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 № 99596


Наименование:


Курсовик АНАЛИЗ ПРИМЕНЕНИЯ КОМПОЗИЦИЙ ОСАДКОГЕЛЕОБРАЗУЮЩИХ РЕАГЕНТОВ НА МАНЧАРОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Информация:

Тип работы: Курсовик. Добавлен: 12.10.2016. Сдан: 2012. Страниц: 49. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«Уфимский государственный нефтяной технический университет»
Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений»

УДК622.276

РЕЦЕНЗЕНТ К ЗАЩИТЕ ДОПУЩЕН

Зав. кафедрой РНГМ,
­­­­­­­­­­­­­­­________________ проф.___________
________________ ________________

Бакалаврская работа

по направлению подготовки

131000 Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти

АНАЛИЗ ПРИМЕНЕНИЯ КОМПОЗИЦИЙ ОСАДКОГЕЛЕОБРАЗУЮЩИХ РЕАГЕНТОВ НА МАНЧАРОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ


0200 110600 000ПЗ
Студент гр. Бгр-11-01
Руководитель канд. техн. наук, доц.
Консультанты:
по безопасности жизнедеятельности канд. техн. наук, доц.
Нормконтролер



Уфа 2015
Содержание

Введение…………………………………………………………………………...3
1 Геолого-промысловая характеристика месторождения……………………...4
1.1 Краткая характеристика района разработки Манчаровского
месторождения……………………………………………………………………4
1.2 Характеристика геологического строения …………………………………6
1.3 Геолого-физическая характеристика пластов……………………………. 9
1.4 Свойства и состав нефти, газа и воды……………………………………... 9
2 Анализ текущего состояния разработки Манчаровского месторождения.......................................................................................................11
2.1 Технологические показатели разработки объектов эксплуатации и месторождения в целом…………………………………………………………11
2.2 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации……...15
3. Применяемые МУН на Манчаровском месторождении……………………21
4. Техника и технология применения КОГОР для увеличения нефтеотдачи пластов……………………………………………………………………...……26
5 Расчет основных параметров технологии применения КОГОР для увеличения нефтеотдачи пластов………………………………………………29
5.1 Методы оценки технологической эффективности……………………...…29
5.2 Расчет технологической эффективности воздействия КОГОР на Тамьяновской площади Манчаровского месторождения……………………30
Заключение ………………………………………………………………………47
Список использованных источников…………………………………………...48


Введение

В настоящее время Манчаровское месторождение находится на поздней стадии разработки.
Целью анализа разработки нефтяного месторождения является оценка эффективности системы разработки, которая производится путем изучения технологических показателей разработки. Улучшить технологические показатели можно путем изменения существующей системы разработки или ее усовершенствования при регулировании процесса эксплуатации месторождения.
Задачами данной работы являются расчет технологии на основе композиции осадкогелеобразующих реагентов, применяемый для очага №1 и №2 Тамьяновской площади Манчаровского месторождения. Приведен расчет технологической эффективности от воздействия. В соответствии с заданием приведены расчеты технологической эффективности от воздействия КОГР по основным методикам.


1 Геолого-промысловая характеристика месторождения

1.1 Краткая характеристика района разработки Манчаровского месторождения

Манчаровское месторождение находится в северо-западной части Республики Башкортостан, на территориях Илишевского, Дюртюлинского и Чекмагушевского районов.
Разработку данных месторождений осуществляет НГДУ «Чекмагушнефть» ООО «Башнефть-Добыча».
В орографическом отношении район месторождения представляет южную часть водораздела рр. Куваш, База и Сюнь - левых притоков р. Белой. В целом водораздел представляет равнину с общим пологим уклоном к р. Белой и с отдельными пологими возвышенностями, абсолютная высота которых не превышает 170-200 м.
В морфологическом отношении район месторождения представляет собой водораздельную равнину, сложенную верхнепермскими породами, изрезанную системой речек и оврагов. Наибольшие абсолютные отметки поверхности достигают 215-220 м, минимальные отметки дневной поверхности в пойменных участках рек составляют 75-80 м.
Климат района умеренно-континентальный, со средней годовой температурой около +3?С, с преобладанием ветров юго-восточного направления.
Сообщение с районом месторождения относительно удобное. К югу от месторождения находится железнодорожная ст. Буздяк, она удалена от площади месторождения на 100 км. Северо-восточнее площади месторождения протекает судоходная в летнее время р. Белая, соединяющая столицу республики г. Уфу с основными водными путями - рр. Камой и Волгой.


Рисунок 1.1 - Обзорная карта района Манчаровского нефтяного месторождения
1.2 Характеристика геологического строения.

Геологический разрез Манчаровского месторождения является типичным для платформенной части Башкортостана. Он вскрывает пласты до глубины 1995 метров.
В тектоническом отношении месторождение расположено в Бирской седловине, сложенной по нижнепермским и каменноугольным отложениям рядом структур второго порядка. Валы в свою очередь осложнены локальными поднятиями третьего порядка.
По кровле бобриковского горизонта структура месторождения представлена в виде двух параллельных валообразных поднятий, вытянутых с северо-запада на юго-восток и оконтуренных общей изогипсой - 1165 метров. Общая протяженность структуры по изо­ипсе - 1165 метров равна - 45 километров при ширине 10 кило­метров.
На западной тектонической линии (с севера на юг) выделяются Исанбаевское, Яркеевское, Крещено-Булянское,Тамьяновское и Кувашское поднятия, на восточной линии выделяются Западно-Менеузовское, Игметовское, Манчаровское, Имянлекулевское. От Игметовского поднятия ответвляется в юго-восточном направлении Абдуллинское.
На Манчаровском месторождении выделено шесть эксплуатационных объектов (сверху-вниз):
I - пачка каширского горизонта;
II - пласты ТТНК (пласты CV, CVI0, CVI.1, CVI.2, CVI.3, CVII);
III - пачки турнейского яруса;
IV - пласты кыновского горизонта верхнего девона;
V - пластпашийского горизонта верхнего девона;
VI - пласт муллинского горизонта среднего девона.
В стратиграфическом отношении терригенная толща нижнего карбона Манчаровского месторождения включает в себя отложения тульского, бобриковского, радаевского и елховского горизонтов. Разрез толщи представлен чередованием пластов песчаников, алевролитов, аргиллитов, углистоглинистых сланцев и известняков. Общая толщина терригенной толщи нижнего карбона в пределах месторождения изменяется от 34 до 85 метров включительно и увеличивается от сводов поднятия к крыльям. Суммарная толщина песчаников изменяется от 3,8 до 54 метров. В разрезе терригенной толщи выделяется семь песчаных пластов: II, V, VI0,VI1, VI2, VI3, ЛII. За исключением пласта II нефть содержится во всех остальных шести пластах, которые являются объектами разработки.
Пласт V выделяется в разрезе тульского горизонта. Песчаники имеют весьма ограниченное распространение по площади, вскрыты всего девятью скважинами на трех локальных участках.
Литологически пласт VI0 представлен мелкозернистыми (44-70 %), среднезернистыми (18,2 %) песчаниками, доля крупноалевритовой фракции изменяется от 5,5 до 34,8 процентов, а глинистой изменяется от 1,0 до 4,2 процентов, карбонатность не превышает одного процента.
Пласт VI1 по гранулометрическому составу также неоднороден. В пласте выявлено 13 залежей нефти. Размеры наибольшей из них 24?7,5 километров, высота 47 метров. ВНК залежей имеют отметки от 1164,9 до 1172,0 метров. Пласт VI1 относится к бобриковскому горизонту. Он является основным по запасам нефти продуктивным пластом.
Песчаный пласт VI2 относится к бобриковскому горизонту, представлен кварцевыми песчаниками. Песчаники пласта является нефтеносными на Крещено-Буляновской, Игметовской, Манчаровской, Абдуллинской, Кувашской и Тамьяновской площадях. Залежи нефти относятся к пластово-сводовым и структурно-литологическим. Всего выявлено 17 залежей нефти, из которых наибольшая имеет размеры 9,5?3,2 километра. ВНК залежей имеет отметки - 1171,8-1178,0 метров.
Пласты VI3 и ЛII приурочены к нижней части терригенной толщи и относятся к бобриковско-радаевскому (VI3) и елховском (ЛII) горизонтам. Песчаники пластов является нефтеносными. Всего выявлено 14 залежей нефти. ВНК - 1181,6-1203,0 метров.
Таким образом, пласты бобриковского горизонта представлены коллекторами с высокими фильтрационными свойствами.
Турнейский ярус. В турнейском ярусе установлено пять продуктивных пластов - Т1, Т2, Т3, Т4, Т5. Литологически все пласты представлены известняками с прослоями доломитов и аргиллитов. Карбонаты характеризуются различной степенью нефтенасыщенности. Породы с пористостью 1-7 процентов, как правило, не содержат нефти, то есть не является коллекторами, а с пористостью 7-9 процентов имеют неравномерное и слабое насыщение нефтью. Однако эти породы непроницаемые. Карбонаты с пористостью выше 9 процентов имеют более интенсивноенефтепроявление, и является коллекторами для нефти.
Пласт Т1 залегает в верхней части турнейского яруса. Разрез пласта представлен чередованием пористых и плотных разностей известняков. В пласте выявлены 19 залежей нефти, они является пластово-сводовами и структурно- литологическими.
Пласт Т2 отделен от вышележащего пласта Т1 глинисто-карбонатным прослоем. На площади месторождения выделено 11 залежей нефти литологического и пластово-сводового типов.
Пласт Т3 отделен от пласта Т3 глинисто-карбонатным прослоем, толщина которого изменяется в пределах от 1,2 до 6,8 метров. Максимальная нефтенасыщенная толщина вскрыта скважиной 2372 и равна 7,6 метров. На площади выявлено 14 залежей нефти пластово-сводового типа.
Максимальная нефтенасыщенная толщина пласта Т4 равна 6,0 метров. Выявлено 13 залежей нефти.
В пласте Т5 выявлено 6 залежей массивного типа. Залежи нефти подстилаются водой. Пласт Т5 на Кувашской площади является водоносным.


1.3 Геолого-физическая характеристика пластов

Нефтенасыщенные толщины продуктивных пластов изменяются в широких пределах. Следует отметить, что продуктивные пласты не всегда монолитны. В разрезах большинства скважин они расчленяются на два, три прослоя. Общая толщина песчаников изменяется от 0,8 до 25,8 метров включительно.
Средняя пористость составляет около 20 процентов, проницаемость
1,249 мкм2.
Самые высокие начальные балансовые запасы нефти сосредоточены в нижней пачке терригенной толщи нижнего карбона, и равно 88,897 млн. тонн.

1.4 Свойства и состав нефти, газа и воды

Основные свойства нефтей всех продуктивных пластов показывают, что основные параметры пластовых нефтей не везде одинаковы и могут варьировать в значительных пределах.
Нефти пластов верхней пачки теригенной толщи нижнего карбона в пластовых условиях имеют плотность 871,6-883,0 кг/м3, на Кувашской площади
881-889 кг/м3, средняя - 878,0-885,0 кг/м3. Газосодержание изменяется от 13,5 до 23,1 м3/т включительно, среднее - 18,7 м3/т, вязкость 14,2-23,7 мПа?с, средняя
17,7 мПа?с. Давление насыщения нефти газом равно 6,32 МПа.
Свойства пластовой нефти нижней пачки теригенной толщи нижнего карбона несколько отличается от таковых нефтей верхней пачки: плотность изменяется от 884 до 898 кг/м3 включительно, средняя - 891 кг/м3, вязкость - от 20,4 до 34,5 мПа?с, среднее - 28,2 мПа?с. Давление насыщения нефти газом равно 5,8 МПа. Газосодержание равно 16,5 м3/т.
Нефти турнейского яруса более тяжелые по сравнению с нефтямитеригенной толщи нижнего карбона, плотность равна 902,8 кг/м3, вязкие (вязкость - от 22,6 до 36,5 мПа?с). Давление насыщения нефти газом изменяется от 1,4 до
3,6 МПа включительно, газосодержание изменяется от 6,2 до 14,4 м3/т включительно.
Нефть кыновского горизонта имеет вязкость равной 11,7 мПа?с, газосодержание равно 30,3 м3/т, давление насыщения нефти газом равно 6,8 МПа, плотность равна 860,0 кг/м3, мольное содержание азота 5,1 процента.
Нефть пашийского горизонта имеет давление насыщения нефти газом
4,6 МПа, плотность - 882 кг/м3, вязкость - 19,1 мПа?с, газосодержание равно
19,0 м3/т.
В компонентных составах нефтяного газа, выделившегося при однократном разгазировании в стандартных условиях преобладает метан: 26,6 процента в терригенной толще нижнего карбона; 32,89 процента в турнейском ярусе;
32,3 процента в кыновском горизонте и 37,36 процентов в пашийском горизонте.
В газе нефти турнейского яруса присутствует сероводород в количестве 2,57 процента. В составе газа нефтей остальных горизонтов сероводород не обнаружен.
По данным анализа проб разгазированной нефти терригенной толщи нижнего карбона видно, что нефти эти тяжелые (плотность 901-908 кг/м3), вязкие (вязкость 52,4 мПа?с), смолистые (содержание силикагелевых смол 17,7 процентов), сернистые (содержание серы 3 процента), парафинистые (3,7 процента). Выход светлых нефтепродуктов составляет 38,6 процентов.
Нефти турнейского яруса тяжелые (плотность 904-912 кг/м3), вязкие (вязкость 62,7 мПа?с), смолистые (содержание силикагелевы........

Список использованных источников

1 Геолого-промысловые методы прогноза нефтеотдачи: Учебное пособие / В. А. Савельев, М. А. Токарев, А. С. Чинаров.- Ижевск, 2008.- 147 с.3 Проект .
2 Абдулмазитов, Р.Д. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России / Р.Д.Абдулмазитов, Б.С. Баймухаметов и др. - Москва, 1996. - 280 с.
3 Баймухаметов К.С., Викторов П.Ф., Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана. - Уфа, 1997. - 424 с.
4 Токарев М.А., Ахмерова ,Файзуллин М.Х. Контроль и регулирование разработки нефтегазовых месторождений : - Учебное пособие. - Уфа, 2001. - 61с.
5 Анализ и оценка технологической эффективности мероприятий по увеличению нефтеотди пластов. - Уфа: 2002. - 93 с.





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.