Создан 12 окт. 2016 г., 17:54
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 6649
Абаканский филиал Современной гуманитарной академии
Давыдовское нефтяное месторождение в административном отношении расположено на территории Первомайского района Оренбургской области. В орографическом отношении район месторождения приурочен к южному склону возвышенности Общий Сырт, на правобережье верхнего течения р. Чаган, впадающей в р. Урал. Вскрытый разрез представлен архейскими, девонскими, каменноугольными, пермскими, мезозойскими и кайнозойскими отложениями. Давыдовский лицензионный участок расположен на юго-восточной окраине Волго-Уральской антеклизы, в осевой зоне Бузулукской впадины, в пределах Камелик-Чаганской системы дислокаций. В региональном тектоническом плане, Камелик-Чаганская система дислокаций представляет собой субширотную, приподнятую по отложениям эйфельско-раннефранского возраста зону, протягивающуюся на расстоянии более 300 км от Павловской седловины на востоке до Пугачевского свода на западе. К продуктивным пластам на Давыдовском месторождении относятся: пласты Б2 бобриковского, Д3-0, Д3-2 ардатовского, Д4 воробъевского и Д5 клинцовско-мосоловского горизонтов. В настоящем дипломном проекте рассматриваются пласты Д3-0, Д3-2 и Д4, объединенные в один объект разработки. В пределах месторождения по каждому из входящих в объект пласту выявлена одна пластово-сводовая, тектонически экранированная залежь. Пласты характеризуются низкими значениями пористости 8-9,2%, высокой начальной нефтенасыщенностью 91,3-93,1%. Фильтрационная характеристика (проницаемость) незначительна – 6-58 мкм2. Физико-химические свойства нефти и растворённого газа Давыдовского месторождения изучены по результатам лабораторных исследований глубинных и поверхностных проб. Нефть в пластовых условиях сверхлегкая (плотность 0,472-0,536 т/м3), маловязкая (динамическая вязкость составляет 0,11-0,15 мПа•с). Плотность нефти в стандартных условиях составляет 0,769-0,778 т/м3, объемный коэффициент составил 2,062-2,66. В работе подсчитаны начальные и остаточные запасы нефти и газа по каждому входящему в объект пласту. Подсчет проводился объемным методом. В целом по объекту рассчитанные запасы нефти составили: - балансовые (начальные/текущие) – 5115 / 2896 тыс.т; - извлекаемые (начальные/текущие) – 2776 / 1572 тыс.т. Объект Д3+Д4 содержит 61,5 % годового и 18 % накопленного отборов нефти месторождения. Разработка начата в 1996 г. До 2012 г. объект разрабатывался одной-двумя скважинами низкими темпами 0,1-1,2% НИЗ. Максимальная добыча нефти за период 1996-2011 гг. достигнута в 2011 г. на уровне 45 тыс.т (1,9% НИЗ). В 2012 г. введено еще четыре скважины, действующий фонд достиг шести единиц, к 2016 г. действующий фонд увеличился до 12 скважин. При этом наблюдается резкое увеличение отборов нефти и жидкости, темп отбора за период вырос до 2,1-5,3% НИЗ. За период 2012-2015 гг. максимальная добыча нефти достигнута в 2015 году - 126,4 тыс.т нефти (темп отбора от НИЗ 5,3%), добыча жидкости составила 158,4 тыс.т, обводненность продукции равна 24,0 %. Дебит нефти составил 37,7 т/сут, жидкости – 49,7 т/сут. За счёт ввода нагнетательных скважин, в 2015 году была достигнута компенсация 46 %. Накопленная компенсация составила 14,7 %. По состоянию на 01.01.2016 г. на объекте Д3+Д4 числится 18 скважин, из них 14 добывающих и четыре нагнетательных. Из объекта добыто 659 тыс.т нефти и 719 тыс.т жидкости. Текущий КИН составляет 0,151, при утвержденном 0,527. Степень выработки 27,5% при среднегодовой обводненности 24,0%. Большую часть периода эксплуатации разработка велась на естественном режиме. Объект Д3+Д4 разбурен только в южной части залежи по сетке 9-20 га/скв. Северная часть объекта вскрыта одной скважиной (скв. 4). Закачка воды в разбуренной части залежи начата только с 2013 года, в связи с чем накопленные отборы еще не скомпенсированы объемами закачиваемой водой. В 2015 году годовая закачка составила 189,7 тыс.м3, средняя приемистость четырех нагнетательных скважин составила 185,8 м3/сут. Суммарная закачка составляет 303,2 тыс.м3. По замерам 2014 года среднее пластовое давление составляло 29,6 МПа, по замерам 2015 года пластовое давление выросло до 32,5 МПа (что ниже начального на 15,5 МПа или 32 %). Таким образом, за счёт организации системы ППД в разбуренной части объекта было прекращено падение пластового давления и получен, пусть незначительный, но его рост. По месторождению выполнено 8 технологических документов. Сравнение проектных и фактических показателей за 2011-2015 гг. производилось по четырем последним проектным документам. За период 2011-2013 гг. фактическая добыча нефти была выше проектной на 15-50 %, что обусловлено как большим, по сравнению с проектным, действующим фондом добывающих скважин, так и меньшей фактической обводнённостью. В 2014 году проектный уровень добычи нефти по объекту Д3+Д4 не достигнут (отклонение 36,9 %) из-за несоответствия фактического фонда проектному и меньшего фактического дебита скважин по нефти и жидкости по сравнению с проектным. В 2015 году фактический уровень добычи нефти выше проектного на 44,6 %. Причина превышения – дебиты нефти, жидкости и действующий фонд добывающих скважин в 2015 году оказались выше проектных. Проектные решения, предусмотренные в «Дополнении к технологической схеме разработки…» касательно объекта Д3+Д4 за 2015 год выполнены полностью: проектом предусматривалось бурение одной добывающей и одной нагненательной скважин, по факту на объект пробурено две скважины: одна добывающая и одна нагнетательная. Также выполнены запланированные мероприятия по выводу скважин из бездействующего/прочего фонда и переводу с нижележащего объекта Д5. Таким образом по состоянию на 01.01.2016 г.: - утвержденные решения действующего проектного документа по объекту за 2013 год выполнены в полном объёме; - накопленный отбор нефти по объекту (659 тыс. т) на 6,1 % больше проектного, накопленный отбор жидкости (719 тыс.т) больше проектного значения (на 3,1 %). Фактическая обводненность скважин ниже проектной (факт –24,0 %, при проектном значении – 29 %); - действующий добывающий фонд (12 скважин) больше проектного на две; - фактический фонд нагнетательных скважин (четыре) был больше проектного (три). Текущая компенсация отборов в 2015 году ниже проектной (по факту – 46 %, по проекту – 97 %). Накопленная компенсация ниже проектной (по факту – 15 %, по проекту – 23 %). Геолого-технические мероприятия на объекте Д3+Д4 на Давыдовском месторождении имеют достаточно высокую эффективность. Самым распространенным видом ГТМ на Давыдовском месторождении оптимизация насосного оборудования (включена в прочие методы). Осложняющим фактором является высокое газосодержание флюида на входе в насос, что обуславливает низкую наработку ЭЦН на отказ. Поэтому рекомендуется возможно максимальное продление периода фонтанирования скважин. Проведение мероприятий по интенсификации (ОПЗ и ГРП) при отсутствии поддержки пластового давления приводит к быстрому падению дебита нефти. Кроме того, данные мероприятия могут привести к значительному росту обводненности добываемой продукции за счет подключения водонасыщенных пропластков путем заколонных перетоков. По состоянию на 01.01.2016 г. на объекте Д3+Д4 числится 19 скважин, из них 15 добывающих и четыре нагнетательных. По состоянию на 01.01.2016 г. в действующем добывающем фонде числится 12 скважин, средний дебит жидкости по ним составляет 49,7 т/сут, нефти – 37,7 т/сут, средняя обводненность продукции – 24,0 %. Все скважины, эксплуатирующиеся фонтанным способом, дают практически безводную нефть. В скважинах, эксплуатирующихся механизированных способом, обводненность отмечается уже в начальный период работы. Фактическая накопленная добыча нефти по скважинам – от 13 до 164 тыс.т, в среднем 51 тыс.т. В нагнетательном эксплуатационном действующем фонде числится четыре скважины (2718, 2720, 2724, 2761). В 2015 году средняя приемистость нагнетательных скважин составила 185,8 м3/сут. В основном, эксплуатация скважин производится фонтанным способом, а при увеличении обводненности переводятся на установки ЭЦН. Коэффициент эксплуатации за 2015 год составил 0,89. Средний межремонтный период составил 613 суток. На скважинах объекта Д3+Д4 Давыдовского месторождения в процессе эксплуатации могут наблюдаться следующие осложнения: - коррозионная агрессивность пластового флюида; - вынос механических примесей; - отложения солей; - асфальто-смоло-парафиновые отложения; - образование высоковязких эмульсий; - образования гидратов; - повышенное газосодержание на входе в насос. В зависимости от наличия тех или иных осложняющих факторов (мехпримеси, соли, парафины, прорыв газа и т.д.) следует осуществлять подбор исполнения внутрискважинного оборудования: • по степени износостойкости (насосы с одноопорной, двухопорной конструкцией ступеней или насосы с двухопорными ступенями повышенной износостойкости); • по термостойкости (кабель и погружные двигатели обычной или повышенной теплостойкости); • по коррозионной стойкости (касается всей компоновки подземного оборудования); и т.д. В связи с большим не работающим фондом скважин, при дальнейшей разработке необходимо предусмотреть мероприятия по выводу этих скважин в эксплуатационный фонд. Разбуренность залежи неравномерная - разбурена только южная часть, северная часть вскрыта одной скважиной (скв. 4). Таким образом, для вовлечение в разработку всех запасов, в первую очередь, необходимо предусмотреть разбуривание залежей проектными скважинами и боковыми стволами. В дальнейшем, совершенствование системы воздействия на Давыдовском месторождении станет основной технологической задачей в данной области работ. Можно выделить следующие направления: • выравнивание профилей приемистости по скважинам, имеющим низкий коэффициент работающей перфорированной толщины; • внедрение циклического заводнения с переменой направления фильтрационных потоков; • проведение ремонтно-изоляционных работ по нагнетательному фонду скважин, имеющему зоны «ухода» закачиваемого агента (проведению РИР в таких скважинах должны предшествовать исследовательские работы, направленные на достоверное определение интервалов поглощения вне продуктивного пласта); • обработка призабойной зоны пластов за счет более широкого внедрения, наряду с уже проверенными технологиями, новых современных методов и технологий; • гидроразрыв пластов. • для обработки ПЗП добывающих и нагнетательных скважин рекомендуются составы комплексного действия на основе кислот, ПАВ и растворителей. При обработке обводненных добывающих скважин следует применять направленные кислотные обработки. • для обработки нагнетательных скважин с целью регулирования системы заводнения рекомендуется использовать гелеобразующие и осадкообразующие составы. В дипломном проекте проведено экономическое обоснование выбранного ГТМ. Рассмотрены общие правила промышленной безопасности, направленые на предупреждение аварий, случаев производственного травматизма на опасных производственных объектах и на обеспечение готовности организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты, к локализации и ликвидации последствий указанных аварий. Осуществление комплекса мероприятий по защите недр и рациональному использованию минеральных ресурсов позволит обеспечить экологическую устойчивость геологической среды при строительстве и эксплуатации нефтегазодобывающих объектов на территории Давыдовского месторождения. В работе проведен: Литературный обзор: «Одновременно-раздельная эксплуатация пластов и применяемое оборудование» Патентный обзор: «Техника и технология применения ОРД и ОРЗ» Специальный вопрос: «Описание проводимых ГТМ на пласте, расчет технологической эффективности одного из проведенного мероприятия» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1. Геологический разрез по линии I-I 2. Структурная карта по кровле эффективной части пласта Д32 3. Карта начальных нефтенасыщенных толщин пласта Д32 4. Карта накопленных отборов объекта Д32+Д4 по состоянию на 01.01.2016 г. 5. Карта текущих отборов объекта Д32+Д4 по состоянию на 01.01.2016 г. 6. График разработки. Анализ проведения ГТМ 7. Электроцентробежный насос модуль-секция Спецификации к техническим чертежам
Создан 27 окт. 2016 г., 10:12
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 5320
Абаканский филиал Современной гуманитарной академии
Данная работа содержит 95 стр., 34 табл., 6 рис. В геологической части приведены общие сведения о Воробьевском месторождении, его литолого-стратиграфическая характеристика, рассмотрены возможные осложнения при бурении скважины. В технологической части разработан проект бурения наклонно-направленной эксплуатационной скважины. Сделан выбор конструкции, профиля скважины, долот, забойных двигателей, бурового раствора, способа и параметров режима бурения исходя из опыта бурения на данном месторождении и технико-экономических показателей. Проведены расчёты бурильной колонны, обсадной колонны, цементирования и промывки скважины. Также в этой части рассмотрена технология гидравлического разрыва пласта. В данной работе также рассмотрены вопросы экономики. Сделаны выводы и даны соответствующие рекомендации по дальнейшей разработке технологии строительства скважины на данном месторождении. Рассмотрен спецвопрос на тему: «Технологии гидравлического разрыва пласта» Графический материал в дипломной работе представлен: 1. Геолого технический наряд 2. План расположения буровой установки БУ- MR-900 3. Схема проведения ГРП 4. Общий вид шлипсового пакера 5. Схема обвязки при ГРП 6. Схема проведения поинтервального ГРП Спецификации к техническим чертежам
Создан 23 авг. 2016 г., 9:01
105
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 6649
Адыгейский государственный университет (ГОУ ВПО "АГУ")
Голубевское месторождение в административном отношении расположено в пределах Нефтегорского района Самарской области, в 65 км к юго-востоку от г. Самары, 17 км к западу от г. Нефтегорск. Осадочный чехол на Голубевского месторождении представлен породами среднего и верхнего девона, каменноугольными, пермскими, мезозойскими и четвертичными отложениями и залегает на породах кристаллического фундамента архейского возраста. В региональном тектоническом отношении Голубевское месторождение приурочено к внешней прибортовой зоне Камско-Кинельского системы прогибов, юго-западной части Бузулукской впадины в пределах Кулешовско-Алексеевского выступа фундамента. По отложениям нижнего карбона рассматриваемое поднятие расположено в пределах юго-западного борта Мухановско-Ероховского прогиба. В разрезе месторождения выявлены три залежи нефти в отложениях нижнего карбона. Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа пласта В1 объёмном методом. На месторождении для сбора продукции скважин реализована напорная герметизированная система сбора нефти и газа. По состоянию на 01.01.2016 г. действующий фонд добывающих скважин Голубевского месторождения составляет 5 единиц (скважины №№ 10, 107, 103, 14, 106). После замера дебита каждой скважины продукция поступает на Утевскую УПСВ, где предусмотрено разгазирование, обезвоживание пластовой жидкости в среднем до 54 % остаточного водосодержания. Далее частично подготовленная продукция транспортируется на Нефтегорское НСП, где осуществляется подготовка нефти до товарных кондиций по ГОСТ Р 51858-2002. Попутный нефтяной газ Голубевского месторождения, выделившийся в сепараторах Утевской УПСВ, под собственным давлением по существующей сети газопроводов транспортируется на Нефтегорский газоперерабатывающий завод (НГПЗ). В случае необходимости газ может сбрасываться на свечу. Фактический уровень использования газа Голубевского месторождения составляет порядка 98,76%. Система внутрипромысловых трубопроводов Голубевского месторождения состоит из: - выкидных трубопроводов от добывающих скважин до СКЖ и АГЗУ; - нефтесборных трубопроводов для транспорта продукции скважин от АГЗУ и СКЖ до пункта предварительной подготовки нефти и газа – УПСВ. 40 % выкидных линии и 33,33 % нефтегазосборных сетей отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94). Таким образом, рассматриваемая устаревшая трубопроводная система эксплуатации Голубевского месторождения требует усиленного контроля, диагностического обследования технического состояния трубопроводов, а также рекомендуется проведение ежегодного планового капитального ремонта и замены отбракованных и непригодных к дальнейшей эксплуатации участков трубопроводов, например, выкидные линии от скв. № 10 – гребенка, скв. № 14 – СКЖ-1, СКЖ-1 – врезка общей протяженностью 712 м. Для нового строительства нефтесборных трубопроводов необходимо применять трубы из стали с высокой коррозионной стойкостью. Такие трубы производит АО «Синарский трубный завод» по ТУ 14-161-148-94. Они отличаются от нефтегазопроводных труб обычного исполнения по ГОСТу 8731-78 и 8732-80 высокой стабильностью механических свойств, низкой температурой вязко-хрупкого перехода, повышенной стойкостью к общей язвенной коррозии, стойкостью к сульфидному образованию трещин. Другим производителем труб улучшенного качества (ТУ 14-162-14-96) является АО «Северский трубный завод». Стойкость труб к общей и язвенной коррозии увеличена в 4 раза по сравнению с трубами, изготовленными по ГОСТу 8731-78 из сталей 20; 17Г1С; 09Г2С. Выпуск труб высокого качества заводы наладили по техническому заданию ОАО «Нижневартовскнефтегаз». Оба завода находятся в Свердловской области (г. Каменск-Уральский и г. Полевской). Согласно действующего проекта разработки Голубевского месторождения в 2022 год фонд добывающих скважин достигнет восьми единиц. Для замера пробурённых скважин в районе гребёнки рекомендуется установить АГЗУ «Озна-Импульс». ДНС - УПСВ «Утевская» предназначена для сбора, первичной сепарации, предва-рительного (частичного) сброса пластовой воды нефтепродукции со скважин Утёвского, Голубевского месторождения. Частично разгазированная и обезвоженная нефть с ДНС - УПСВ транспортируется насосами по напорному нефтепроводу ДНС Утевская-в в н/н ДНС Бариновская – НСП на Нефтегорское НСП (УПН) для дальнейшей подготовки. Производительность УПСВ по пластовой жидкости до 2500 м3/сутки. Фактическая пропускная способность 3950 м3/сутки. Таким образом установка перегружена на 58%. Рекомендуется установить дополнительный сепаратор объемом 100 м3, который будет работать параллельно с С-1. Сырьем для данной установки служит нефтепродукция скважин Утёвского, Голубевского месторождения. Обводненность добываемой нефти достигает 60 % об., плотность 840 - 865 кг/м3, вязкость 8,8 – 17,5 сПз. Вместе с нефтью попутно добывается нефтяной газ и пластовая вода. Готовой продукцией является частично разгазированная, частично обезвоженная нефть и попутный нефтяной газ. Для разрушения водонефтяных эмульсий на установке применяются деэмульгаторы Реапон-4В и Decleave R-1573. Установки подготовки нефти № 1 и № 2 (УПН №1, УПН №2) предназначены для обезвоживания, обессоливания и стабилизации девонских и угленосных нефтей, поступающих со следующих месторождений: - угленосная нефть Кулешовского месторождения; - угленосная нефть Лебяжинско-Бариновского месторождения в смеси с нефтью с Горбатовской группы месторождений; - угленосная нефть Южной группы месторождений. Сырьем для УПН № 1, УПН № 2 является нефть, добываемая с девонских и угленосных пластов Кулешовского, Лебяжинско-Бариновской, Горбатовской и Южной группы месторождений. Готовой продукцией является нефть I-ой группы качества, согласно ГОСТ Р51858-2002 и этановая фракция, согласно ТУ 38.101524-83 В качестве вспомогательного материала используется деэмульгаторы, ингибитор гидратоотложений и нейтрализатор сероводорода и меркаптанов. На УКПН для осуществления процессов обезвоживанияи обессоливания применяются реагенты – деэмульгаторы: Реапон-4В, Диссолван -4490, Диссолван -4411, Дипроксамин-157-65-14, Прогалит НМ 20/40. Для предотвращения замерзания газа и нефти применяется в качестве ингибитора гидратоотложений метанол. Для нейтрализации сероводорода и меркаптанов применяется жидкий каустик. В настоящее время на Голубевском месторождении системы поддержания пластового давления не имеется, нагнетательные скважины отсутствуют. Проведённое экономическое обоснование и оценка результатов расчёта показывает, что реализация настоящего технологического мероприятия по замене старых трубопроводов Голубевского месторождения экономически целесообразна (годовой прирост прибыли составляет 52927,61 тыс.руб.). Это позволяет рекомендовать его к внедрению на данном объекте и типовых ЭО ЦДНГ. В работе проведен: Литературный обзор на тему «Современные методы борьбы с коррозией нефтепромыслового оборудования» Патентный обзор на тему "Ингибиторы коррозии" Специальный вопрос на тему «Комплекс мероприятий по усовершенствованию работы системы сбора» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1. Обзорная карта месторождений АО "Самаранефтегаз" 2. Структурная карта по кровле проницаемой части пласта В1 турнейского яруса 3. Геолого-литологический профиль по продуктивны пластам Б2 бобриковского горизонта и пласта В1 турнейского яруса 4. Схема сбора скважинной продукции Голубевского месторождения 5. Технологическая схема установки ДНС-УПСВ "Утевская" 6. Технологическая схема установки подготовки нефти №1 7. Технологическая схема установки подготовки нефти №2 8. Сепаратор нефтегазовый НГС-2-П-1,0-3000-2-Т-И сборочный чертеж 9. Отстойник водыОГВ-Г-100-1,0-1-И Сборочный чертеж Спецификации к техническим чертежам
Создан 24 авг. 2016 г., 17:13
151
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 5320
Адыгейский государственный университет (ГОУ ВПО "АГУ")
Ананьевское месторождение расположено в пределах Красногвардейского района Оренбургской области, в 70 км к востоку от г. Бузулука и в 165 км к северо-западу от г. Оренбурга. В орогидрографическом отношении месторождение расположено в междуречье рек Ток и Малый Уран. В строении геологического разреза Ананьевского месторождения принимают участие породы протерозойского складчатого фундамента и перекрывающий его осадочный чехол, представленный карбонатными, терригенными и сульфатно-соленосными отложениями девонской, каменноугольной, пермской, триасовой, юрской и четвертичной систем. В отложениях турнейского яруса выделяются продуктивные пласты: Т1, толщиной 35,6-37,8 м и Т2' +Т2, толщиной 18,3-19,8 м. В региональном тектоническом отношении по поверхности фундамента рассматриваемая территория расположена на юго-восточном склоне Жигулевско-Оренбургского свода, крупнейшего структурного элемента фундамента юго-востока Русской платформы. В пластовых условиях нефть залежи Т1Т2'Т2 легкая, маловязкая. Остаточные извлекаемые запасы нефти и газа составили 894,6 тыс.т и 15,2 млн.м3 соответственно. В 2014 г. «ТюменьНИИпроект» выполнено «Дополнение к технологической схеме разработки Ананьевского нефтяного месторождения Оренбургской области», которое является действующим ПТД. Объект Т1+Т2’+Т2в пробную эксплуатацию введен в 2005 г. За 2015 г. из объекта добыто 108,7 тыс.т нефти (темп отбора от НИЗ – 2,9 %), годовая добыча жидкости составила 478 тыс.т, обводненность продукции равна 77,3 %. Среднегодовой дебит нефти составил 33,5 т/сут, жидкости – 160,2 т/сут. Объект находится на третей стадии падения добычи нефти. Не смотря на ввод в эксплуатацию одной скважины добыча нефти постепенно снижается до 109 тыс.т, а обводненность увеличивается до 77%. Фонд скважин девять единиц. В 2015 г. отбор от НИЗ составил 58%. КИН 0,324 при утвержденном 0,557. В целом реализованная система разработки объекта Т1+Т2’+Т2 недостаточно эффективна, отбор от НИЗ составляет 58,2 % при обводненности 79,1 %. Для наиболее полной выработки запасов нефти из пласта и достижения максимальной нефтеотдачи необходим комплекс геолого-технологических мероприятий в скважинах, расположенных в пределах выделенного контура нефтеносности. В 2014-2015 гг. в результате интенсивного обводнения продукции скважин наблюдается снижение годового отбора нефти, по проекту в течение этого периода планировалось отобрать 210,7-135,6 тыс. т., фактически было добыто 188,4-108,7 тыс. т. Дебит жидкости в 2015 г. по факту выше проектного на 3,2 %, обводненность выше на 7,1 %. Фонд скважин на начало 2016 г. должен был состоять из 9 добывающих и 2 нагнетательных. По факту действующий фонд скважин полностью соответствует проектному. На текущую дату средневзвешенное пластовое давление в залежи составляет 14,5 МПа. Отмечается интенсивное снижение пластового давления в процессе разработки на естественном режиме. Выявлено положительное влияние закачки воды на энергетику объекта Т1+Т2. В течение 2011-2013 гг. величина пластового давления стабилизировлась на отметке 11,5 МПа в зоне отбора. Таким образом, для стабилизации и восстановления пластового давления необходимо продолжение закачки воды. По состоянию на 01.01.2016 г. на объекте пробурено 11 скважин, из них девять действующих добывающих, две нагнетательные. Преобладающим и единственным способом добычи нефти на месторождении является механизированная добыча УЭЦН. В скважинах с дебитом жидкости 20 м3/сут и более 20 м3/сут, рекомендуется применять ЭЦН, в скважинах с дебитом жидкости менее 20 м3/сут ЭДН, ШГН и винтовые насосы. Приведен алгоритма расчета скважины 957, которая эксплуатируется ЭЦН5-160-2350 с самым низким коэффициентом подачи 0,4. Результат говорит о необходимости замены насоса в скважине 957 ЭЦН5-160-2350 на рассчитанный ЭЦН5-60-2400. В результате проведения ОПЗ в 2014 году годовой прирост добычи нефти по эксплуатационному объекту (ЭО) в 2015 году составил 3,5 тыс.т. Проведенное экономическое обоснование и оценка результатов расчета показывает, что реализация технологического мероприятия по интенсификации процесса разработки ЭО Ананьевского месторождения экономически целесообразна (годовой прирост прибыли составляет 24060,94 тыс.руб.). Это позволяет рекомендовать его к внедрению на данном объекте и типовых ЭО ЦДНГ ОАО «Оренбургнефть».
Создан 27 окт. 2016 г., 8:39
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 5320
Адыгейский государственный университет (ГОУ ВПО "АГУ")
Данная работа содержит 105 страниц, 36 таблиц, 16 рисунков. В геологической части приведены общие сведения о Боровском месторождении, его литолого-стратиграфическая характеристика, рассмотрены возможные осложнения при бурении скважины. В технологической части разработан проект бурения наклонно-направленной эксплуатационной скважины. Сделан выбор конструкции, профиля скважины, долот, забойных двигателей, бурового раствора, способа и параметров режима бурения исходя из опыта бурения на данном месторождении и технико-экономических показателей. Проведены расчёты бурильной колонны, обсадной колонны, цементирования и промывки скважины. Также в этой части рассмотрен вопрос о ликвидации осложнений при помощи профильных перекрывателей. Рассмотрены вопросы по проектированию, выбора профиля и внутрискважинного оборудования. В данной работе также рассмотрены вопросы экономики. Сделаны выводы и даны соответствующие рекомендации по дальнейшей разработке технологии строительства скважины на данном месторождении Рассмотрен спецвопрос на тему " Ликвидация осложнений при помощи профильных перекрывателей " Графический материал в дипломной работе представлен: 1. Геолого технический наряд 2. План расположения буровой установки БУ- 1600/100 ЭП 3. Технологии строительства скважин 4. Профильный перекрыватель ОЛКС-216У 5. Инструмент для установки пластовых перекрывателей 6. Устройство для перекрытия зон поглощения (УПП) Спецификации к техническим чертежам
Создан 18 нояб. 2016 г., 11:26
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 6649
Адыгейский государственный университет (ГОУ ВПО "АГУ")
В работе проведен: Литературный обзор: «Нефть и основные продукты ее переработки» Патентный обзор: «Способы добычи нефти» Специальный вопрос: «» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1. Структурная карта по кровле проницаемой части пласта Дф 2. Схематический геолого-литологический профиль 3. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин 4. Карта накопленных отборов жидкости и закачки воды пласта Дф 5. Карта текущих отборов жидкости и закачки воды пласта Дф 6.График разработки 7. Электроценробежный насос. Модуль-секция Спецификации к техническим чертежам В административном отношении Барсуковское месторождение расположено на территории Пономаревского района Оренбургской области. Месторождение расположено на левобережье р. Б. Кинель, между речками Мартаза и Суелга, на северном склоне Малого Сырта. В геологическом строении разреза принимают участие породы протерозоя, девонской, каменноугольной, пермской и четвертичной систем. Барсуковское нефтяное месторождение - многопластовое, сложное по своему геологическому строению. Промышленная нефтеносность связана с шестью продуктивными пластами: пласт Т1 – турнейского яруса, пласт Зл2 – заволжского надгоризонта, пласт Дф – фаменского яруса, пласт Дк – тиманского горизонта, пласты Д0 и Д1 – пашийского горизонта. Всего выявлено семь залежей нефти: две – в пласте Т1, по одной – в пластах Зл2, Дф, Дк, Д0 и Д1. Барсуковское месторождение нефти расположено в западной части Бесединской площади и связано с одноименным локальным сейсмическим поднятием. Залежь неполнопластового типа, ее размеры составляют 4.4х1.4-2.5 км, этаж нефтеносности – 17.3 м. По товарной характеристике нефть пласта Дф тяжелая – 901,7 кг/м3, высокосернистая (2,69 %), парафиновая (5,41 %), высокосмолистая (19,44 %). Залежь неполнопластового типа, ее размеры составляют 4.4х1.4-2.5 км, этаж нефтеносности – 17.3 м. В работе представлен пересчёт запасов нефти и растворенного в ней газа на 01 января 2015 г. по пласту Дф Барсуковского месторождения, который является основным по накопленной добычи нефти объектом разработки. Остаточные извлекаемые запасы нефти и газа составили 128,7 и 2663,7 тыс.т. соответственно. Барсуковское месторождение открыто в мае 1979 г. Месторождение в эксплуатацию не вводилось и находилось в консервации до 2002 года ввиду отсутствия инфраструктуры. Действующим проектным документом является «Дополнение к технологической схеме разработки Барсуковского нефтяного месторождения Оренбургской области» (протокол ЦКР Роснедра по УВС № 799 от 20.12.2012), выполненное в 2012 году сотрудниками ОАО «ТАНДЕМ». Сравнивая фактические и проектные показатели разработки можно отметить, что различия между ними незначительны. В 2014 году наблюдается небольшое превышение добычи нефти (на 9,2 %), и незначительное отставание по добыче жидкости (на 5,3 %) в сравнении с проектными показателями. Фонд действующих добывающих скважин отстает от проектного на одну единицу. Представленные расхождения в показателях разработки не оказали отрицательно влияния на конечный коэффициент нефтеотдачи. Коэффициент извлечения нефти по месторождению составил 0,176, что выше проектного значения (проект – 0,173). Месторождение разрабатывается согласно действующего проектного документа. Пласт разрабатывается с 2003 года. Всего за весь период разработки пласта добычу нефти осуществляли семь скважин, под закачкой перебывало две скважины. За последний год по пласту Дф добыто 79,1 тыс. т нефти и 109,7 тыс. т жидкости, среднегодовая обводненность продукции – 27,9 %. Накопленная добыча нефти составила 325,6 тыс. т, жидкости – 522,1 тыс. т. Текущий КИН на уровне 0,370 при отборе от НИЗ – 77,9 %. С 2012 года с целью поддержания пластового давления осуществляется закачка воды. За 2014 год в пласт закачано 15,8 тыс. м3 воды. Текущая компенсация составила 51,6 %. Система разработки на месторождении не сформирована, все залежи эксплуатируются единичными скважинами на естественном режиме. В связи с отсутствием какой-либо сформированной системы разработки на данном этапе не представляется возможным судить о ее эффективности. Анализ проведенных геолого-технических мероприятий по объектам разработки Барсуковского месторождения показал, что перспективным мероприятием является проведение большеобъемных обработок призабойной зоны. Для прогноза показателей разработки залежи нефти пласта Дф Барсуковского месторождения использовалась методику расчета показателей разработки предложенной институтом «Гипровостокнефть». Методика дает хорошую сходимость фактических данных с теоретическими выкладками. Вариант 1 (рекомендуемый) предполагает выполнение решений утвержденного варианта действующего проектного документа «Дополнение к технологической схеме разработки Барсуковского нефтяного месторождения», утвержденного в 2012 году (протокол ЦКР Роснедр № 799 от 20.12.2012). Вариант предусматривает бурение новых скважин формирование системы ППД, бурение боковых стволов, выполнение комплексной программы ГТМ. Утвержденный КИН будет достигнут уже через 21 год (2035 г.). На Барсуковском месторождении добыча нефти ведется с помощью установок ЭЦН (100%). Поэтому в работе рассмотрено оборудование для эксплуатации погружными насосами. По состоянию на 01.01.2015 г. действующий добывающий фонд составил шесть скважин, все скважины механизированы, оборудованы ЭЦН. В нагнетательном фонде числится две действующие скважины. Для подъема жидкости на месторождении применяются электроцентробежные насосы высокой производительности от 50 до 125 м3/сут и напором от 2000 до 2550 м. Скважины эксплуатируются насосами отечественного производства. Средний дебит жидкости составил 84 м3/сут, средний дебит нефти – 48 т/сут при обводненности продукции 36%. В работе приведен расчет по подбору УЭЦН к параметрам работы скважины на примере скважины №3. В результате расчета было выявлено, что нет необходимости заменять работающий в скважине насос на насос другой производительности. На Барсуковском месторождении за период с 2010 по 2014 гг. проведено 6 геолого-технологических мероприятий. Комплекс ГТМ включал в себя следующие виды мероприятий: вывод из б/д, БОПЗ, ЛНЭК. Анализ проведенных геолого-технических мероприятий по объектам разработки Барсуковского месторождения показал, что перспективным мероприятием является проведение большеобъемных обработок призабойной зоны. Проведенное экономическое обоснование и оценка результатов расчета показывает, что реализация настоящего технологического мероприятия по интенсификации процесса разработки ЭО Барсуковского месторождения пласта Дф экономически целесообразна (годовой прирост прибыли составляет 35517,83 тыс.руб.). Это позволяет рекомендовать его к внедрению на данном объекте и типовых ЭО ЦДНГ ОАО «Оренбургнефть». При монтаже и эксплуатации установок ЭЦН должны строго соблюдаться правила безопасности в нефтяной промышленности, правила устройства, правила технической эксплуатации и правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителями, что в свою очередь поможет предотвратить производственный травматизм и аварии. Экологическая обстановка в ОАО «Оренбургнефть» является положительной. Чтобы сложившаяся обстановка не ухудшалась должны быть приняты меры, предложенные в работе.
Создан 23 авг. 2016 г., 9:21
107
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 6649
Адыгейский филиал Кубанского государственного медицинского университета в г. Майкопе
Долговское месторождение расположено на территории Курманаевского района Оренбургской области, в 16 км западнее от с. Курманаевка. Осадочная толща площади Долговского месторождения снизу вверх сложена породами каменноугольного, пермского, триасового и четвертичного возрастов. Породы кристаллического фундамента на Долговской площади не вскрыты. Отложения девона и кристаллического фундамента описываются по аналогии с соседними месторождениями. В региональном тектоническом отношении Долговское месторождение расположено в пределах Бузулукской впадины и приурочено к Бобровско-Покровскому валу, который является структурным осложнением южного борта Камско-Кинельской системы прогибов. Большинство поднятий этого вала относится к категории седиментационных структур, сформировавшихся в верхнедевонскую-нижнетурнейскую эпоху. Долговское месторождение нефти расположено в западной части Бузулукского нефтегазоносного района Волго-Уральской нефтегазоносной области. Долговское нефтяное месторождение – многопластовое, сложное по своему геологическому строению. Промышленная нефтеносность установлена в пластах О1 и О4а окского надгоризонта, Б2 бобриковского горизонта, Т1 и Т2 турнейского яруса нижнего карбона. Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа пласта Т2 Западного купола Долговского месторождения. Сбор продукции скважин Долговского месторождения производится в соответствии с «Унифицированными технологическими схемами сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов» (РД 39-0148311-605-86), за исключением нескольких скважин, продукция которых смешиваются до поступления на АГЗУ. Курсовым проектом рекомендуется строительство отдельных выкидных линий от следующих скважин: от скважины №3512 до АГЗУ -6а; от скважины №3513 до АГЗУ-6а; от скважины №1252 до АГЗУ-6; от скважины №1214 до АГЗУ-4; скважины №№ 1236, 1232 и 1233 необходимо подключить к АГЗУ-5. В качестве устройства, замеряющего дебит водонефтяной эмульсии от добывающих скважин, применяются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник» (АМ-40-8-400). 55,0 % протяженности действующей системы выкидных линий и 86,96% нефтесборных трубопроводов отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94). Таким образом, рассматриваемая трубопроводная система эксплуатации Долговского месторождения требует контроля, диагностического обследования технического состояния трубопроводов, а также рекомендуется проведение ежегодного планового капитального ремонта и замены отбракованных и непригодных к дальнейшей эксплуатации участков трубопроводов. Нефти Долговского месторождения парафиновые и высокопарафиновые, смолистые, легкие и маловязкие. При добыче продукции скважин и транспорте может возникнуть проблема образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), образующихся в НКТ и трубопроводах. Снижение влияния АСПО на пропускную способность можно достичь различными методами: – подогрев трубопроводов; – ввод ингибиторов парафиноотложения; – устройство путевых подогревателей; – установка магнитоактиваторов; – применение труб с теплоизоляционным покрытием. Замерные установки «Спутник» и «Сатурн» (АМ-40-8-400, Сатурн 40-8-400) рекомендуется заменить на измерительные установки типа «ОЗНА ИМПУЛЬС, которые имеют дополнительные функции и ряд преимуществ. «ОЗНА ИМПУЛЬС» предназначена: - для измерения среднесуточного массового расхода жидкости; - измерения среднесуточного объемного расхода газа; - определения среднесуточного массового расхода нефти. Дополнительные функции: - измерение давления и температуры; - измерение плотности жидкости; - определение обводненности нефти; - приведение расхода газа к стандартным условиям и определение газового фактора нефти. Количество подключаемых скважин составляет 1-14 шт. Долговская установка предварительного сброса пластовой воды (УПСВ) предназначена для получения: • предварительно обезвоженной нефти с целью ее дальнейшего транспорта на центральный пункт сбора – Бобровскую УПН; • очищенной и дегазированной пластовой сточной воды, используемой в качестве рабочего агента в системе заводнения Долговского месторождения; • нефтяного газа с давлением, необходимым для его бескомпрессорного транспорта на Бобровскую УПН. Проектная производительность установки по жидкости 3500 м3/сут. Текущая производительность установки составляет: • по жидкости 5600 мЗ/сут • по нефти 1700 мЗ/сут • по газу 104000 м3/сут • по пластовой воде 3900 м3/сут Превышение по жидкости составляет 60%. Сырьем для установки является газонасыщенная и обводненная нефть Долговского и Гаршинского месторождений. Готовой продукцией установки предварительного сброса пластовой воды являются:  газ с давлением 0,35 – 0,45 МПа;  смесь нестабильной нефти и нестабильного конденсата с давлением насыщения до 7,0 МПа;  пластовая сточная вода, дегазированная и очищенная до установленных норм, которая используется в качестве рабочего агента для заводнения Долговского месторождения. В настоящее время на Долговской УПСВ применяют реагент-деэмульгатор Сондем. Сырьем для Бобровской УПН являются обводненные газонасыщенные нефти Бобровской группы месторождений (Бобровского (Савельевский купол), Курманаевского, Долговского), а также нефть, транспортируемая с Гаршинского нефтяного месторождения. Бобровская установка подготовки нефти (УПН) предназначена для получения:  обезвоженной, обессоленной и стабильной нефти I группы качества по ГОСТ Р 51858-2002 с содержанием воды – до 0,5 %, солей – до 100 мг/л и упругостью насыщенных паров – до 500 мм рт. ст.;  газа I ступени сепарации с давлением до 0,6 МПа и последующего транспорта его на Нефтегорский ГПЗ;  газа II ступени сепарации и газа термической ступени сепарации с давлением до 0,02 МПа, направляемого на Бобровскую газокомпрессорную станцию (ГКС);  очищенной и дегазированной пластовой сточной воды, используемой в системе заводнения Бобровского месторождения. Производительность установки составляет:  по жидкости – 12 991 тыс. м3/год,  по нефти – 6044,4 тыс. м3/год,  по воде – 6947 тыс. м3/год,  по газу – 85,6 млн. м3/год. С учетом динамики добычи жидкости, потребуется увеличить пропускную способность УПН по жидкости. В связи увеличением добычи обводненной жидкости рекомендуется установить один дополнительный аппарат О-4 для предварительного сброса воды типа БУОН-П или ОН-100, чтобы отделять воду, отслоившуюся при транспорте по промысловому нефтесбору от ЗУ до УПН, и снизить нагрузку на печи. Рекомендуется установить дополнительный отстойник БУОН-3 после печей, поскольку основное количество воды будет отделяться только после нагрева. В настоящее время Долговское месторождение работает с поддержанием пластового давления, общий фонд нагнетательных скважин составляет 30 скв. Закачка рабочего агента производится подтоварной водой с установки предварительного сброса воды Долговского месторождения и пресной водой с реки Самара и Бузулук. В будущем закачку следует производить по существующей схеме. По действующей классификации допустимых сроков эксплуатации принято считать, что трубопроводы, эксплуатируемые: - до трех лет – новые; - до десяти лет – средней продолжительности; - более десяти лет – старые. Нормативный срок эксплуатации продолжительностью, установленной для нефтедобывающей промышленности данного района - 10 лет, достигнут и необходима замена старых труб. Следуя данной классификации, из табл.2.12 видно, что на Долговском месторождении 85,71 % протяженности действующей системы водоводов низкого давления и 44,68 % водоводов высокого давления отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 10 лет в нефтедобывающей промышленности (РД 39-132-94). Таким образом, рассматриваемая система ППД Долговского месторождения требует контроля, диагностического обследования технического состояния водоводов, а также рекомендуется проведение ежегодного планового капитального ремонта и замены отбракованных и непригодных к дальнейшей эксплуатации участков труб. Конструкция нагнетательных скважин должна обеспечивать заданные объёмы закачки при проектном давлении нагнетания воды в течение всего расчётного срока разработки месторождения. Закачка воды в нагнетательные скважины должна производиться через насосно-компрессорные трубы с пакером. Проведён технологический расчёт отстойника и сепаратора, гидравлический расчёт двухфазного и однофазного трубопровода. Проведённое экономическое обоснование и оценка результатов расчёта показывает, что реализация настоящего технологического мероприятия по вводу в строй пяти добывающих скважинах на ЭО Долговского месторождения экономически целесообразна (годовой прирост прибыли составляет 72543,56 тыс.руб.). В работе проведен: Литературно-патентный обзор на тему «Датчики температуры» Специальный вопрос на тему «Комплекс мероприятий по реконструкции систем сбора в связи с вводом пяти новых скважин» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1. Обзорная карта месторождений ПАО "Оренбургнефть" 2. Структурная карта по кровле проницаемой части пласта Т2 3. Геолого-литологический профиль продуктивных пластов Б2, Т1, Т2 4. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин плата Т2 5. Схема сбора нефти Долговского месторождения 6. Схема системы ППД Долговского месторождения 7. Принципиальная схема УПСВ "Долговская" 8. Технологическая схема УПН "Бобровская" 9. Отстойник нефтяной Сборочный чертеж 10. Сепаратор нефтегазовый НГС-2-П-1,0-3000-2-Т-И Сборочный чертеж Спецификации к техническим чертежам
Создан 24 авг. 2016 г., 11:37
138
Тип: Дипломная работа
Стоимость: 6649
Академия маркетинга и социально-информационных технологий - ИМСИТ (г. Краснодар)
В административном отношении Таращанское нефтяное месторождение расположено в пределах Переволоцкого района Оренбургской области. В строении Таращанской площади принимают участие породы архейского кристаллического фундамента и осадочный чехол, сложенный отложениями верхнего протерозоя, девонской, каменноугольной, пермской, триасовой, юрской, меловой и четвертичной систем. Рассматриваемый район в региональном плане расположен на стыке надпорядковых структурных элементов: Восточно-Уральской антеклизы, Прикаспийской синеклизы и Предуральского прогиба. В тектоническом отношении рассматриваемый район принадлежит к северному склону Переволоцко-Сыртовского выступа фундамента юго-западной части Восточно-Оренбургского сводового поднятия. В результате поискового бурения на Таращанском поднятии выявлены залежи нефти в отложениях карбонатного (пласт Т1 турнейского яруса нижнего карбона и пласт Дфр2-1 франского яруса верхнего девона) и терригенного (пласты Дкт2, Дкт3 франского яруса верхнего девона) нефтегазоносных комплексов. Промышленно продуктивными на Таращанском месторождении являются карбонатные пласты Т1 турнейского яруса и Дфр2-1 франского яруса, а также терригенные пласты Дкт2 и Дкт3 франского яруса. Дипломной работой рассчитаны геологические и извлекаемые начальные и текущие запасы нефти и газа пласта Дкт2 Таращанского месторождения объёмным методом. Таращанское месторождение нефти открыто в 2011 году по результатам освоения поисковой скважины № 3. Введено в эксплуатацию в октябре 2012 года вводом скважины № 3 совместно на пласты Т1 и Дкт2. За всю историю разработки выполнено два проектных документа. Действующим проектным документом является проект «Технологическая схема разработки Таращанского нефтяного месторождения» (протокол ЦКР №923 от 13.12.2013) [1]. Период разработки 2012 – 2013 гг. относиться к опытной эксплуатации месторождения, когда пласт Дкт2 разрабатывался скважиной 3, работающей совместно на пластах Т1 и Дкт2. Период разработки 2014 – 2015 гг. характеризуется вводом ещё двух добывающих скважин, увеличением добычи нефти 19,11-17,53 тыс. т, обводненность достигла 4,9%, отбор от НИЗ составляет 5,8%. Месторождение находиться в первой стадии разработки и по настоящий момент. За 01.01.2016 года из пласта Дкт2 добыто нефти 17,53 тыс. т, жидкости - 18,425 тыс. т, обводненность достигла значения 4,9%. Всего по состоянию на 01.01.2016 года из пласта добыто 42,312 тыс. т нефти, что составляет 0,058 % от начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг 0,028, при утверждённом 0.473. Закачка воды в пласт не ведётся. На 01.01.2016 г. отборы нефти и жидкости по объекту Дкт2 отстают от проектных уровней на 15,38 % и 26,53 % соответственно. Что в первую очередь связано с меньшим временем эксплуатации скважины, а так же меньшей продуктивностью, чем предполагалось проектом. Разработка объекта ведётся без поддержания пластового давления тремя добывающими скважинами. По состоянию на 01.01.2016г. среднее по пласту пластовое давление составило 30,8 МПа. В 2012 году величина пластового давления составляла 36,5 МПа. Таким образом продолжать разработку пласта Дкт2 рекомендуется на упруговодонапорном режиме. Источником пластовой энергии является энергия напора подошвенных вод. Из имеющейся информации в этот период эксплуатации пласта Дкт2 Таращанского месторождения не проводились, какие либо геолого-технологические мероприятия. Что в первую очередь связано с малым периодом разработки (всего 3 месяца) и малым числом действующих скважин (одна скважина № 3). В 2013 году на скважине №3 проведён ГРП дополнительная добыча составила 0,9 тыс. т, эффект продержался четыре месяца. В 2014 году на скважине №13 проведена обработка призабойной зоны пласта соляной кислотой дополнительная добыча составила 0,5 тыс. т, эффект продолжался три месяца. Таким образом, одним из наиболее эффективным меропряитием является ГРП. Однако в условиях Таращанского месторождения применение ГРП может усугубить неоднородность коллектора и интенсифицировать обводнение добываемой продукции. Поэтому дипломным проектом рекомендуется провести СКО на скважине №12, как показал расчет потенциального дебита скважины №12 в результате обработки происходит практически полная очистка призабойной зоны пласта и увеличение дебита скважины по нефти. Что говорит о целесообразности проведения СКО на данном пласте. По состоянию на 01.01.2016г. пласт Дкт2 представлен одной залежью, разрабатываемой тремя скважинами, работающих совместно на пластах Т1, Дкт2 и Дкт3. Все скважины находятся в действующем добывающем фонде и эксплуатируются механизированным способом (при помощи ЭЦН). Описана рекомендуемая конструкция скважин для Таращанского месторождения. Осложнения при эксплуатации скважин на месторождении в основном будут связаны со следующими причинами: - выпадением парафина и АСПО в лифтовых колоннах, насосных установках и выкидных линиях; - засорением внутрискважинного оборудования (мехпримесями, песком, пропантом, окалиной, ржавчиной и др.); - коррозией внутрискважинного и поверхностного оборудования; - отложением солей на внутрискважинном оборудовании; - влияние газа на погружное добывающее оборудование; - застывание добываемой продукции в стволе скважины, замерзание устьев и напорных линий. Приведены мероприятия для борьбы с вышеперечисленными осложнениями. Проведён подбор глубинного оборудования для скважины №18. Для насоса УЭЦН5-80-2800, установленного на скважине №18, оптимальный отбор жидкости данным насосом составит 80 м3/сут. Для рекомендуемого насоса ЭЦН5-45-2850 рабочая область по отбору жидкости составляет 15 - 70 м3/сут., т.е. проектный отбор жидкости 34,5 м3/сут. данным типоразмером насоса находится в рабочей области характеристик насоса. Рекомендуется произвести замену насосу на менее производительный. Проведённое экономическое обоснование и оценка результатов расчёта показывает, что реализация настоящего технологического мероприятия (СКО) ЭО Таращанского месторождения экономически целесообразна (годовой прирост прибыли составляет 11447,18 тыс. руб.). Это позволяет рекомендовать его к внедрению на данном объекте и типовых ЭО. Основное условие безопасности при эксплуатации месторождения - это соблюдение трудовой и производственной дисциплины всеми работающими на них. Безопасность деятельности человека на производстве обеспечивается разработкой мер защиты от опасностей. Намечаемая в ходе дальнейшей разработки Таращанского месторождения деятельность не приведёт к необратимым изменениям окружающей среды. Ее реализация допустима при условии: - чёткого выполнения организационно-технических мероприятий по предотвращению загрязнения почв, водной среды и атмосферного воздуха; - контроля за состоянием почв, поверхностных и грунтовых вод, атмосферного воздуха, радиационно-экологического контроля; - безаварийного проведения работ В работе проведен: Литературный обзор на тему «Методы интенсификации добычи на месторождениях» Патентный обзор на тему «Способы и технологии применения кислотных обработок призабойной зоны пласта» Специальный вопрос на тему «Мероприятия по интенсификации добычи нефти пласта Дкт2» Граффический материал в дипломной работе представлен: 1. Структурная карта по кровле пласта Дкт2 2. Карта начальных нефтенасыщенных толщин пласта Дкт2 3. Схематический геолого-литологический профиль продуктивных пластов Дкт-Дфр 4. Карта текущих отборов жидкости пласта Дкт2 (по состоянию на 01.01.2016) 5. Карта накопленных отборов жидкости пласта Дкт2 (по состоянию на 01.01.2016) 6. График разработки пласта Дкт2 Таращанского месторождения 7. Схема конструкции модуля УЭЦН 8. Электроценробежный насос Сборочный чертеж 9. Карта остаточных Нефтенасыщенных толщин пласта Дкт2 (по состоянию на 01.01.2016г.) Спецификации к техническим чертежам
Создан 29 нояб. 2016 г., 15:21
Тип: Другое
Стоимость: 1133
Александровский филиал Современной гуманитарной академии
1. Теоретическая часть (ответ на контрольные вопросы) 1. Когда поток можно считать однофазным? 2. Что такое неустановившийся поток? 3. Что понимают под упругим режимом разработки пласта? 4. Запишите дифференциальное уравнение пьезопроводности и дифференциальное уравнение фильтрации флюида в пористой среде. В чём их физический смысл? Чем они похожи и чем отличаются? 5. Дайте определение и запишите формулы для нахождения коэффициента упругоёмкости пласта и сжимаемости пласта (эффективной сжимаемости). В чём их физический смысл? Чем они похожи и чем отличаются? 6. Дайте определение, охарактеризуйте физический смысл и запишите формулу для нахождения коэффициента пьезопроводности. 7. Перечислите и охарактеризуйте безразмерные величины для нахождения изменения давления. В чём их недостаток? Как они связаны с размерными физическими величинами? Приведите пример. 8. Запишите решение дифференциального уравнения пьезопроводности и охарактеризуйте все величины, входящие в него. Как с его помощью можно определить давление в любой точке пласта? 9. Запишите решение дифференциального уравнения фильтрации флюида в пористой среде и охарактеризуйте все величины, входящие в него. Как с его помощью можно определить давление в любой точке пласта? 10. Опишите ход выполнения работы. 11. Запишите все встречающиеся в лабораторной работе (часть 2) переводы единиц измерения в систему СИ. 12*. Дайте определения и запишите математическое выражение законов сохранения массы, неразрывности потока, уравнения состояния, используемых для вывода дифференциального уравнения пьезопроводности и дифференциального уравнения фильтрации флюида в пористой среде. 2. Определение динамики изменения пластового давления по двум методикам (для условий реального пласта, приняв его за бесконечный). I. Пример расчета изменения пластового давления согласно теории упругого режима. а) построим эпюры распределения давления на расстоянии 0,5, 10, 15 и 20 м от стенки скважины через 10 и 20 часов после пуска скважины в работу. б) построим эпюры распределения пластового через 10, 20 и 50 часов после пуска скважины в работу давления на расстоянии 0,5 и 10 м от стенки скважины. Определим время перехода к установившемуся характеру потока. II. Пример расчета изменения пластового давления согласно подходу, основанному на использовании безразмерных величин. а) построим эпюры распределения давления на расстоянии 0,5, 10, 15 и 20 м от стенки скважины через 10 и 20 часов после пуска скважины в работу. б) построим эпюры распределения пластового через 10, 20 и 50 часов после пуска скважины в работу давления на расстоянии 0,5 и 10 м от стенки скважины. Определим время перехода к установившемуся характеру потока. 3. Сравнение полученных результатов по двум методикам 4. Вывод. Список литературы
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