В данном курсовом проекте рассмотрена эффективность ГРП по Сабанчинскому месторождению. Актуальность темы заключается в том, что разработка нефтяных месторождений в настоящее время находится на заключительной стадии разработки.

Содержание

Введение

1. ООО «Татнефть — ЛениногорскРемСервис»

. Геолого-физическая характеристика Сабанчинского месторождения

.1 Общие сведения о районе работ

.2 Литолого-физическая характеристика разреза

.3 Общая характеристика продуктивных пластов

Нужна помощь в написании отчета?

Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Поможем с характеристой и презентацией. Правки внесем бесплатно.

Заказать отчет

.4 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

.4.1 Физико-химическая характеристика нефти и газа

. Динамика и состояние разработки Сабанчинского месторождения. Анализ показателей разработки, анализ фонда скважин, современные технологии повышения нефтеотдачи пластов

. Характеристика методов воздействия на призабойные зоны пласта для интенсификации добычи нефти

. Результаты применения методов воздействия на призабойные зоны пласта для интенсификации добычи нефти из выбранного объекта

.1 Проектирование ГРП

.2 Анализ результатов расчета

.3 Характеристика материалов и реагентов

Нужна помощь в написании отчета?

Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Поможем с характеристой и презентацией. Правки внесем бесплатно.

Заказать отчет

. Проектирование применения одного из методов воздействия на призабойные зоны пласта для интенсификации добычи нефти из выбранного объекта

Заключеиие

Список использованной литературы

месторождение пластовый жидкость нефть

Введение

В данном курсовом проекте рассмотрена эффективность ГРП по Сабанчинскому месторождению. Актуальность темы заключается в том, что разработка нефтяных месторождений в настоящее время находится на заключительной стадии разработки.

За долгий период эксплуатации скважин состояние призабойной зоны пласта (ПЗП) существенно изменилось, ухудшились его коллекторские свойства, снизилась проницаемость, уменьшилась нефтеотдача.

Снижение естественной емкостно-фильтрационной характеристики ПЗП в основном обусловлено следующими причинами:

— частичная или полная кольматация поровых каналов глинистым раствором или фильтратом;

засорение ПЗП при ремонтных работах в процессе эксплуатации скважин;

выпадение в ПЗП и адсорбция асфальтеносмолистых и парафиновых частиц на поверхности поровых и перфорационных каналов из-за изменения термодинамических условий в процессе эксплуатации.

В связи с этим за долгие годы разработки на месторождениях НГДУ «Бавлынефть» заметно снизилась добыча нефти, увеличилась обводненность продукции.

Улучшение состояния ПЗП ведет к увеличению дебита скважин и в конечном итоге к увеличению коэффициента нефтеотдачи пласта.

Гидроразрыв пласта является одним из наиболее эффективных методов увеличения нефтеотдачи, заключающийся в создании высокопроницаемых каналов фильтрации путем заполнения образовавшихся в пласте трещин песком или каким-либо другим наполнителем.

1. ООО «Татнефть — ЛениногорскРемСервис»

На 1 апреля 2008 года общая численность персонала ООО «Татнефть — ЛениногорскРемСервис» составляет 894 человека, в том числе рабочих — 676, руководителей специалистов и служащих (РСС) — 218.

Нужна помощь в написании отчета?

Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Поможем с характеристой и презентацией. Правки внесем бесплатно.

Цена отчета

Таблица 1 Распределение численности персонала по подразделениям ООО «Татнефть — ЛениногорскРемСервис»

 

Таблица 2 Основные производственные функции подразделений ООО «Татнефть — ЛениногорскРемСервис»

 

Таблица 3 — Распределение работников предприятия по уровню образования

 

Таблица 4 Распределение по полу, национальности и возрасту

Таблица 5 Распределение численности рабочих основных профессий в разрезе цехов

Нужна помощь в написании отчета?

Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Поможем с характеристой и презентацией. Правки внесем бесплатно.

Подробнее

 

2. Геолого-физическая характеристика Сабанчинского месторождения

2.1 Общие сведения о районе работ

В административном отношении Сабанчинское месторождение находится на землях Бавлинского района Татарстана, с pазвитой инфpаструктуpой, обеспеченного энергетическими мощностями, рабочей силой, путями сообщения. Месторождение относится к сложным, насчитывая по разрезу четыре продуктивных горизонтов, которые в свою очередь подразделяются на пласты и пропластки.

Орогидрография района

Сабанчинское нефтяное месторождение расположено в северной части Бавлинского района Республики Татарстан, в 12 км к юго-востоку от разрабатываемого Ромашкинского месторождения и 20 км севернее Бавлинского. На юге-востоке оно граничит с Туймазинским месторождением, разрабатываемым объединением «Башнефть». Расстояние до ближайших железнодорожных станций Бугульмы и Ютазы Самарской дороги 20 … 30 км. В геоморфологическом отношении месторождение расположено в пределах Бугульминского плато, довольно расчлененного. Абсолютные уровни колеблются от 350 … 365 м на водоразделах, до 110 … 120 м в речных долинах. Климат, как и на всей территории Татарстана, континентальный. Перепады температур от 370С до минус 490С среднегодовая 260С. Годовое количество осадков 400 … 450 мм. Почвы района в основном черноземные, имеются участки с выходами коренных пород. Из полезных ископаемых, кроме нефти, известны месторождения минерального и строительного сырья: известняки, гравий, пески, глины строительные. Для питьевых целей используются подземные воды из пермских отложений, для промышленных — воды рек Ика, Дымка и Зая. Первооткрывательницей Сабанчинского месторождения явилась в 1963г. сквaжина № 27, заложенная трестом в сводовой части бобриковского поднятия. При бурении поисковой скважиной № 4 в 1965г. промышленный приток нефти был получен из пласта ДIпашийского горизонта. В 1975г. разведочная скважина № 71, пробуренная на севере месторождения открыла залежь нефти в фаменском ярусе

.2 Литолого-физическая характеристика разреза

Продуктивными отложениями являются терригенные пласты-коллекторы девона (Н=1780 м), нижнего карбона (Н=1220 м ) и карбонатные породы девона (H = 1460 м). На месторождении выявлено 13 залежей нефти, практически совпадающих в плане по продуктивным горизонтам и контролируемых небольшими куполовидными поднятиями, в ряде случаев обьединяющихся единой стратоизогипсой. Терригенные коллекторы, сложенные песчаниками и алевролитами, относятся по В. Н. Дахнову к типу поровых, средне- и высокоемких, низко- и высокопроницаемых. Карбонатные коллекторы, сложенные известняками различных структурных разностей, относятся к типу трещинно- поровых, низко- и среднеемких, среднепроницаемых. Режим залежей упруго-водонапорный. Воды представляют высокоминерализованные рассолы (М= 241-276 г/л) хлоркальциевого типа по В. А. Сулину. Нефти девонских отложений относятся к типу сернистых, парафинистых, смолистых. Нефти отложений бобриковского горизонта относятся к типу тяжелых, высокосернистых, парафинистых, высокосмолистых.По количеству запасов месторождение относится к классу средних.Месторождение открыто в 1963 году и введено в промышленную разработку в 1974 году.На месторождении выделено три эксплуатационных объекта, в т.ч. основных три (пашийского, данково-лебедянского, бобриковского возрастов). Разбуриваниебобриковского объекта осуществляется по комбинированной сетке с расстоянием между скважинами от 350 до 500м., данково-лебедянского и пашийского (3залежи) по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 400м. Cистемазаводнения пятирядная с блоковым разрезанием и законтурная. С целью увеличения КИН применяются полимерноезаводнение и ИКНН и ГРП. На 1.01.1993 г на месторождении пробурено 678 скважин, в т.ч. 528 добывающих ,119 нагнетательных, 31 прочих категорий. В разработке находятся бобриковский объекты, пашийский и данково-лебедянский зксплуатируются единичными скважинами. Годовая добыча нефти составляет 751 тыс.т., жидкости — 3920 тыс.т. Текущие дебиты нефти 5,7 т/сут., жидкости 29,7 т/сут. С начала разработки отобрано 21184 тыс.т.нефти, 67244 тыс.т.жидкости. Обводненность составляет 80,8 %. Коэффициент нефтеизвлечения: пpоектный 0,370 д.ед.; без применения новейших МУН 0,359 д.ед.; текущий на 1.01.1994 года — 0,245.

.3 Общая характеристика продуктивных пластов

Промышленные скопления нефти на территории Сабанчинского месторождения приурочены к пашийскому горизонту (пласты DIа+б), фаменскому ярусу (пласт DIII) и бобриковскому горизонту, который является основным объектом разработки.

По принятой в настоящее время в объединении «Татнефть» индексации, в бобриковском горизонте выделяются, снизу вверх, пласты Б-1, Б-2, Б-3 и Б-4. На Сабанчинском месторождении в толще коллекторов практически невозможно выделить отдельные пласты, найти их границы по разрезу. Нижний пласт Б-1 имеет линзовидное строение, часто представлен плотными породами, а в большинстве скважин, где он является коллектором, лежит ниже уровня ВНК. Пласты Б-2 и Б-3 являются основными на Сабанчинском месторождении, представлены в большинстве случаев высокопористыми проницаемыми песчаниками. Пласт Б-4 имеет небольшую толщину, малую площадь распространения, представлен глинистыми плотными породами. В тех редких случаях, когда пласт Б-4 представлен песчаниками, он сливается с нижележащей толщей. Единый бобриковский пласт залегает в основном интервале 3-14 м от кровли турнейского яруса, чаще всего в интервале 5-11 м. Средняя толщина нефтенасыщенных коллекторов по продуктивным скважинам составляет 6,72 м, а по расчету нефтенасыщенных объектов — 4,5 м. Коэффициент расчлененности, вычисленный с учетом всех пропластков коллекторов, в том числе и водоносных, составляет 1,24, а без водоносных пропластков и если не учитывать глинистых перемычек тоньше 1 м — всего 1,13. Этот объект составляет основную залежь, которая вытянута на 20 км с юго-востока на северо-запад при ширине от 1,7 до 9,5 км, и две небольшие залежи на севере и юге, величиной соответственно 1,9 х 2,1 км и 3,8 х 3,0 км. Анализ измерения границ залежей, по сравнению с 1979г. проведен с севера на юг, по блокам. Отдельная залежь на 8 блоке, после уточнения границ обширной зоны замещения к югу и западу от нее, немного уменьшилась по площади. На севере и западе первого блока, относящегося к основной залежи, изменения границ при разбуривании взаимно компенсировалось. Внешний контур второго блока раздвинулся как на северо-западе, так и в восточной части. Границы третьего блока на западе почти не изменились, а на востоке, после разбуривания участка на границе с Туймазинским месторождением ( скважина №2104, 2109, 2151, 2157 ), площадь залежи выросла. Четвертый блок, залежь которого, по данным 1979г., представлялась отдельными куполами, после бурения скважины №1887, 1888 соединилась с основной структурой и площадью этого участка расширилась. На четвертом блоке с одной стороны, границы залежи несколько раздвинулись, с другой стороны, увеличились зоны отсутствия коллекторов в пределах контура нефтеносности. На пятом блоке, за счет разбуривании участка повышенной мощности на западе (скважина №1990, 1992, 2006, 2007 ), площадь залежи несколько расширилась, но она еще более уменьшилась на юге и в центральной части за счет обширной зоны замещения и вследствие усложнения контуров нефтеносности, которые замкнули с юга основную залежь гораздо севернее, чем намечалось в подсчете 1979г.

Восьмой блок, поновым данным, является отдельной залежью, отделяющейся пологим прогибом от основной на севере и зоной замещения на юге от Туймазинского месторождения (скважина №679,1579, 1057, 1616). Почти вся площадь этого блока, в результате бурения эксплуатационных скважин №2158, 2175, оказалась за пределами старого контура. Таким образом, эксплуатационное разбуриваниебобриковского горизонта существенно раздвинуло границы залежи и в то же время уточнило расположение зон замещения, увеличило их, особенно в южной части. В результате общая площадь нефтеносности возросла на 5,74 %.В то же время при бурении новых скважин были вскрыты несколько участков повышенной мощности, 6 … 8 м и более, на севере, в первом и втором блоках, на востоке третьего и четвертого блоков, на западе четвертого и пятого блоков. В результате средневзвешенная толщина нефтенасыщенных коллекторов по объекту увеличилась от 3,99 м до 4,5 м. Средняя отметка ВНК, по данным 118 скважин, составляет 965,6 м, в том числе по скважинам с удлинением до 20 м — 965,8м, свыше 20 м — 965,5 м. При общей тенденции некоторого повышения уровня ВНК с севера на юг и юго-восток (от отметок 966-969 м и 959-962 м), изменением ВНК в конкретных скважинах больше обусловлено наличием значительных наклонов ствола скважин (до 30-450, при удлинении свыше 20 м), чем общим геологическими закономерностями. Тип залежи пластовый, сводовый, литологически ограниченный. Самая высокая отметка кровли продуктивного пласта отмечена в скважине №1939 ( минус 944.7 м), этаж нефтеносности залежи до 24 м.

.4 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

.4.1 Физико-химическая характеристика нефти и газа

Исследование физико-химических свойств нефтей в пластовых и поверхностных условиях проводилось по пластовым пробам в ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ. Пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ПД-3 и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ (вискозиметр высокого давления универсальный) и капиллярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти и газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался нахромотографах типа «Кристалл-200М». Все данные исследования приведены согласно РД 153-39-007-96 «Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений».

Всего по бобриковскому горизонту Сабанчинского месторождения проанализировано: пластовых — 108 проб, поверхностных — 61 проба. При обработке данных была произведена отбраковка результатов некачественных анализов, в расчет принимались только качественные. Ниже приводится краткая характеристика нефти по бобриковскому горизонту.

Нужна помощь в написании отчета?

Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Поможем с характеристой и презентацией. Правки внесем бесплатно.

Цена отчета

Исследование свойств нефти бобриковского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 36 скважин.

Данные исследования показывают, что параметры пластовой нефти бобриковского горизонта в целом по месторождению изменяются в следующих пределах: давление насыщения изменяется от 2,1 до 6,1 МПа, среднее значение которого равно 3,81 МПа; газосодержание — от 9,9 до 36,6 м3/т, среднее значение которого равно 22,9 м3/т; объемный коэффициент — от 1,038 до 1,117, среднее значение которого равно 1,0643; вязкость пластовой нефти изменяется от 12,0 до 43,15 мПа.с, среднее значение которой составляет 18,79 мПа.с (таблица 1).

Результаты этих анализов были учтены при обобщении материала и расчете средних значений параметров. Плотность пластовой нефти — 848,0кг/м3, сепарированной — 888 кг/м3. Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти приведён в таблице 1.

Таблица 1 Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти

 

Содержание серы в нефти изменяется от 1,5 до 4,1% масс, в среднем равно 2,45%, асфальтенов — от 2,7 до 11,5%, в среднем 5,9% , парафинов — от 1,9 до 5,1%, среднее значение равно 2,99 % весовых.

Нефти бобриковского горизонта относятся к группе вязких, высокосернистых и парафиновых нефтей

Водоносные горизонты бобриковских отложений изучались при опробовании пластов — коллекторов глубоких разведочных и эксплуатационных скважин и по данным промысловой геофизики. При опробовании проводились замеры дебита воды, отбирались пробы воды на анализ.

В бобриковско-тульских отложениях нижнего карбона преимущественно водоносны песчаники и алевролиты. Водообильность их колеблется в пределах от 60 до 100 м3/сут при различных динамических уровнях. Статистические уровни устанавливаются на абсолютных отметках от +7,5 до — 17,25 м. Режим залежей, приуроченных к этим отложениям, упруговодонапорный. По химическому составу пластовые воды относятся к хлоркальциевому типу по В.А. Сулину.

Общая минерализация составляет 220,0 — 267,3 г/л, плотность — 1157 -1174 кг/м3, вязкость — 1,72-1,78 мПа.с. Растворенный в воде газ метаново-азотный, газонасыщенность — 0,139-0,745 м3/т, упругость газа составляет — 3,0-6,5 МПа, объемный коэффициент — 1,001.

Органическое вещество пластовых вод представлено углеродом битумной фракции, окисляемостью йодатной и перманганатной, фенолами и общим азотом.

Кизеловский горизонт

По кизеловскому горизонту свойства и состав нефти оценивались по результатам исследований 12 проб, отобранных из 4 скважин.

Пластовая нефть горизонта характеризуется давлением насыщения равным 3,27 МПа, газосодержанием, составляющим 20,1 м3/т. По величинам плотности и вязкости нефть относится к числу средних, с повышенной вязкостью. Нефть является сернистой (3,4 % масс.), парафиновой (1,78 % масс.), смолистой (12,7 % масс.). Содержание фракций, выкипающих до температуры 300 ОС, составляет 41 % объемн.

Бобриковский горизонт

По бобриковскому горизонту исследовано 87-107 проб пластовой и 5-56 проб поверхностной нефти.

По результатам исследований давление насыщения нефти газом составляет 3,81 МПа, газосодержание — 22,9 м3/т, плотность и вязкость пластовой нефти соответственно составляют 856,1 кг/м3 и 18,79 мПа·с.

По свойствам нефть относится к числу средних, с повышенной вязкостью. По составу она является сернистой (2,45 % масс.), парафиновой (2,99 % масс.), смолистой (13,84 % масс).

Содержание фракций, выкипающих до температуры 300 ОС, составляет 43,7 % объемн.

3. Динамика и состояние разработки Сабанчинского месторождения. Анализ показателей разработки, анализ фонда скважин, современные технологии повышения нефтеотдачи пластов

Сабанчинское месторождение введено в промышленную разработку в 1979 году согласно технологической схемы разработки, составленной К

Средняя оценка 0 / 5. Количество оценок: 0

Поставьте оценку первым.

Сожалеем, что вы поставили низкую оценку!

Позвольте нам стать лучше!

Расскажите, как нам стать лучше?

693

Закажите такую же работу

Не отобразилась форма расчета стоимости? Переходи по ссылке