На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


курсовая работа Определение режима залежи Ромашкинского месторождения

Информация:

Тип работы: курсовая работа. Добавлен: 20.05.2012. Сдан: 2011. Страниц: 13. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


             
 
 

Оглавление 
 

ЗАДАНИЕ………………………………………………………………………….1
    ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………..2
    РЕЖИМЫ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ…………………………………..3-4
    ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ………………………………………............5-9
    РАСЧЁТЫ И ТАБЛИЦА ВЕСОВОГО СОСТАВА ГАЗА…………………………………………………………………..10-12
    РАСЧЁТЫ И ТАБЛИЦА СВОДНЫХ ДАННЫХ …………………………………........................................13-19
    ЗАВИСИМОСТЬ КОЭФИЦИЕНТА СЖИМАЕМОСТИ ПРИРОДНОГО ГАЗА……………………………………………………………………20-21
    СОДЕРЖАНИЕ ТЯЖЕЛЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ……………………………………………………..22
    ГРАФИЧЕСКОЕ ПРИЛОЖЕНИЕ…………………………………..23
ЗАКЛЮЧЕНИЕ…………………………………………………………………………24 
 
 
 
 
 
 

 
 

                        Введение  
 

Курсовая  работа по определению  режима залежи
Ромашкинского месторождения, выполняется  с целью выбора
режима  эксплуатационного месторождения, выбор
конструкции скважины, оптимальный  режим работы
скважины, схемы сбора и  подготовки скважинной продукции.

                                                    
                           
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 


  Режимы газовых залежей. 

   Под режимом газовых залежей понимают проявление преобладающей формы  пластовой энергии, вызывающей движение газа в пласте и обуславливающей  приток газа к скважине в процессе разработки залежи. В практике разработки различают водонапорный и газовый режимы. 

   Режим существенно влияет на разработку залежи и наряду с другими факторами  определяет основные условия эксплуатации, к которым относятся темпы  падения давления и дебита газа, обводнение скважины и т.п. Режим  работы залежи зависит от геологического строения залежи, гидрогеологических условий, её размеров, протяжённости водонапорной системы, физических свойств и неоднородности газовых коллекторов, темпы отбора газа из залежи, методов поддержания пластового давления. 

   Водонапорный  режим. 

   При водонапорном режиме основным источником пластовой энергии является напор  краевых (подошвенных) вод. Он разделяется  на два : Упругий и жёсткий водонапорный режим. 

   Упругий режим связан с упругими силами воды и породы, т.е. поддержание давления происходит за счёт расширения воды и породы. 

   Жёсткий режим характеризуется тем, что при эксплуатации в газовую залежь поступают подошвенные или краевые воды, в результате чего уменьшается не только объём пласта занятого газом, но и полностью восстанавливается пластовое давление 

   Газовый режим. 

   В залежи с газовым режимом (режимом  расширяющегося газа) отбор газа производится за счёт давления, создаваемого расширяющимся  газом – этот проявляется  в  том случае, когда отсутствуют  пластовые воды и если они практически не продвигаются в газовую залежь при снижении давления в процессе разработки.
   
   . 

   На  практике месторождения, как правило, разрабатываются при газо-водонапорном режиме. В этом случае газ продвигается в результате его расширения и  напора воды. Причём количество Н2О внедряющейся за счёт расширения газа значительно меньше того количества, которое необходимо для полного восстановления давления. 

   Главным условием продвижения воды в залежь является её связь газовой части  в водоносной. В большинстве своём  газовое месторождение разрабатывается по газовому режиму. Проявление водонапорного режима замечается после отбора из залежи 20% - 50% запасов газа. 

                      
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 


   .       Ромашкинское нефтяное месторождение. 
 

Является одним  из крупнейших нефтяных месторождений мира. Оно стало разрабатываться в 1948 году на территории Татарии. (Волго-Уральский нефтегазоносный бассейн). 
Залежи на глубине 0,6-1,8 км. Начальный дебит скважин - до 200 т/сут. Плотность 0,80-0,82 г/см3, содержание S 1,5-2,1%.

Ромашкинское месторождение приурочено к крупной пологой куполовидной структуре, расположенной на  южной вершине Татарского свода. На западе эта структура отделяется узким и крупным прогибом меридианального простирания от Акташко-Новоелховского вала, в пределах которого находится крупное месторождение Акташко-Новоелховское. Основная нефтяная залежь Ромашкинского месторождения приурочена к пласту Д1,Пашийского горизонта  и залегает на глубине 1700 метров. Пласт Д1 представленный переслаиванием песчаников, алевролитов и агеллитов, характеризуется сложным строением. На небольшом расстоянии отдельные горизонты выклиниваются или значительно увеличиваются в мощности, сливаясь в единый пласт.
Всего в разрезе  пласта Д1 выделяются пять нефтенасыщенных  горизонтов     (а, б, в, г, д).
Суммарная мощность коллекторов пласта Д1 равна  30-50 метров.
 Пористость  песчаников от 15 до 26 %,проницаемость  от 40 до 2000метров. Дебиты нефти в  начальный период разработки  достигали 100 тонн/сутки и более.  Неповсевместно, лишь на некоторых участков северо-западной части Ромашкинского месторождения, над пластом Д1 залегает нефтяной пласт Д0 Кыновском горизонта франкского яруса, сложенный песчаниками и алевролитами. Ниже пласта Д1 залегают нефтяные пласты Д1 и Д3 Ставрооскольского горизонта живетского яруса.
Они так же представлены песчано-алевролитовыми породами, замечающимися  непроницаемыми разностями. Ещё глубже расположен пласт Д4 Воробьёвского  горизонта живетского яруса. Нефтеносность  этого пласта доказана, но изучена  недостаточно. Нефтяные пласты Д2,Д3,Д4 имеют ограниченное расположение и небольшие запасы нефти.
В последние  годы на Ромашкинском месторождении  установлено нефтеносность в  карбонатных коллекторах Фаменского и Турнейского ярусов, в песчаниках и алевролитах Яснополянского надгоризонта и известняках Башкирского и Верейского горизонтов. Многие из этих залежей уже введены в разработку.

   .
Краткая историческая справка.
     Ромашкинское  месторождение - Самое крупное месторождение Татарии. Было открыто в 1943 г. Географически месторождение расположено на юго-востоке Республики Татарстан. Площадь его составляет более 400 кв. км. Климат района умеренно-континентальный. По Республике Татарстан проходит ряд крупных магистральных нефтепроводов. Район работ обустроен, имеется развитая транспортная инфраструктура (автодорожный, железнодорожный, речной, воздушный).
Краткая геологическая характеристика
     Нефтегазоносность установлена в 22 горизонтах девона и карбона. Всего к настоящему времени на месторождении выявлено более 400 залежей УВ. Для Ромашкинского  месторождения, как для большинства  крупных месторождений платформенного типа, характерно наличие значительных запасов в водонефтяных зонах.
     Остаточные  извлекаемые запасы нефти промышленных категорий составляют 325,1 млн. т.
Текущее состояние разработки
     Степень выработки начальных извлекаемых  запасов - 68.6%. На месторождении пробурено 24030 скважин, обводненность продукции достигла 85,8%. Выполненный анализ по стабилизации добычи нефти на Ромашкинском месторождении позволил оценить потенциально извлекаемые запасы нефти в 876,6 млн. т. Такое увеличение запасов можно получить за счет проведения дополнительной детальной доразведки нижележащих горизонтов и применения методов увеличения нефтеотдачи. Ромашкинское месторождение по основным, активно вырабатываемым горизонтам, вступило в позднюю стадию разработки, характеризующуюся низкими темпами добычи нефти, высокой степенью обводненности продукции, низкими дебитами скважин, большими объемами добываемой воды. Остальные горизонты имеют трудноизвлекаемые запасы нефти. Для их освоения необходимо пробурить дополнительный фонд скважин. Однако все эти мероприятия невозможно осуществить при действующей налоговой системе из-за отсутствия средств у АО "Татнефть".
     
   .
Социально-экономические связи
     Разработку  месторождения осуществляют 7 НГДУ: Альметьевскнефть, Иркеннефть, Сулеевнефть, Лениногорскнефть, Джалильнефть, Азнакаевскнефть и Бавлыннефть. Развитие нефтедобывающей промышленности на юго-востоке Татарстана обусловило занятость в этой отрасли значительной части населения региона. Для переработки нефти были построены объекты нефтегазовой и нефтехимической промышленности: Нижнекамский нефтехимкомбинат, Казанский завод "Оргсинтез", Миннибаевский газоперерабатывающий завод и др. Они, в свою очередь, предопределили направленность целого ряда других отраслей. В результате чего выросли города и рабочие поселки, население которых полностью задействовано в нефтедобыче, либо в смежных отраслях промышленности.
     В рамках действующей налоговой системы  не удастся осуществить доразведку более глубоких горизонтов, перспективных  на нефть, высокая обводненность  продукции и невозможность применения новых технологий приведет к снижению добычи нефти, сокращению численности работников, а как следствие, к уменьшению поступлений в бюджет и разрушению существующей инфраструктуры.
     Перевод разработки Ромашкинского месторождения  на условия раздела продукции позволит увеличить добычу нефти с 78,5 млн. т (за 20 лет) до 361,6 млн. т с вовлечением в разработку перспективных ресурсов, провести замену устаревших коммуникаций и нефтепромыслового оборудования. За счет увеличения объемов нефтедобычи увеличатся и поступления с бюджет с 14979 млрд. руб. до 45809 млрд. руб. за 20-летний период, появится возможность дополнительно вложить в освоение месторождения 26330 млрд. руб. капвложений.
           
   .
Экономический и социальный эффект разработки
Ромашкинского месторождения на условиях
раздела продукции
     Разработка  месторождения на условиях раздела  продукции позволит обеспечить добычу нефти за период в 361,6 млн. т, что на 283,1 млн. т выше уровня базового варианта. В среднем за год дополнительная добыча нефти составит 15,7 млн. т, что позволит сохранить к 2005 году рабочие места для 12 тысяч работников.
     Увеличение  объема проходки за 1998-2015 гг. на 13956 тыс. м или в среднегодовом исчислении на 775 тыс. м позволит не только сохранить  рабочие места в бурении, но и  создать новые. Так, уже к 2001 году количество буровых бригад необходимо будет увеличить на 20%, а в 2005 - на 50% и стабилизировать это количество на период до 2015 года.
     Сохранение  рабочих мест на предприятиях нефтедобычи  обеспечить социальную стабильность и обеспеченность работой взаимосвязанных производств и объектов соцкультбыта в регионе.
     Новые условия отношений с государством при разработке Ромашкинского месторождения  позволит "Татнефти" работать прибыльно. Доход акционерного предприятия  за расчетный период составит 8,7 трлн. руб., не менее 60% этой суммы будет направлено на решение социальных проблем, выплаты дивидендов, развитие инфраструктуры юго-востока Татарстана.
     Как показывают расчеты, при СРП необходимые  капитальные вложения будут покрываться  за счет собственных источников. Учитывая, что более 20% капитальных вложений на нефтепромысловое строительство направляется на повышение экологической безопасности производства и защиту окружающей среды, обустройство месторождений по рассматриваемой программе будет способствовать:
     
   .
     - значительному снижению аварийности  трубопроводной системы (к 1999 году предусматривается полная  замена трубопроводов системы  утилизации сточных вод на  коррозионностойкие металлопластмассовые  трубы), в результате решится проблема засоления вод и земель, улучшится общее состояние рек и водоемов;
     - всемерному сокращению вредных  выбросов в атмосферный воздух  за счет внедрения системы  улавливания легких фракций, оборудования  для откачки газов из затрубного  пространства скважин с утилизацией его в систему нефтесбора, выноса производственных баз и стоянок автомобилей за пределы городов, перевода автомобилей на газообразное топливо и т.д.;
     - защите подземных питьевых вод  за счет строительства скважин  по специальной конструкции, гидроизоляции земляных амбаров при бурении и ремонте скважин и т.д.
     На  выполнение природоохранных мероприятий, предусмотренных в программе "Экология", в 1996-2000 гг. требуется порядка 500 млрд. руб. (ежегодно). Невыполнение этих мероприятий  осложнит и без того напряженную экологическую обстановку на юго-востоке РТ.
     Вышесказанное свидетельствует о необходимости  и экономической целесообразности как для государства, так и  для инвестора, в лице акционерного общества "Татнефть", разработка Ромашкинского месторождения на условиях Соглашения о разделе продукции. 
 
 
 
 
 

  

     



 Вычисляем весовой состав газа. 

CH4 = 16 (M)     (388) – Объёмный состав газа.
C2H6 = 30 (M)   (19,1)
C3H8 = 44 (M)   (7,8)
C4H10 = 58 (M) (8,0)
C5H12 = 72 (M) (6,8)
N2 = 28 (M)        (8,0)
CO2 = (M)          (1,5) 

 Весовой компонент: 16 (молярная масса)   38,8 (объёмный состав) 

    19,8 = 573
    17,8 = 783,2
    8,0 = 464
    6,8 = 489,6
    8,0 = 224
    1,5 = 72
 
 
Рассчитаем  сумму: 620.8 + 573 + 783.2 + 464 + 489.6 + 224 + 72 = 3226.6  

Весовой состав: Сумма   100 и разделить на общую сумму исходя из пропорции: 

           3226.6    100
               1           x   ; 

       
      100 / 3226.6 = 19.240
573   100 / 3226.6 = 17.758
783.2   100 / 3226.6 = 24273
464   100 / 3226.6 = 14.380
489.6   100 / 3226.6 = 15.173
224   100 / 3226.6 = 6.942
72   100 / 3226.6 = 2.231

   .
Сумма равна: 100%  

Определяем  молярную массу смеси:
             ___100__
Мсм = g1+g2+gn;
             m   m   m
            
где g – массовые доли компонентов в процентах.
       
        __________________100_____________________
М 19,240    17,758    24,273    14,380    15,173   6,942
            16      +     30    +    44    +    58     +    72    +  28     

    2,231      ______________100_______________
 +   48    =   12025+0,5919+0,5516+0,2479+0,2107  +  

_____100_____        100__
0,2479+0,0464   =   3,0989  = 32,26 
 
 
 

Находим (P ) плотность газа в нормальных условиях: 

  P  = M /22,41 ;      P   =32,26 / 22,41 = 1,43 ; 

  Находим ( P ) плотность относительно воздуха: 

    _                               _
    P = P   / 1,293 ;       P = 1,43 / 1,293 = 1,10 ; 
 
 
 
 


   . 
 

ГАЗЫ    %     M Весовой компонент Сумма Весовой состав
  CH4   38.8    16      16   38,8
  620.8
  19,240
       C2H6   19.1    30      30    19.1
  573
  17,758
       C3H8   17.8    44      44    17.8
  783.2
 
24.273
       C4H10     8.0
   58  
   58     8.0
  464
  14,380
       C5H12     6.8
   72      72     6.8
  489,6
  15,173
           N2
    8.0
   28      28     8.0
    224
    6,942
         CO2     1.5
   48      48 .   1.5
    72
 
  2,231
Сумма 100%    100 __     ____  
3226.6
     100
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

                      

                      .
                                         РАСЧЁТЫ: 

           _Pн_      
Pпр = Pкр ;        

Pн – начальное пластовое давление.
Pкр – критическое давление. 

Для приближённых расчётов P критическое и T критическое можно определить по формулам: 

          Pкр = 49,5 – 37 умноженное на плотность; 

          Tкр = 93 + 176 умноженное на плотность; 

                                  Tпластовое___
                       Tпр = Tкритическое  ; 

Z – определяется по табличной зависимости коэффициента сверхсжимаемости от P приведённого при различных T приведённых Z
Для каждого значения. 
 
 

  Pкр =49,5 – 37   1,10 = 45,43 ; 

Tкр =93 + 176   1,10 =191,56 ;    

      
Pпр = 295,8 / 45,43 = 6,51 ; 

        = 289,8 / 45,43 = 6,37 ; 

        = 280,1 / 45,13 = 6,16 ; 

        = 286,3 / 45,43 = 5,90 ;

                                                    
                           
 

        = 254,5 / 45,43 = 5,60 ; 

        = 241,4 / 45,43 = 5,31 ; 

        = 228,8 / 45,43 = 5,03 ; 

       = 216,8 / 45,43 = 4,77 ; 

        = 204,8 / 45,43 = 4,50 ; 

        = 193,4 / 45,43 = 4,25 ; 

        = 188 / 45,43 = 4,13 ; 

 Пластовую температуру переводим в Кельвины: 

      273 + 25C = 298K; 

  Tпр = Tпл (25С) / Tкр;
      
      Tпр = 298 / 286,6 =1,04 ; 

Pпл / Z = 29,58 / 0,829 = 35,17 ; 

              = 28,98 / 0,829 = 34,96 ;

   . 

              = 28,01 / 0,806 = 34,75 ; 

              = 26,83 / 0,773 = 34,71 ; 

              = 25,45 / 0,735 = 34,62 ;

   .
              = 24,14 / 0,718 = 33,62 ; 

              = 22,88 / 0,700 = 33,68 ; 

              = 21,68 / 0,655 = 33,22 ; 

              = 20,48 / 0,588 = 34,83 ; 

              = 19,34 / 0,558 = 34,65 ; 

              = 18,8 / 0,547 = 34,37 ; 
 

Pн / Z – Pт / Z = 35,17 – 34,96 = 0,21 ; 

                          = 35,17 – 34,75 = 0,42 ;
            
                          = 35,17 – 34,71 = 0,46 ; 

                          = 35,17 – 34,62 = 0,55 ; 

                           = 35,17 – 33,62 = 1,55 ; 

                           = 35,17 – 33,68 = 1,49 ; 

                           = 35,17 – 33,22 = 1,95 ;

      .
                           = 35,17 – 34,83 = 0,34 ; 

                           = 35,17 – 34,65 = 0,52 ; 

                           = 35,17 – 34,37 = 0,80 ; 

      Находим альфа  (    ) для построения графиков  

                        Q / Pн / Z – Pт / Z ; 

                     = 0,82 / 0,21 = 3,90 ; 

                       = 1,82 / 0,42 = 4,33 ; 

                       = 3,30 / 0,46 = 7,14 ; 

                       = 5,23 / 0,55 = 9,50 ; 

                       = 7,46 / 1,55 = 4,81 ; 

                       = 9,85 / 1,49 = 6,61 ; 

                       = 12,3 / 1,95 = 6,30 ; 

                       = 14,8 / 0,34 = 43,5 ; 

                        = 17,3 / 0,52 = 33,26 ; 

                        = 19,8 / 0,80 = 24,75 ; 
 

Pн – Pт = 29,58 – 28,98 = 0,6 ; 

              = 29,58 – 28,01 = 1,57 ;

   . 

              = 29,58 – 26,83 = 2,75 ; 

              = 29,58 – 25,45 = 4,13 ; 

              = 29,58 – 24,14 = 5,44 ; 

              = 29,58 – 22,88 = 6,7 ; 

              = 29,58 – 21,68 = 7,9 ; 

              = 29,58 – 20,48 = 9,1 ; 

              = 29,58 – 19,34 = 10,24 ; 

              = 29,58 – 18,8 = 10,78 ; 

    
 
 
 
 
 

Q / Pн – Pт = 0,82 / 0,6 = 1,36 ; 

                     = 1,82 / 1,57=1,15 ; 

                     = 3,30 / 2,75 = 1,2 ; 

                      = 5,23 / 4,13 = 1,26 ; 

                      = 7,46 / 5,44 = 1,37 ; 

                      = 9,85 / 6,7 = 1,47 ; 

                      = 12,3 / 7,9 = 1,55 ;

     .
                       = 14,8 / 9,1 = 1,62 ; 

                     = 17,3 / 10,24 = 1,68 ; 

                      = 19,8 / 10,78 = 1,83 ; 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 

 
Pпл МПа
 
Qдоб Млрд.
  м3
 
Pпр
 
Tпр
      Z
 
Pпл/Z  
 
Pн/Z - /Z
    
 
 
Pн - Pт
 
Q/Pн -Pт
        29,58     6,51 1,04  
0,841
 
35,17
       
   28,98  
0,82
6,37 1,04  
0,829
 
34,96
 
0,21
 
3,90
    0,6
 
1,36
   28,01  
1,82
6,16 1,04  
0,806
 
34,75
 
0,42
 
4,33
 
1,57
 
1,15
  26,83   3,30
5,90 1,04  
0,773
 
34,71
 
0,46
 
7,14
 
2,75
 
  1,2
  25,45   5,23
5,60 1,04  
0,735
 
34,62
 
0,55
 
9,50
 
4,13
 
1,26
  24,14   7,46
5,31 1,04  
0,718
 
33,62
 
1,55
 
4,81
 
5,44
 
1,37
  22,88  
9,85
5,03 1,04  
0,700
 
33,68
 
1,49
 
6,61
 
  6,7
 
1,47
  21,68  
12,3
4,77 1,04  
0,655
 
33,22
 
1,95
 
6,30
 
  7,9
 
1,55
  20,48  
14,8
4,50 1,04  
0,588
 
34,83
 
0,34
 
43,5
 
  9,1
 
1,62
 
19,34
 
17,3
4,25 1,04  
0,558
 
34,65
 
0,52
 
33,26
 
10,24
 
1,68
    18,8             19,8       4,13     1,04 0,547            34,37                  0,8  
24,75
10,78  
1,83
 
 
 
                                       

                                      .
                                        = 2,93   М / Tпл / 1033; 
 

Газовая залежь эксплуатируется при газовом  режиме.
Отношение количества газа добытого за определенный промежуток времени к падению давления в залежи, тот же промежуток температурная постоянная. 

                                         = Qдоб / Pн*-Pт* = Const; 

Если альфа  в процессе эксплуатации увеличивается, режим залежи будет: Газо-водонапорный, в этом случае возможен приток газа из других горизонтов. 

При утечки газа из залежи, количество которого не учитывается, значения альфа со временем уменьшается. 

Режим работы газовой залежи можно определить графически,
путём построения зависимости.
 
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.