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:


Диплом РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ИССЛЕДОВАНИЯ МНОГОПЛАСТОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ НА ПРИМЕРЕ ПРИОБСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Информация:

Тип работы: Диплом. Добавлен: 26.05.2014. Сдан: 2006. Страниц: 107. Уникальность по antiplagiat.ru: 89.

Описание (план):


ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА
КАФЕДРА «РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ»




ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к дипломному проекту на тему:

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ИССЛЕДОВАНИЯ МНОГОПЛАСТОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ НА ПРИМЕРЕ ПРИОБСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ


ПРОЕКТ ДОПУЩЕН К ЗАЩИТЕ В ГЭК


Зав. кафедрой РЭНМ


Тюмень, 2006 г.



СОДЕРЖАНИЕ
Стр.
Задание по дипломному проектированию 2
Содержание 4
Введение 6
1. Общая часть 7
1.1 Характеристика района работ 7
1.2 История освоения района 8
2. Геологическая часть 11
2.1 Литолого - стратиграфический разрез 11
2.2 Тектоническое строение 15
2.3 Нефтеносность 15
2.4 Характеристика продуктивных пластов 17
2.5 Физико-химические свойства пластовых флюидов 20
2.6 Геолого – физическая характеристика объекта АС10 южной части Приобского месторождения 21
3. Технологическая часть 26
3.1 Текущее состояние разработки объекта АС10 южной части Приобского месторождения по состоянию на 01.07.2005 года 26
3.1 Характеристика фонда скважин и показатели их эксплуатации 31
3.3 Энергетическое состояние южной части залежи АС10 34
3.4 Оценка извлекаемых и трудноизвлекаемых запасов 37
4. Техническая часть 40
4.1 Конструкции скважин и выбор обсадных колонн 40
4.2 Устьевое оборудование скважин 44
4.3 Глубинно - насосное оборудование скважин Приобского месторождения 45
4.4 Характеристика системы заводнения 46
4.5 Объекты подготовки 48
5. Специальная часть 50
5.1 Разработка технологии исследования многопластовых месторождений нефти 50
5.2 Интерпретация трассерных исследований на объектах АС10 и АС12 южной части Приобского месторождения 54
5.2.1 Интерпретация результатов закачки трассера тринатрийфосфата от скважины 477Р 54
5.2.2 Интерпретация результатов закачки трассера роданистого аммония от скважины 12277 58
5.2.3 Интерпретация результатов закачки трассера флуоресцеина натрия от скважины 15994 62
5.2.4 Интерпретация результатов закачки трассера эозина от скважины 15994 65
5.2.5 Интерпретация результатов закачки трассера карбамида от скважины 15961 68
5.2.6 Методика интерпретации индикаторных исследований 69
5.3 Рекомендации по совершенствованию разработки пластов южной части Приобского месторождения на основе трассерных исследований 71
5.3.1 Технология для одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) воды с возможностью регулирования расхода воды по трем объектам (пластам) 71
5.3.2 Принципы по воздействию на пласт 72
5.3.3 Обоснование использования методов повышения нефтеотдачи 73
5.3.4 Технология интенсификации притока нефти из заглинизированных и низкопроницаемых коллекторов 74
5.3.5 Комплексная технология ограничения водопритока и интенсификации притока нефти 75
5.4 Обоснование выбора моделей для прогнозирования основных технологических показателей разработки 76
5.5 Анализ эффективности внедрения технологии одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов 79
6. Технико – экономические показатели 82
6.1 Расчет показателей экономической эффективности ОПЗ 82
6.2 Анализ чувствительности проекта к риску 86
7. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА 89
7.1 Основные законодательные и нормативные акты, регулирующие трудовые отношения, регламентирующие условия труда и безопасность на производстве 89
7.2 Основные чрезвычайные ситуации техногенного характера 91
7.2.1 Характеристика наиболее вероятных ЧС техногенного характера возникающих на территории предприятия 91
7.2.2 Чрезвычайные ситуации, вызванные террористическими актами 95
7.3. Чрезвычайные ситуации, вызванные природными явлениями 95
7.4 Мероприятия по предотвращению, ликвидации и снижению последствий чрезвычайных ситуаций техногенного и природного характера 96
7.4.1 Мероприятия, направленные на предотвращение, ликвидацию и снижение последствий чрезвычайных ситуаций техногенного характера 96
7.4.2. Мероприятия, направленные на предотвращение, ликвидацию и снижение последствий чрезвычайных ситуаций природного характера 97
7.5 Влияние технологических процессов ООО «Сибнефть – Хантос» на экологическое состояние прилегающей территории 98
Заключение 101
Литература 103

ВВЕДЕНИЕ


Россия занимает одно из лидирующих в мире мест по объему запасов нефти. Предприятия нефтяного комплекса совместно с другими отраслями топливо-энергетического комплекса составляют основу жизнеобеспечения всех отраслей экономики России и располагают всеми возможностями для устойчивой и высокоэффективной деятельности на принципах самофинансирования. Имеется устойчивая тенденция к снижению объема добычи нефти и нефтепродуктов, что может привести к необратимым изменениям в энергетическом балансе страны.
Многолетняя практика разработки нефтяных месторождений показывает, что при разработке пластов со сложным геологическим строением (неоднородными нефтенасыщенными коллекторами, как по мощности, так и по площади залегания) значительные запасы не вовлекаются в разработку. Сложно-построенные коллектора месторождений неоднородны по проницаемости, разрезу и литологическому составу. Это приводит к образованию многочисленных застойных зон с запасами нефти, которые при существующей системой разработки полностью в работу не вовлекаются. Неравномерное обводнение продуктивных пластов, вызванное прорывом воды по наиболее высокопроницаемым участкам, является причиной отбора больших объемов попутной воды, которая закачивается через нагнетательные скважины и отбирается через добывающие, не производя при этом полезной работы по нефтевытеснению.
Современные требования к информативности, точности и достоверности получаемых результатов требуют применения способа, позволяющего эффективно решать задачи по контролю за перемещением нагнетаемой в пласт воды, получать информацию о продвижении жидкости не только у забоев скважин, что обеспечивается геофизическими методами, но и в межскважинном пространстве. Такую информацию можно получить методом прослеживания (трассирования) фильтрации пластовых жидкостей с помощью индикаторов.
Целью дипломного проекта является разработка и внедрение модифицированной технологии трассерных (индикаторных) исследований фильтрационных характеристик залежи и проведение анализа разработки объекта АС10 южной части Приобского месторождения с выдачей рекомендаций по повышению нефтеотдачи данного объекта.

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Характеристика района работ


Лицензионная территория Приобского месторождения ("Приобский блок" или "Приобское месторождение"), занимает площадь 5446 км 2 (1,3 миллиона акров) и находится на расстоянии 65 км восточнее Ханты-Мансийска и 100 км западнее города Нефтеюганска. На рис. 1.1. приведена обзорная карта района работ.
Лицензионная территория Приобского месторождения находится в пределах административной юрисдикции Ханты-Мансийского района Ханты-Мансийского автономного округа. Наиболее крупные города вблизи месторождения — Ханты-Мансийск, Нефтеюганск и Сургут. Поселки Баяны, Добрино, Тыюли, Мануйлово и Реполово находятся в пределах Южной лицензионной территории. Вблизи Приобского месторождения расположены следующие крупные месторождения, находящиеся в стадии разработки:
1. Приразломное (к юго-востоку от Приобского месторождения),
2. Салымское (в 20 км к востоку),
3. Правдинское (в 57 км к юго-востоку).
Опытный эксплуатационный участок Приобского месторождения соединен двумя трубопроводами с ЦПП на месторождении Приразломное. Далее по сети трубопроводов нефть подается в трубопроводную систему "ТРАНСНЕФТЬ". Трубопроводов на ЮЛТ не имеется.
Приобское месторождение находится приблизительно на 61° северной широты; климат - резко-континентальный, характеризующийся долгими, холодными и снежными зимами и коротким, но теплым летом. Январь считается наиболее холодным месяцем со средним уровнем температуры минус 19,5°С и низким уровнем, доходящим до минус 52°С. Июль — это наиболее теплый месяц со среднемесячной температурой на уровне плюс 17°С и высоким уровнем температуры, доходящим до плюс 33°С. В среднем за год выпадает 500-550 мм осадков, в основном в летнее, теплое время года. Снег лежит с конца октября по июнь; толщина снежного покрова составляет от 0,7 до 1,5 м и глубина промерзания грунта - от 1 до 1,5 м. Вода стоит на заболоченных участках поймы весной и осенью, а лед, толщина которого является достаточной для перемещения буровых станков, устанавливается к концу января.

На Лицензионной территории Приобского месторождения вечная мерзлота не выходит на поверхность, однако, в близлежащих районах были замечены отдельные линзы вечной мерзлоты на глубинах до 220 м. Считается, что присутствие тонких захороненных линз вечной мерзлоты не потребует внесения изменений в конструкции скважин или в программу буровых работ.


Готовящиеся к эксплуатации
Месторождения газа
Нефтегазоносный бассейн (часть Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции)
Начало разработки нефтегазовых месторождений (в годах)
Позднее 2000
С 1991 по 2000
С 1980 по 1990
Ранее 1980

Рис. 1.1. Обзорная карта района работ


1.2 История освоения района


Первые геолого-геофизические работы на Приобском месторождении представляли собой съемки MOB в масштабе 1:50 000. Разведочное бурение началось в 1967 году, хотя первые результаты были

отрицательными. Месторождение открыто в 1982 г. скважиной 151, находящейся на расстоянии 60 км к северо-востоку от г. Ханты-Мансийска. При испытании этой скважины-первооткрывательницы на сейсмически выявленной структуре были получены притоки нефти из юрских отложений тюменской свиты (Ю2) с дебитом 14,2 м3/сут при диаметре штуцера 4 мм из интервала 2885-2977 м. С другого интервала неокомских отложений АС11, с интервала глубин 2463-2467 м был получен приток с дебитом 5,9 м /сут.
Это открытие повлекло за собой проведение бурения нескольких дополнительных скважин с целью опоискования юрских и нижнемеловых горизонтов (баженовская, тюменская, ахская и черкашинская свиты). В 1983 г. были пробурены три разведочные скважины: № 175 на юго-западе, № 171 на юго-востоке и № 174 на западе. Хотя результаты скважин №№ 174 и 175 по баженовской свите были отрицательны, скважина №175 дала приток с дебитом 3,2 м3/сут из горизонта АС10 (интервал 2419-2423 м).
В 1984-1985 годах было подтверждено, что объекты поисково-разведочных работ на Приобском месторождении находятся в основном в интервалах готеривских и барремских пород, в связи с неудачными предыдущими работами на баженовскую свиту. Скважина № 176 дала приток нефти с дебитом 2,37 м3/сут и 5,4 м3/сут из интервалов в пределах АС11 (2603-2618 м). Скважина № 179 определила восточную границу по горизонту АС и путем успешного опробования 2618-2624 м. Она также подтвердила промышленное значение и расширила продуктивную площадь горизонта АС10 путем опробования интервала 2446-2457 м, при котором был получен дебит 13,1 м3/сут...


ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Лицензионная территория Приобского месторождения находится в пределах административной юрисдикции Ханты-Мансийского района Ханты-Мансийского автономного округа.
Месторождение находится на начальной стадии разработки. На основе фактического геолого – промыслового материала произведен анализ разработки объекта АС10.
По состоянию на 01.07.05 г. из объекта АС10 добыто 2189,3 тыс.т нефти и 2549,3 тыс. т жидкости;
- обводненность продукции составила 19,4 %;
- текущее значение коэффициента нефтеизвлечения составляет 1,32 %;
- на месторождения пробурено 164 скважины, из них действующий фонд: 109 добывающих и 20 нагнетательных скважин.
- средний дебит скважин по нефти составляет 41,6 т/сут, средний дебит скважин по жидкости – 51,7 т/сут.
- пластовое давление с начала разработки залежи снизилось с 26,0 МПа до 20,3 МПа. В зоне нагнетания пластовое давление в среднем составляет 36,0 МПа, в зоне отбора оно составляет 15,7 МПа.
- оценка извлекаемых запасов показала, что 9 % от НИЗ перейдут в категорию трудноизвлекаемых запасов, что свидетельствует о необходимости применения геолого – технических мероприятий.
Добыча нефти ведется с применением технологии эксплуатации нескольких пластов одной скважиной, при этом предусматривается использование погружных центробежных электронасосов (ЭЦН), устанавливаемых в интервалах эксплуатации скважин.
Основным методом воздействия на пласт является гидроразрыв, обеспечивающий приемлемые показатели производительности скважин, который позволяет повысить продуктивности скважин в 1,5-3,5 раза.
В качестве водонагнетательных используются переведенные на этот режим добывающие скважины после периода эксплуатации продолжительностью от одного года до двух лет для получения преимуществ высокодебитной добычи, характерной для вновь пробуренных скважин.
Анализ трассерных исследований по пластам АС10 и АС12, проведенных в 2005 г. свидетельствует о наличии гидродинамической связи между пластами.

Интерпретация трассерных исследований с закачкой трассера тринатрий фосфата в пласт АС12 скважину 477Р, роданистого аммония в пласт АС10 в скважину 12277, флуоресцеина натрия в пласт АС10, и эозина в пласт АС10 в скважину 15994 позволила обнаружить техногенные нарушения.
По результатам проведенных индикаторных исследований и на основе обобщения многолетнего опыта применения методов нефтеотдачи рекомендовано:
- произвести работы по выравниванию профиля приемистости на 8 нагнетательных скважинах;
- произвести 17 ОПЗ добывающих скважин на основе технологий, содержащих спиртно – кислотные составы;
- произвести комплексную обработку призабойной зоны пласта на 7 добывающих скважинах;
- продолжать внедрять технологию ОРРНЭО.
Анализ внедрения технологии одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов (технология ОРРНЭО) показал увеличение добычи нефти в среднем на одну скважину не менее 2,4 тыс т. Дебиты скважин с началом внедрения технологии ОРРНЭО возросли по нефти соответственно с 9,2 т/сут до 17,4 т/сут и по жидкости с 9,5 т/сут до 18,1 т/сут.
По результатам экономической оценки одного из предложенных мероприятий, а именно проведения спирто – кислотных обработок призабойной зоны пласта в 17 скважинах, установлено что затраты на проведение данных мероприятий в первом квартале 2006 г. составляют 3740 тыс. рублей, а за счет увеличения добычи нефти скважин, которая составит в среднем 12,1 тыс. тонн в квартал, прирост выручки от реализации составит соответственно 49325.9 тыс. рублей. Таким образом, чистая текущая стоимость на четвертый квартал 2006 г. составит 94571 тыс. рублей. Срок окупаемости проекта примерно 1 месяц. Данные мероприятия дают более 14061 тыс. рублей прибыли без какого-либо риска.
Так как залежь месторождения является многопластовой, с целью детального изучения каждого пласта, а также гидродинамической связи или, перетоков между пластами, т.е. чтобы получить наиболее полную характеристику объекта необходимо исследовать все пласты, для надежности принимаемых решений по геолого – техническим мероприятиям, для оптимизации поля пластовых давлений при использовании системы ППД, а также для максимального извлечения нефти, для этого разработана технология исследования индикаторами многопластовой залежи.

ЛИТЕРАТУРА

1. Подсчет запасов и технико – экономическое обоснование извлечения нефти южной части Приобского месторождения (отчет), Амоко Обь Ривер Петролиум Лимитед, Ханты – Мансийск, 2001, 237 с.
2. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. Минтопэнерго, РМТК «Нефтеотдача», ВНИИнефть, М. 1993 – 87 с.
3. В.А. Леонов Способ адаптивной оптимизации пластового давления. Тезисы VIII научно – практической конференции Международной специализированной выставки «нефть, газ, нефтехимия – 2001» Новейшие методы увеличения нефтеотдачи пластов – теория и практика их применения, Казань, 2001 – 140 с.
4. Бодрягин А.В., Медведский Р.И. и др. Патент РФ № 2171368 от 27.07.2001 г., Способ разработки нефтяного месторождения, представленного пористо – трещиноватым коллектором.
5. Трофимов А.С., Леонов В.А., Кривова Н.Р. и др., Патент РФ по заявке № 20051051460/03 Способ исследования и разработки многопластового месторождения углеводородов.
6. Костюченко С.В. Методика количественного анализа эффективности реализуемых систем заводнения на основе моделей линий тока, Труды международного технологического симпозиума «Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи» М., 2005, с. 236.
7. Трофимов А.С., Леонов В.А., Кривова Н.Р. и др. Отчет о научно и исследовательской работе «Разработка программы циклического заводнения Покачевского месторождения ТПП «Покачевнефтегаз» / НИИ «СибГеоТех» - 75 с.
8. Трофимов А.С., Леонов В.А., Кривова Н.Р. и др. «Трассерные исследования южной части пласта АС10 Приобского месторождения» (отчет), НИИ «СибГеоТех», Нижневартовск 2005, 111 с.
9. РД 39-014 7428-89. Методическое руководство по технике проведения индикаторных исследований и интерпретации их результатов для регулирования и контроля заводнения нефтяных залежей. СевКавНИПИнефть – Соколовский Э.В. и др.- Грозный, 1989 – 79 с.
10. Тренчиков Ю.И. Совершенствование индикаторных методов исследований нефтяных залежей и контроля процессов разработки, автореферат на соискание ученой степени к.т.н., Грозный, 1983 – 20 с.
11. Создание технологии повышения эффективности разработки юрских залежей по «Нижневартовскнефтегаз» путем оптимизации давления нагнетания (отчет) – НижневартовскНИПИнефть - Гец И.Ф. и др., Нижневартовск, 1990 – 365 с.
12. Трофимов А.С., Артамонова Г.Н. Разработка рекомендаций по регулированию процесса заводнения пласта ЮВ1 Ершового месторождения на основе закачки трассера (отчет), – НижневартовскНИПИнефть, Нижневартовск 1992 – 240 с.
13. Курушина Е.В., Краснова Т.Л. Методические указания по организационно-экономической части дипломных проектов студентов специальности 0907 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» дневного и заочного обучения — Тюмень, Ротапринт ТюмГНГУ, 1998г.
14. Конституция Российской Федерации от 25.12.1993, с изменениями от 09.01.1996, 10.02.1996, 09.06.2001г.
15. Федеральный закон РФ N 7-ФЗ "Об охране окружающей среды" от 10.01.2002г.
16. Федеральный закон РФ N 199-ФЗ "О внесении изменений в законодательные акты Российской Федерации в связи с расширением полномочий органов государственной власти субъектов Российской Федерации по предметам совместного ведения Российской Федерации и субъектов Российской Федерации, а также с расширением перечня вопросов местного значения муниципальных образований" от 29.12.2004г.
17. Закон Российской Федерации N 2396-1 «О недрах» от 21.02. 1992г. в редакции, введенной в действие с 6 марта 1995 года, поправки Федеральным законом от 3 марта 1995 года N 27-ФЗ, редакция, действующая с 1 января 2005 года.
18. Федеральный закон РФ N 96-ФЗ "Об охране атмосферного воздуха" от 04.05.1999г. с изменениями от 22 августа 2004 г., 9 мая 2005 г.
19. Федеральный закон РФ N 52-ФЗ «О животном мире» от 24.04.1995 года, с изменениями на 31 декабря 2005 года.
20. Федеральный закон РФ N 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» 21.07.1997г.
21. ПБ 03-585-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов (утв. постановлением Госгортехнадзора РФ от 10 июня 2003 г. N 80).
22. ПБ 08-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (утв. постановлением Госгортехнадзора РФ от 5 июня 2003 г. N 56).
23. ПБ 03-576-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением (утв. постановлением Госгортехнадзора РФ от 11 июня 2003 г. N 91).
24. ПБ 03-591-03 Правила безопасной эксплуатации факельных систем от 21 июня 2003 г., N 120/1.
25. ПБ 03-605-03 Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов (утв. постановлением Госгортехнадзора России от 09.06.2003 N 76).
26. Инструкция по охране окружающей среды по предприятию ООО "Сибнефть-Хантос" от 19.01.2001г.




Перейти к полному тексту работы



Смотреть похожие работы


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