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:


Курсовик Текущее состояние проблемы на Западно-Сургутском месторождении.Методы борьбы с АСПО в нефтегазодобывающей промышленности.Проведение работ по промывке гидрато-парафиновых пробок в скважинах установкой «Гибкая труба»

Информация:

Тип работы: Курсовик. Добавлен: 11.11.2013. Сдан: 2013. Страниц: 55. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):



СОДЕРЖАНИЕ


Введение…………………………………………………………………….……..3

1.Общая часть……………………………………………………….…...…….5
1.1Характеристика района работ……………………………………….………….5
1.2.История освоения месторождения……………………………….…….…......6
2.ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ………………………………………………..….8
2.1.Краткий геологический очерк……………………………………………..….8
2.2Характеристика продуктивных горизонтов……………………………….....9
3.СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ…………………………………………………..........14
3.1.Технология капитального ремонта скважины……………………………..…14
3.2 Причины и условия образования АСПО……………………………………...15
3.3 Текущее состояние проблемы на Западно-Сургутском месторождении…...25
3.4 Методы борьбы с АСПО в нефтегазодобывающей промышленности……...27
3.5. Методы предотвращения образования АСПО…………………………….....39
3.5.1 Ремонты с помощью установки «Гибкая труба»……………………….....39

3.5.2 Применение установок с непрерывной трубой…………………………......36
3.5.3 Подготовительные работы перед удалением АСПО…………………….....38
3.5.3.1 Проведение работ с установкой «Гибкая труба»………………………...38
3.5.4 Проведение работ по промывке гидрато-парафиновых пробок в скважинах установкой «Гибкая труба»………………………………………………………..41
3.5.5 Гидравлический расчёт промывки скважины № 102 Западно-Сургутского месторождения, для удаления гидратно-парафиновой пробки…………….…...43
Заключения выводы и рекомендации …………………………..……………51
Список используемой литературы …………………..………………...……. 55
Приложение 1,2,3


Введение

Сургутнефтегаз - одна из крупнейших российских нефтяных компаний. Сфера деятельности компании охватывает разведку, обустройство и разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений, добычу и реализацию нефти и газа, производство и сбыт нефтепродуктов и продуктов нефтехимии. Сургутнефтегаз отличает стабильная динамика роста, основанная на высоких темпах роста производства и постоянном наращивании сырьевого потенциала. Гибкая долгосрочная стратегия развития компании основана на многолетнем опыте и использовании новейших технологий.
В настоящее время на нефтяных промыслах, в том числе в ООО «Сургутнефтегаз» широко используются штанговые скважинные насосные установки - ШСНУ. Это связано с тем, что для добычи нефти при дебитах скважин менее 50 м3/сут не создано ещё достаточно надёжного, долговечного и в тоже время недорогого насоса другого типа, как, например, винтового, центробежного или диафрагменного. И, несмотря на многие свои недостатки, штанговые насосы удовлетворяют этим требованиям.
К недостаткам ШСНУ можно отнести большую металлоемкость, необходимость строительства свайного поля и установки станка-качалки, быстрый износ оборудования и выход из строя насосной установки.
Основными причинами отказов ШСНУ, как правило, являются протёртости штанг и труб, утечки в клапанах, негерметичность плунжера, соле и парафиноотложения, коррозия металла.
Увеличение МРП на прямую связана эффективным использованием методов борьбы и профилактики АСПО возможно при условии планомерной, систематической работы по анализу режимов работы скважин, результатов ПРС и депарафинизацион-ных работ.
Тема данного курсового проекта: «Технологии удаления АСПО с помощью колтюбинга на Западно - Сургутском месторождении» , в ней приводится конструкция агрегата; технология проведения работ; возможности установки; виды ремонтных работ; количество и качество проводимых капитальных ремонтов с целью очистки скважин от гидратно-парафиновых отложений.





1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ
1.1. Характеристика района работ

В административном отношении Западно-Сургутское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 20 км. К Северо-Западу от города Сургут и частично в пределах его городской черты. Южная часть месторождения находится в пойменной и русловой правобережной части р. Оби.
Основная артерия - р. Обь - ограничивает рассматриваемую территорию с юга и имеет широтное направление течения. Непосредственно по территории месторождения протекает река Черная. Река Обь судоходна в течение всей навигации.
В орографическом отношении территория представляет собой слабопересеченную, значительно заболоченную, неравномерно залесенную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +25 до +75 м.
В северной части площади имеется большое количество болот и озер. Болота непроходимые Дальше, на севере, расположены крупные озера Тойек-Лор и Чукнын-Лор.
Растительность представлена смешанными лесами с преобладанием хвойных и тальниковых кустарников.
Климат районо резко континентальный с продолжительной холодной зимой и коротким летом. Устойчивый снежный покров образуется в третьей декаде октября и держится 200-220 дней. Глубина промерзания грунта составляет 1.0-1.5 м. Среднегодовая температура колеблется от -32С до +26С. Средняя температура января - -26С, в июле - +16С.



Рисунок 1.1 Сургутский район

1.2. История освоения месторождения

История западносибирской нефти богата не только славными открытиями, предопределившими экономическое развитие СССР и России на десятилетия вперед,
Открытия начала 60-х годов прошлого века обусловили формирование в Тюменской области двух центров нефтедобычи - на основе Шаимской группы месторождений и месторождений Среднего Приобья. Для разработки последних 16 марта 1964 года в системе ПО «Тюменнефтегаз» было создано нефтепромысловое управление (НПУ) «Сургутнефть», которому предстояло разместиться в поселке Сургут. НПУ «Сургутнефть» стало первой структурной единицей такого рода в Западной Сибири, и именно с «Сургутнефтью» связано начало добычи большой тюменской нефти.
Первые месторождения и новые производственные единицы
В 1964 году НПУ «Сургутнефть» начало промышленную добычу на Усть-Балыкском и Мегионском месторождениях. Магистральных нефтепроводов в то время в Западной Сибири не существовало, поэтому добыча велась только в период навигации, а нефть доставлялась водным путем на Омский НПЗ. В том же 1964 году по причине удаленности Мегионского месторождения от Сургута для его разработки из состава НПУ «Сургутнефть» было выделено НПУ «Мегионнефть».
В 1965 году «Сургутнефть» ввела в разработку Западно-Сургутское месторождение, а в начале 1966 года для эксплуатации Усть-Балыкского на базе «Сургутнефти» было образовано еще одно самостоятельное НПУ - «Юганскнефть».
НПУ «Сургутнефть», таким образом, не только «распечатало» кладовые широтного Приобья, но и дало жизнь крупнейшим добычным компаниям региона - «Юганскнефтегазу» и «Мегионнефтегазу» (а следовательно, и «Нижневартовскнефтегазу».) В дальнейшем эта история повторялась неоднократно. Например, в 1967 году НПУ «Сургутнефть» начало освоение Правдинского месторождения, а в 1968 году под него было создано отдельное НПУ «Правдинскнефть» (сегодня - в «Юганскнефтегазе»).
В итоге из месторождений первой волны за «Сургутнефтью» осталось только Западно-Сургутское. Месторождение до сих пор в строю и в последние годы обеспечивает добычу на уровне 3,3-3,5 млн твг, входя в пятерку самых продуктивных у «Сургутнефтегаза».


2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1. Краткий геологический очерк

Согласно, тектонической карты Центральной части Западно-Сибирской плиты (Шпильман В.И., Змановский Н.И., Подсосова Л.Л., 1998 г.), Западно-Сургутское месторождение расположено в пределах Сургутского свода. В тектоническом отношении оно приурочено к Восточно-Сургутской террасе, которая на северо-западе граничит с Федоровской вершиной, а на востоке - с Яросомовским крупным прогибом (рис. 2.1.2).
На площади работ и прилегающих территориях крупные структуры 1-го порядка осложнены более мелкими элементами, такими как Вершинная ложбина - на севере и Солкинская седловина - на западе.
В геологическом строении Западно-Сибирской плиты выделяются три структурно-тектонических этажа, различающиеся по степени изменчивости слагающих пород и тектоническим особенностям.
Формирование нижнего этажа закончилось в палеозое, и соответствует гео-синклинальному этапу развития современной плиты. Этаж представлен изверженными и эффузивными, а также метаморфическими породами. Реже встречаются сильно дислоцированные осадочные породы. Эти отложения изучены крайне слабо.
Промежуточный структурно-тектонический этаж, характеризующий парагео-синклинальный этап в истории развития, соответствует отложениям пермо-триасового возраста. Породы, слагающие данный этаж, менее дислоцированы и подвержены метаморфизму.
Наиболее полно изучен верхний структурно-тектонический этаж, сложенный мощной толщей мезозойско-кайнозойских пород, накапливающихся в условиях устойчивого прогибания фундамента. Эти отложения контролируют все известные в настоящее время скопления углеводородов в пределах Западно-Сибирского региона.
По отражающему горизонту «Б» Западно-Сургутская структура в большей своей части оконтуривается сейсмоизогипсой -2625 м и представляет собой поднятие изометричной формы, осложненное двумя куполами в северо-западной и юго-восточной его частях.
Западно-Сургутская структура представляет собой брахиантиклинальную складку, вытянутую в меридиональном направлении и осложненную куполами небольших размеров. Она носит унаследованный характер, залежи пластов в плане совпадают. Углы падения крыльев структуры незначительны и не превышают 2 - 3 градусов.



Рисунок 2.1. - Фрагмент тектонической карты Сургутского района

2.2 Характеристика продуктивных горизонтов
В разрезе Западно - Сургутского нефтяного месторождения обнаружено более 20 самостоятельных залежей нефти, которые содержатся в терригенных коллекторах средней - верхней юры (пласты ЮС2, ЮС1) и нижнего мела (БС1-2, БС4, БС10-12, АС9). Первоочередными объектами разработки являются залежи в пластах группы БС, к которым приурочены основные запасы нефти месторождения. Общий этаж нефтеносности составляет около 1000 м. Диапазон нефтегазопроявлений по разрезу составляет 870 м. Пласты-коллекторы изменчивы по площади и разрезу, что определило присутствие как пластово-сводовых, так и литологически экранированных залежей. В юго-восточной части месторождения основным объектом разработки, для которого предусматривается система ППД, является пласт БС10 (Восточная залежь).
Залежи пластов АС9, ЮС1 и ЮС2 - новые объекты, установленные в процессе доразведки и эксплутационного бурения. В пластах АС9 и ЮС1 залежи небольших размеров с несущественными запасами, приурочены к сводовой части структуры.
Залежь пласта ЮС21, характеризующегося чрезвычайно сложным строением: резкой литологической изменчивостью состава пород по площади и по разрезу, колебаниями толщин и широким диапазоном изменения дебитов нефти - от 47,7 до 0,4 м3/сут, находится в стадии доразведки и опытно-промышленной эксплуатации.
Пласт ЮС22 нефтеносен лишь локально. Залежи располагаются в повышенных участках. Поэтому для объекта ЮС22 региональная нефтеносность верхнего пласта ЮС21 является характерным коррелятивным признаком его выделения на Западно-Сургутском месторождении.
Самыми крупными как по размерам, так и по величине запасов нефти, являются залежи пластов БС10, БС1, БС2-3. Суммарные балансовые запасы нефти, содержавшейся в этих пластах, составляют 92% запасов месторождения, извлекаемые - 97%.
Пласт БС10 представляет собой сложнопостроенное геологическое образование, состоящее из серии песчано-алевролитовых пластов, переслаивающихся с глинистыми породами.
Основная залежь пласта БС10 распространена по всей площади месторождения и имеет размеры 25х10 км, при высоте залежи 110 м. ВНК находится на а. о. -2275,0-2315,0 м. Тип залежи - структурно-литологический. В юго-восточной части площади выделяется самостоятельная Восточная залежь. Она находится в пределах пойменной части р. Оби и городской черты города Сургута. Залежь имеет размеры 9х8 км, высоту 72 м, ВНК находится на а. о. -2332,0 м. Тип залежи - структурно-литологический. В северной и восточной частях залежи коллектора замещаются на более плотные породы.
Пласт БС102 включает в себя 2 самостоятельные залежи, которые территориально и по разрезу гидродинамически разобщены.
Нефтяная залежь пласта АС9 расположена в центральной части структуры. ВНК проводится на абсолютной отметке - 1875 м. Залежь литологически экранирована. Размеры - 1х0,6 км. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина - 3,6 м., коэффициент нефтенасыщения -0,43.
Пласт БС1 разделяется на БС11 и БС12. Пласт БС11 имеет две залежи нефти с самостоятельными уровнями ВНК. Основная залежь прослеживается по всей площади структуры и имеет размеры 22х6,7-7,5 км. Нефтенасыщенная толщина колеблется в пределах от 1,0 до 13,4 м. Водонефтяная зона занимает 29% площади всей залежи, ВНК на абсолютной отметке - 2014 м.
В северо-западной части структуры по результатам бурения выявлена самостоятельная залежь нефти с размерами 1,5х0,75 км. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 4,6 м. ВНК проводится по абсолютной отметке - 2022 м. Водонефтяная зона занимает 69% залежи. Обе залежи пластовые сводовые с активной связью с законтурными водами.
Залежь пласта БС12 по площади развита в центральной и северной частях месторождения и имеет размеры 14,2х4,25 км. Нефтенасыщенная толщина составляет в среднем 1,5 м. Пласт неоднороден, имеет сложные контуры нефтеносности и замещения продуктивных пород. Уровень ВНК - 2014 м.
В пласте БС2+3 имеется две залежи с единым уровнем ВНК, проводимый по абсолютной отметке - 2014 м. Размеры основной залежи 12,5х5,0 км. Залежь пластовая сводовая, водоплавающая. Толщина в среднем составляет 9,2 м. Размеры самостоятельной залежи 2,5х1,0 км., средняя нефтенасыщенная толщина - 3,1 м. Коэффициент нефтенасыщения обеих залежей принят 0,54.
Залежь пласта БС4 приурочена к северному куполу, осложняющему структуру. Размеры залежи 2,25х1,75 км., высота 14 м., толщина - 4,4 м. Залежь относится к типу пластовых сводовых, водоплавающих.
Пласт БС10 имеет три залежи. Основная залежь распространена по всей площади структуры и имеет размеры 27,8х12,0 км. ВНК постепенно погружается от абсолютной отметки - 2278 м. на севере, до - 2326 м. на юго-западе. Водонефтяная зона занимает 29%. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 2-3 до 30 м.
В северной части площади выявлена самостоятельная залежь с уровнем ВНК - 2255,9 м. Водонефтяная зона занимает 6,0%. Размеры залежи 4,75х3,75 км. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 1,8 м.


Таблица 1
Характеристика продуктивных пластов Западно-Сургутского месторождения
Параметры Ед.изм. АС-9 БС-1 БС2+3 БС-4 БС-10 БС-11 ЮС-2
Ср.глубина залегания м 1920 2064 2064 2064 2350 2370 2850
Тип залежи литол. экранир. пластовая сводовая пластовая сводовая пластовая сводовая Структурнлитолог. литол. экранир. пласт. сводов.
Система разработки блоков. трехрядн. с очаг. заводн. блоков. пятирядн. с законт. заводн. сочет. площ. девят. с блок. трехр. и пятир. систем блочно квадратн
Плотность сетки скв. м 600*600 и 700*700 500*500 9-ти 500*500 600*600 700*700 комбинир 400*500
Общая мощность м 12.5 6.14 16.7 7.3 13.5 25.2
Средняя нефтена-сыщ. толщина м 3.6 4.1 9.2 3.5 8.1 4.5 4.8
Абсолютная отметка ВНК м 1875 2014 2014 2014 2278
Пористость % 26 26,1 27,6 28 23,2 20 14
Нефтенасыщен-ность доли ед. 0.4 0.64 0.519 0.544 0.539
Проницаемость Д 0.341 0.552 0.442 0.265 0.114 0.061 0.012
Гидропроводность д*см/сПз - 119.3 113.5 1.18 22.79 22.79 5.01
Коэффициент песчанистости доли ед. 0.54 0.78 0.81 0.73 0.7 0.32 0.151
Коэф. расчленен. доли ед. 3.4 1.6 3.8 3.8 4.9 4.4 2.1
Показатель неоднородн. (зон.) 0.596 0.451 0.632 0.53 1.175 1.175
Пластовая температура град. С 55 60 60 60 67 67 74.3
Пластовое давление нач. атм. 190 201 202 203 227 227 243

Восточная залежь пласта БС10 (третья) является пластовой сводовой. Положение ВНК не выявлено. Пласт БС10 представляет собой сложное сочетание трех типов пород-песчаников, алевролитов и глин, которое сочетается в их слоистом чередовании по разрезу и взаимном замещении по простиранию. Слоисто-зональная неоднородность этого пласта прежде всего подчеркивается изменчивостью литолого-коллекторских параметров пород, в частности гранулометрического состава, пористости и проницаемости. Коллекторы характеризуются как мелкозернистые, глинистые. По вещественному составу относятся к классу полимиктовых, где на........

Список использованной литературы

1. Мищенко И.Т., «Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи», М.,Недра, 1984 г.
2. Юрчук А.М., «Расчёты в добыче нефти», М., Недра, 1979 г.
3. Фактический материал производственной, технической и экономической деятельности ОАО «Сургутнефтегаз».
4. Методические указания по оформлению дипломных и курсовых работ для студентов очного и заочного обучения специальности 0906 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Тюмень, 2000 г.
5. Афанасьева А.В., Горбунова А.Т., Шустеф Н.Н. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания. М.; Недра, 1975
6. Афанасьева А.В., Зиновьева Л.А. Анализ разработки нефтегазовых залежей. -М.; Недра, 1980.
7. Бабалян Г.А. Леви Б.И. и др. Разработка нефтяных месторождений с применением поверхностно-активных веществ. - М.: Недра, 1983.
8. Бадьянов В.А., Батурин Ю.Е. и др. Совершенствование систем разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. Свердловск: Среднеуральское книж. изд-во, 1975
9.Бадьянов В.А. Методика прогнозирования коэффициента охвата воздействием перывистых пластов при разработке нефтяных месторождений. НТС “Ннефть и газ Тюмени”, 1971, вып. 19. с. 38-42.
10.Баишев Б.Т., Нсайчев В.В. и др. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений. М. Недра, 1978.



Перейти к полному тексту работы


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


Смотреть похожие работы


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