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.

Работа № 88982


Наименование:


Курсовик ремонтно-изоляционные работы в скважинах Копей-Кубовского месторождения

Информация:

Тип работы: Курсовик. Добавлен: 26.5.2015. Сдан: 2014. Страниц: 116. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


ВВЕДЕНИЕ
Среди мероприятий направленных на увеличение добычи нефти немаловажная роль отводится ремонтно-изоляционным работам (РИР) в скважинах.
Объемы проводимых РИР постоянно увеличиваются, что обусловлено особенностями разработки нефтяных месторождений в нашей стране.
Большинство нефтяных месторождений многопластовые. При этом
пласты различаются между собой по коллекторским свойствам и при
совместной их разработке - по времени их выработки и обводнения,
что обусловливает необходимость разновременного отключения уже выработанных пластов.
Разработка многих нефтяных месторождений вступила или вступает на позднюю стадию, характеризующуюся массовым обводнением пластов и скважин.
В указанных условиях, с одной стороны, повышается степень неравномерности в выработке и обводнении пластов и с другой быстрее проявляются все недостатки и изъяны в конструкции скважин.
Большинство РИР связано с ликвидацией путей поступления. Поэтому иногда решение проблемы РИР подменяется ограничением объема добываемой вместе с нефтью воды. Чаще всего решается задача поиска реагентов для селективного закупоривания обводненных интервалов пласта.
Именно этим и обусловлено существование таких понятий, как «выбор скважин для проведения изоляционных работ» и «выбор скважин для применения метода изоляции», Поэтому под методом изоляции очень часто подразумевается изоляционный материал, разобщающее устройство и т.д. Для испытания и применения методов, реагентов и т.д., естественно подбирают объекты (скважины), в максимальной степени, приближающиеся к построенной модели.
Разработка нефтяных залежей в условиях вытеснения нефти водой сопровождается отбором значительных объемов попутной воды. Для достижения запланированных уровней отбора запасов эксплуатация залежей продолжается до обводненности продукции 98% и более. В этих условиях целесообразность проведения РИР с целью ограничения притока воды в ряде случаев не может быть обоснована.
Проблема РИР включает большой перечень задач, связанных с планированием и финансированием, организацией и технологией, техникой, исследованием и т.д.
Особое место в проблеме занимают задачи планирования РИР, обоснования условий и технологии проведения РИР, оценки их эффективность.
В курсовом проекте произведен обзор технологий изоляционных работ, применяемых реагентов, разработан проект проведения РИР в скважине 1452 на Копей-Кубовском месторождении.
1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
1.1 Общие сведения о месторождении

Копей-Кубовское нефтяное месторождение находится в северо-восточной части Туймазинского района Башкортостана, в 10 километрах к северо-востоку от железнодорожной станции Кандры и в 35 километрах от поселка Серафимовский (рисунок 1).
Природно-климатические условия района сравнительно благоприятны. Большая часть территории покрыта лесами, которые преимущественно располагаются на северных и северо-восточных склонах водоразделов.
Район относится к области умеренно-континентального климата. Средняя температура зимой минус 9,7°С, летом плюс 20,6°С. Среднее годо­вое количество осадков около 372 мм. Преобладающее направление ветров юго-западное.
Вблизи месторождения протекают притоки реки Усень - реки Кидаш, Карай и Б. Нугуш. Свое начало они берут из родников, вытекающих из отложений конкиферового и спириферового подъярусов.
Особенностью рельефа является наличие впадин карстового происхождения. К подобному типу впадин относится и озеро Кандры-Куль, расположенное в 10 километрах юго-западнее станции Кандры.
Открыто месторождение в 1947 году. Объектами разработки являются песчаные пласты бобриковского горизонта, известняки кизеловского и заволжского горизонтов турнейского яруса. Карбонаты верхнефаменского подъяруса и песча­ный пласт Д1 пашийского горизонта.
Разработку месторождения осуществляет НГДУ «Туймазанефть», расположенное в поселке Серафимовский, а бурение скважин производит ООО «БурКан», находящееся в поселке Кандры.
Месторождение находится в районе с развитой сетью дорог. С городом Октябрьский и поселком Серафимовский месторождение связано асфальтированной дорогой Уфа - Октябрьский.



Месторождения: 1 - Мустафинское; 2 - Михайловское; 3 - Копей-Кубовское; 4 - Туймазинское; 5 - Субханкуловское; 6 - Серафимовское; 7 - Балтаевское; 8 - Саннинское; 9 - Ташлы-Кульское; 10 - Петропавловское; 11 - Солонцовское; 12 - Кальшалинское; 13 - Троицкое; 14 - Стахановское; 15 -Абдулловское; 16 - Суллинское; 17 - Ермекеевское; 18 - Илькинское; 19 - Усень-Ивановское; 20 - Рятамакское; 21 - Березовское
Рисунок 1 - Обзорная схема района работ

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

На Копей-Кубовском месторождении скважинами вскрыты: докембрийские, бавлинские, девонские, каменноугольные, пермские отложения.
К докембрийским отложениям относятся метаморфические породы древней гнейсовой формации и основные магматические породы более молодой диабазовой формации. На размытой поверхности кристалического фундамента докембрийских отложений залегает комплекс бавлинских отложений, вскрытый на изучаемой площади многими скважинами, общая их мощность 960-970 м.
Бавлинские отложения подразделяются на две серии: нижнебавлинскую и
верхнебавлинскую.
Нижнебавлинская серия расчленяется на 3 свиты - константиновскую, серафимовскую и леонидовскую. Мощность » 550-610 м.
Верхняя карбонатно - терригенная пачка серафимовской свиты слагается довольно однообразным комплексом пород - красноцветными песчаниками, зеленовато-серыми аргиллитами с редкими прослойками доломитизированных мергелей. Общая мощность серафимовской свиты 160-230 м.
Леонидовской свитой заканчивается нижнебавлинская серия.
Верхнебавлинская серия расчленяется на каировскую и шкаповскую свиты. Мощность каировской свиты от 50 до 220 м.
Разрез девона в изучаемом районе представлен средним и верхним отделом. Средний девон (D2) подразделяется на два яруса: эйфельский и живетский.
Эйфельский ярус (D2 ef) подразделяется на два горизонта: кальцеоловый и бийский.
Кальцеоловый горизонт (D2KL) представлен самой нижней толщей девонских образований. К нему относится песчаный пласт D5, залегающий на размытой поверхности аргиллитов бавлинской свиты. В кровле горизонта под бийским известняком залегает аргиллито-алевролитовая пачка, мощностью до 3 м.
Бийский горизонт (D2bs) представлен преимущественно серыми или темно-серыми органогенно-обломочными известняками. Мощность бийского горизонта 10-13 м.
Общая мощность эйфельского яруса составляет 15-23 м.
Живетский ярус (D2g) представлен отложениями ардатовского (старооскольского ) (D2st ) и муллинского горизонтов (D2ml).
Ардатовский горизонт (D2ar) представлен терригенно-карбонатным комплексом пород, включающим песчаный пласт Д4, алевролито-аргиллитовую пачку, песчаный пласт Д3 и известняковую пачку - «средний известняк».
Мощность старооскольского горизонта составляет 15-40 м.
Муллинский горизонт (D2ml) подразделяется на две литологические пачки - терригенную и карбонатную.
Отложения верхнего девона представлены франским и фаменским ярусами.
Франский ярус (D3f) подразделяется на три подъяруса: нижний, средний и верхний. К нижнефранскому подъярусу (D3f1) относятся пашийский и кыновский горизонты.
Пашийский горизонт (D3ps) сложен преимущественно терригенными образо-ваниями. Общая мощность пашийского горизонта 35-40 м.
Кыновский горизонт (D3kn) представлен толщей терригенных и глинисто-карбонатных пород. Общая мощность кыновского горизонта 22-25 м.
Среднефранский подъярус (D3f2) расчленяется на саргаевский, дома-никовый и мендымский горизонты.
Верхнефранский подъярус (D3f3) представлен буровато-серыми и темно-серыми доломитизированными известняками с прослоями брекчевидных известняков. Мощность верхнефранского подъяруса 95-116 м.
Фаменский ярус (D3fm) подразделяется на нижнефаменский и верхнефаменский подъярус.
Нижнефаменский подъярус (D3fm1) представлен доломитами серыми и зеленовато-серыми, малокристаллическими, кавернозно-пористыми, сульфати-рированными и подчиненными прослоями известняков трещиноватых, мелко-кристаллических. Мощность нижнефаменского подъяруса 70-150 м.
Верхнефаменский подъярус (D3fm3) представлен известняками и реже доломитами. Общая мощность фаменского яруса 90-160 м.
Каменноугольная система (С) представлена нижним (С1), средним (С2) и верхним (С3) отделами. Нижний карбон С1 подразделяется камюрский, визейский и турнейский ярусы.
Турнейский ярус С1t сложен в основном карбонатными породами. Ярус разделяется на лихвинский (нижний подъярус - С1t1) и чернышенский (верхний подъярус - С1t2) подъярусы. В разрезе лихвинского подъяруса выделяются заволжские слои, малевский (С1me) и упинский (С1uр) горизонты, общей мощностью 29-31 м.
Общая мощность турнейского яруса 80-130 м.
В визейском ярусе (С1v) выделяются нижневизейский (С1v1) (мали-новский надгоризонт), средневизейский (С1v2) (яснополянский надгоризонт) и верхневизейский (С1v3) (окский и серпуховский надгоризонты) подъярусы. Яснополянский надгоризонт состоит из терригенной (бобриковский горизонт) и карбонатных (тульский горизонт) пачек.
Разрез бобриковского горизонта (С1bb) сложен исключительно терри-генными образованиями. В нижней части разреза залегает аргиллиты серые, тонкослоистые. Мощность бобриковского горизонта 10-21 м.
Тульский горизонт (С1t1) характеризуется литологическим однообразием. Он представлен, в основном, глинистыми участками, окремнелыми известняками.
Общая мощность яснополянского надгоризонта 20-25 м.
Мощность серпуховского надгоризонта 60-112 м.
Намюрский ярус (С1nam) представлен белыми и светло-серыми доломитами плотными, мелкокристаллическими. Мощность яруса 85-160 м.
Средний карбон (С2) подразделяется на башкирский и московский ярусы.
Верейский горизонт (С2vr) характеризуется наличием в разрезе терригенных образований. В разрезе выделяются две пачки. В нижней части разрез представлен известково-доломитовой пачкой. Выше по разрезу залегает аргиллито-алевролитовая пачка, сложенная аргиллитами темно-серыми и зеленовато-серыми. Мощность верейского горизонта 35-45 м.
Каширский горизонт (С2ks) сложен довольно однообразной толщей доломитов и известняков. Мощность каширского горизонта 60-80 м.
Подольский горизонт (С2pd) сложен глинистыми известняками, светло и темно-серыми, доломитизированными с прослоями темно-серых и зеленовато-серых аргиллитов. Мощность подольского горизонта 60-80 м.
Мячковский горизонт (С2mc) представлен двумя пачками пород: в нижней части разреза - доломиты, в верхней - известняки. Мощность мячковского горизонта 90-110 м.
Верхний карбон (С3) расчленяется по литологии на две пачки: нижнюю - известняковую и верхнюю - доломитовую. Общая мощность отложений 180-200 м.




Рисунок 2 - Геологический профиль Копей-Кубовского
нефтяного месторождения: а) карта контуров залежей нижнего карбона. Геологические профили: б) нижнего карбона; в) Д1

Пермская система (Р), представлена в разрезе нижним и верхним отделами.
Нижний отдел (Р1) подразделяется на сакмарский, артинский и кунгурский ярусы.
На рисунке 2 представлен геологический профиль Копей-Кубовского месторождения.
Четвертичная система (Q) представлена песками, суглинками, а также аллювием, состоящими из окатанных и полуокатанных обломков карбонатных и кремниевых пород. Мощность четвертичных отложений доходит до 10-12 м.

1.3 Характеристика нефтегазоносных пластов

Объектами разработки являются песчаный пласт Д1 пашийского горизонта (D3ps), карбо­наты верхнефаменского подъяруса (D3fm3) - пласт Дфмс, известняки кизеловского (C1ksl) и заволжского горизонтов (C1zv) турнейского яруса (C1t) - пласты CTкз, Дзв1, Дзв2, песчаные пласты бобриковского горизонта (C1bb) - C6-1, C6-2, C6-3. Глубина залегания пласта Д1 - 1834,5 м, пласта Дфмс - 1459 м, пласта Дзв2 - 1419,3 м, пласта Дзв1 - 1405,7 м, пласта CTкз - 1348,9 м, пласта C6-3 - 1337,1, пласта C6-2 - 1319,3, пласта C6-1 - 1301,4 м.
Породы-коллекторы пласта Д1 сложены кварцевыми, мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Цемент глинистый или карбонатный, контактового, пленочного или неполно порового типов. Коэффициент распространения коллекторов 0,97. Выделяются полосообразные зоны повышенной толщины, ориентированные с северо-запада на юго-восток. Эффективная толщина пласта изменяется от 0,8 м до 13,4 м, в среднем составляет 5,5 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина 3,1 м. По керну пористость песчано-алевролитовых пород достигает 0,23 доли единицы, а проницаемость - 0,854 мкм2.
В кровле верхнефаменского подъяруса залегает пачка сильно глинистых известняков с простоями в средней части аргиллитов.
Эта пачка штатных пород толщиной 8-10 м, соответствующая "фаменскому" реперу, является покрышкой для залежей верхнефаменского подъяруса.
По данным изучения керна и шлифов известняки массивные, сгустко-комковатые, со сферами и с редкими остракодами, участками неравномерно перекристаллизованные, которые составляют 10-12%. К ним приурочены редкие вторичные поры выщелачивания размером 0,15-0,5 мм и микрокаверны размером до 1,5-2 мм. Вторичные пустоты соединяются между собой микротрещина­ми шириной 10-20 м.
В отложениях верхнефаменского подъяруса выявлено 9 залежей нефти, приуроченных к обособленным поднятием, из них две (7 и 9) - категории С2. Все залежи массивного типа.
В отложениях турнейского яруса выделяются три продуктивные пачки: одна в кизеловском горизонте и две в заволжском горизонте. Известняки кизеловского горизонта представлены органогенно-обломочными, участками перекристаллизованные, местами трещиноватые, прослоями плотные, неравномерно-глинистые, с тонкими пропластками темно-серых аргиллитов и с включениями голубовато-серого ангидрита. В известняках кизеловской продуктивной пачки установлено три залежи нефти. Залежи массивные, очертания их обусловлены особенностями структурного пла­на.
Отложения заволжского горизонта представлены известняками серыми и коричневато-серыми, органогенно-обломочными, органогенно-сгустковыми, пелитоморфными, неравномерно глинистыми и перекристаллизованными, прослоя­ми доломитизированными. Иногда в известняках встречаются редкие, тонкие трещины, выполненные кальцитом или открытые.
Наблюдается ритмичное переслаивание известняков пористых и плотных, глинистых. Пористые прослои сгруппированы в две пачки. В разрезе пачки 1 выделяются два прослоя коллекторов. Наиболее развит по площади и имеет лучшие коллекторские свойства нижний прослой. В разрезе пачки 2 выделяется три про­слоя коллекторов. В кровле каждой пачки залегают сильно глинистые известняки с пропластками аргиллитов, общей толщиной 3-5 м. Эти пласты хорошо выдер­жаны по площади и являются покрышками для пачек 1 и 2. Толщина заволжского горизонта изменяется от 37 до 50 м, уменьшение характерно в юго-восточном на­правлении. Промышленно нефтеносны, известняки первой и второй продуктивных пачек заволжского горизонта. Нефтеносность их устанавливалась по результатам опробования и промыслово-геофизическим данным.
В пачке 1 заволжского горизонта выявлено 4 залежи нефти. Залежи пластовые сводовые.
В пачке 2 заволжского горизонта выявлено 7 залежей нефти структурного типа.
В разрезе бобриковского горизонта выделяются три песчано-алевролитовых пласта: С6-I, С6-2, С6-3, общая толщина которых изменяется от 6,8 до 13 м, составляя в среднем 10,5 м.
Средние общие толщины по пластам С6-1, С6-2, С6-3 соответственно равны 1,5; 2,3; 2,3 м. Коллекторы пласта С6-1 развиты только в северо-запад­ной части месторождения, песчаники С6-2 и С6-3 залегают полосами разной ширины, реже линзами. Коэффициенты распространения коллекторов по пластам С6-1, С6-2, С6-3 соответственно равны 0,04; 0,59; 0.57, составляя в целом 0,82 доли единицы. Средние нефтенасыщенные толщины пластов С6-1, С6-2, С6-3 соответственно равны 1,2; 1,9; 1,7 м. В сводном контуре нефтеносности средняя нефтенасыщенная толщина в целом по горизонту равна 2,1 м. Коэффициенты вариации нефтенасыщенных толщин по пластам и по горизонту в целом близки между собой и изменяются от 0,53 до 0,65 доли единицы. Средние эффективные толщины пластов С6-1, С6-2, С6-3 соответственно равны 1,7; 2,3; 2,2 м, в целом по горизонту 3,0 м (приблизительно 0,28 доли еди­ницы от общей толщины). Толщина перемычек между пластами С6-I, С6-2 из­меняется от 2,0 до 2,8 м, между пластами С6-2, С6-3 от 0,8 до 5,0 м. Коэффициент литологической связанности пластов С6-2, С6-3 равен 0,04 доли единицы, сте­пень гидродинамической связи коллекторов по вертикали низкая. Коэффициенты песчанистости в среднем по горизонту 0,88 доли единицы, расчлененности 1,6.
В таблице 1 представлена геолого-физическая характеристика продуктивных пластов.

Таблица 1 - Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Параметры Объекты разработки
С6-1 С6-2 С6-3 СТкз Дзв1 Дзв2 Дфмс Д1
Средняя глубина залегания, м 1301,4 1319,3 1337,1 1348,9 1405,7 1419,3 1459 1834,5
Тип залежи структурно-литологический массивная пластовая сводовая массивная массив-ная
Тип коллектора поровый поровый поровый порово-трещино-ватый поровый

Нефтенасыщенная мощность, м 1,3 2,1 1,9 6,2 4,5 5,4 11,6 3
Средняя пористость, % 19 21 21 12 10 9 2,8 1,8
Проницаемость абсолютная, мД 347 445 207 65 2 10 152 299
Начальное пластовое давление, атм 1,25 1,25 1,25 1,31 1,33 1,33 1,42 1,78

1.4 Характеристика пластовых флюидов

Изучение свойств нефтей Копей-Кубовского месторождения в пласто­вых условиях проводились в лаборатории пластовых нефтей БашНИПИнефть.
Газовый фактор не высок и колеблется по различным объектам от 26,8 (заволжский горизонт) до 19,5 м3/т (кизеловский горизонт).
Величина давления насыщения по горизонтам колеблется от 5,2 (заволжский горизонт) до 5,7 МПа (верхнефаменский подъярус, пачка Д). Только по пласту Д1 давление насыщения равно 8,1 МПа. Плотность нефти в пластовых условиях колеблется от 849 (заволжский горизонт) до 870 кг/м3 (бобриковский горизонт). Соответственно объемный коэффициент нефти заволжского горизонта выше, чем по другим пластам и равен 1,077. Исследование свойств поверхностных нефтей проводилось в лаборато­рии Туймазинской ГПК и в ЦНИПР Октябрьского УДНГ. Плотность нефтей по поверхностным пробам выше, чем по глубинным пробам, приведенным в поверхностные условия, за счет содержания воды, и изменяется от 876 до 889 г/м 3 (заволжский горизонт и пласт Д1). Нефть заволжского горизонта наиболее легкая, менее вязкая. Она имеет пониженную температуру начала кипения (53°С) и наибольший выход бензиновых фракций. Содержание асфальтенов в ней по сравнению с нефтями других пластов низкое (13,7%). Физико-химические свойства флюидов представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Физико-химические свойств флюидов

Показатели С6-1 С6-2 С6-3 СТкз Дзв1 Дзв2 Дфмс Д1
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Начальное пласт. давление, МПа 0,1245 0,1245 0,1245 0,131 0,133 0,133 0,142 0,178
Плотность нефти, т/м3 0,867 0,867 0,867 0,869 0,855 0,855 0,868 0,862
Давление насыщения, Мпа 0,0535 0,0535 0,0535 0,0449 0,043 0,043 0,058 0,0814
Газосодержание, м3/т 20 20 20 19,5 26,8 26,8 20,3 25,3
Объемный коэф. нефти 1,052 1,052 1,052 1,037 1,063 1,063 1,054 1,062
Продолжение таблицы 2
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Содержание парафинов в нефти, % 3,08 3,08 3,08 3,2 3,2 3,2 9,3 8,4
Содержание серы в нефти, % 2,77 2,77 2,77 ........

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Андреев В.Е., Дубинский Г.С., Пташко О.А. Котенев Ю.А. Интегрированная метотехнология ограничения водопритока в добывающие скважины, Государственная политика в области охраны окружающей среды и рациональное использование природных ресурсов: Материалы науч.-практ. конф., 12-14 октября 2010 г. Уфа, 2010. С. 98-99.
2. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология капитального и подземного ремонта скважин Краснодар: «Сов. Кубань», 2010.
3. Бриллиант Л.С., Козлов А.И., Ручкин А.А., Осипов М.Л., Шарифуллин Ф.А., Цыкин И.В. Совершенствование технологии ограничения водопритока в скважинах Самотлорского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2007. №9.
4. Демахин С.А., Демахин А.Г. Селективные методы изоляции водопритока в нефтяные скважины. Саратов: Изд-во ГосУНЦ «Колледж», 2007.
5. Зозуля Г.П., Клещенко И.И., Гейхман М.Г., Чабаев Л.У. Теория и практика выбора технологий и материалов для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах: Учебное пособие. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2008. - 138 с:
6. Клещенко И.И., Григорьев А.В., Телков А.П. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин.- М.:ОАО Недра, 1998- 267.
7. Некрасов В.И., Глебов А.В., Ширгазин Р.Г., Андреев В.Е. Научно-технические основы промышленного внедрения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи на Лангепасской группе месторождений Западной Сибири.- Уфа: Белая Река, 2009 г. - 288 с.
8. Руководство по проведению РИР на основе продукта СНПХ-9633
9. Руководство по проведению РИР на основе НБП.
10. Сулейманов А.Б., Карапетов К.А. Техника и технология капитального ремонта скважин М. Недра 2010.




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.