскими свойствами – пористость составляет 17-19% ,начальная нефтенасыщенность 80-86%. Проницаемость по пласту составляет 299-638 мкм2. По своим свойствам нефть всех четырех залежей пласта Б2 относится к легким по плотности в пластовых условиях (847,9-863,3 кг/м3), маловязким (7,02-13,72 мПа*с), высокосернистым (2,7-4,34%) и высокопарафиновым (5,5-7,56%). Пластовые воды отложений бобриковского горизонта характеризуются общей минерализацией 260,0 г/л. Плотность воды равна 1,176 г/см3 в среднем по пласту. Березовское месторождение открыто в 1971 г, объект Б2введен в эксплуатацию в июне 1975. В разработке находятся четыре поднятия. Северное поднятие разрабатывается одной добывающей скважиной № 62. Дебит нефти на поднятии равен 3,4 т/сут, при обводненности – 95,7 %. Всего отобрано 13,0 тыс. т. нефти, или 30,2 % отНИЗ. Темп отбора составляет - 2,96 %. На Западном поднятии разрабатываются 11 добывающих скважин и шесть нагнетательных. Дебит нефти на поднятии изменяется от 0,1до 14,3 т/сут, при обводненности – от 93,0 до 99,3 %. Всего отобрано 882,9 тыс. т. нефти, или 77,9от НИЗ. Темп отбора составляет- 1,23%. Южное поднятие разрабатывается 4 добывающими скважинами (№№532, 535, 542, 64) и двумя нагнетательными (№ 537, 538). Дебит нефти на поднятие изменяется от 0,5 до 5,0 т/сут, при обводненности – от 83,3 до 92,1 %. Всего отобрано 407,4 тыс. т. нефти. Отбор отНИЗ равен – 88,2 %. Темп отбора составляет- 0,68 %. Восточное поднятие разрабатывается двумя добывающими (№ 509, 512) и двумя нагнетательными скважинами (№ 515, 63). Дебит нефти изменяется от 5,0 до 8,9 т/сут, при обводненности 94,6 %. Всего отобрано – 152,6 тыс. т, отбор отНИЗ равен - 66,9%. Темп отбора составляет – 2,56 %. Интенсивный ввод скважин в эксплуатацию на бобриковский объект (совместно с турнейским) начался в 1978 г., когда началось эксплуатационное разбуривание месторождения. все показатели разработки, начиная с 2004 года имеют тенденцию к возрастанию. Увеличивается и средняяобводнённость добываемой продукции, хотя период 2004-2006 гг. характеризуется относительной стабильностью обводнённости. Стоит также отметить, что внедрение закачки воды в 1978 году сопровождается увеличением объёмов добываемой жидкости и опреснением попутно добываемой воды. Годовая добыча нефти в 2015 году составила 24,2 тыс.т., что составляет 1,27 % от НИЗ. Всего с начала разработки по объекту отобрано 1455,9 тыс.т. нефти (76,1 % от НИЗ). Текущий КИН – 0,457. С начала разработки на месторождении добыто 4328 тыс.т попутной воды. За весь период разработки в пласт закачано 3059,7 тыс. м3 воды. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составила 47,3 %. Максимальный уровень закачки воды был достигнут в 2011 г. и составил 204,5 тыс. м3, текущая компенсация в этот год была на уровне 35,7 %. В 2015 г. объем закачки составил 85,9 тыс. м3 воды при текущей компенсации отбора жидкости закачкой – 17,0 %. Средняя приемистость одной нагнетательной скважины - 29,5 м3/сут. Среднее начальное пластовое давление по бобриковскому горизонту, полученное по результатам исследований разведочных скважин, составляет 18,75 МПа, в т.ч. по Западному, Северному и Восточному куполам – 18,35 МПа, по Южному куполу – 19,8 МПа. За весь период разработки выполнено 7 работ. Последний проектный документ - «Дополнение к проекту разработки Берёзовского нефтяного месторождения Оренбургской области» (выполнен ООО “Наука» в 2012 г.). В период 2013-2015 гг. было запланировано бурение одного БННС и возврат с пласта В1 трёх добывающих скважин. Данные проектные решения выполнены частично. БННС пробурен, из трех возврат сделан только по одной скважине. В 2012-2015 гг. фактическая добыча нефти была ниже проектной на 3,2-14,1 тыс.т или 8,2-35,8 %, тем не менее, оставаясь в в допустимых границах ±40%. Недостижение проектных годовых отборах нефти обусловленно меньшими в 2012-2015 гг. фактическими дебитами нефти и жидкости по сравнению с проектными.Закачка воды в 2012-2015 гг. была существенно ниже проектных значений. За 2007-2015 гг. выполнено 36 ГТМ, дополнительная добыча нефти за анализируемые годы составила 11,4 тыс.т. По состоянию на 01.01.2016 г. на объекте Б2 было пробурено 27 скважин. В добыче нефти принимали участие 33 скважины, в системе ППД – 13 скважин. Накопленная добыча нефти на одну эксплуатационную скважину составляет в среднем 44,1 тыс. т. В фонде добывающих скважин числится 21 скважина, нагнетательных – 9. Совместная эксплуатация пластов турнейской и бобриковской залежей осуществляется 18 добывающими скважинами. В бездействующем фонде добывающих скважин находятся 2 скважины. В пьезометрическом фонде пребывает одна скважина. Действующий нагнетательный фонд составляют 9 скважин. В 9 скважинах (47,4 % действующего фонда) обводненность продукции была близка к предельной. Дебиты жидкости по высокообводненным скважинам изменялись в широком диапазоне – от 16,8 до 215,8 т/сут. По дебитам нефти преимущественные значения – от 0 до 5 т/сут. Глубина спуска насосов по скважинам находится в пределах 900 – 1935 м. Динамический уровень по скважинам находится в пределах 116 – 1688 м. Забойное давление на скважинах находится в пределах 22,7-162,3атм, в среднем 70,5 атм. Давление насыщения по пласту О-2 составляет 35,1-46,7атм, в нашем случае восемь скважин эксплуатируются с забойным давлением ниже давления насыщения. Для повышения эффективности разработки пласта Б2 можно рекомендовать следующие мероприятия: • бурение боковых стволов (БННС) в добывающих скважинах отдельно на пласт Б2с отходом 200-300 м; • перевод с пласта В1 добывающих скважин; • РИР пласта Б2 в добывающих и нагнетательных скважинах, дренирующих пласт Б2 совместно с пластом В1 • полный переход на раздельное воздействие закачиваемым агентом на пласты Б2 и В1. Система заводнения приконтурная, очаговая; • перевод под закачку на объект Б2 добывающих скважин; режим закачки - циклический; • применение методов стимуляции скважин и повышения нефтеизвлечения пластов: кислотно-поверхностные составы (КПАС). Ввиду высокой обводненности добываемой жидкости основные мероприятия направлены на применение методов водоограничения: для изоляции притока воды рекомендуется применение модифицированного силикат-гелевого состава (МСГС), вязкоупругих составов (ВУС), реагента СНПХ 9633. • Рекомендуется реализация ОРЭ однолифтовым способом, с системой мониторинга, с одним способом мех.добычи без разделения пластов. • В качестве ингибиторов парафиноотложения возможно применение ИНПАР-1 (200 г/т), Урал-4 (100- 200 г/т), СНПХ-7212 и его современные модификации или метод с использованием контейнера с реагентом серии ИКД (твердый ингибитор), который помещается в добывающие скважины в перфорированных контейнерах. Данный ингибитор может предотвращать процесс отложения АСПО, коррозии оборудования при закачке сточных вод, солеотложения и образования эмульсии с самого начала технологической цепочки добычи нефти. В работе проведен: Литературный обзор: «Способы увеличения нефтеотдачи терригенных коллекторов» Патентный обзор: «Составы для проведения ОПЗ терригенных коллекторов» Специальный вопрос: «Расчет технологических показателей с использованием характеристик вытеснения (оценка конечного КИН)» Граффический материал в дипломной работе представлен:пласте А-4 с расчетом технологической эффективности от проведенных мероприятий 1. Схематический геологический профиль продуктивных отложений нижнего карбона (район скв.57) 2. Структурная карта по кровле пласта Б2 3. Карта начальных нефтенасыщенных толщин пласта Б2 4. Карта текущих отборов пласта Б2 по состоянию на 01.01.2016 г. 5. Карта накопленных отборов пласта Б2 по состоянию на 01.01.2016 г. 6. График разработки пласта А-4 7. Электроцентробежный насос модуль-секция Спецификации к техническим чертежам