Вход

"УВЕЛИЧЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА С ПРИМЕНЕНИЕМ ОСАДКОГЕЛЕОБРАЗУЮЩИХ СИСТЕМ НА АРДАТОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕГО УПРАВЛЕНИЯ «ТУЙМАЗАНЕФТЬ»"

Рекомендуемая категория для самостоятельной подготовки:
Дипломная работа*
Код 303398
Дата создания 01 августа 2013
Страниц 85
Мы сможем обработать ваш заказ (!) 29 марта в 18:00 [мск]
Файлы будут доступны для скачивания только после обработки заказа.
5 790руб.
КУПИТЬ

Описание

В дипломном проекте объектом исследования является применения композиции «КОГОР» для увеличения нефтеотдачи пласта CVI бобриковского горизонта Ардатовского месторождения. В геологической части приведен краткий анализ геологического строения месторождения, рассмотрены продуктивные пласты и свойства насыщающих их флюидов. Промышленные запасы нефти приурочены к залежам бобриковского горизонта, представленным песчаниками с замещениями алевролитами. Также рассмотрены динамика и состояние разработки месторождения. На основании этих данных можно сделать вывод о том, что месторождение находится на поздней стадии разработки, характеризующейся высокой степенью обводненности скважинной продукции.
В технологической части рассмотрен метод воздействия на пласт: его сущность, критерии применения, физико- ...

Содержание

ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ ………………….. 6
ВВЕДЕНИЕ …………………………………………………………………... 7
1 Геолого-физическая характеристика Ардатовского месторождения ……………………………………………………..
8
1.1 Общие сведения о районе работ ………………………………….. 8
1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика …………………... 10
1.3 Общая характеристика продуктивных пластов ………………..... 13
1.4 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов …... 18
2 Динамика и состояние разработки Ардатовского месторождения . 21
2.1 Анализ показателей разработки …………………………………… 21
2.2 Анализ фонда скважин …………………………………………..… 29
2.3 Современные технологии повышения нефтеотдачи применяемые на Ардатовском месторождении …………………
32
3 Применение композиции осадкогелеобразующих реагентов в НГДУ «Туймазанефть» ……………………………………………
34
3.1 Физико-химические основы предлагаемого метода увеличения нефтеотдачи ………………………………………………………...
34
3.2 Выбор объекта для проведения обработок по технологии «КОГОР» ……………………………………………………………
36
3.3 Материалы, используемые при проведении технологии «КОГОР» ………………………........................................................
37
3.4 Оборудование, используемое при осуществлении технологии «КОГОР» ……………………………………………………………
39
3.5 Технология применения композиции осадкогелеобразующих реагентов на основе жидкого стекла и глинистой суспензии …..
41
3.6 Эффективность применения технологии «КОГОР» на Ардатовском месторождении НГДУ «Туймазанефть» ……..…...
44

3.7
Расчет технологических параметров процесса закачки «КОГОР» в скважинах НГДУ «Туймазанефть»………………….

48
4 Безопасность и экологичность проекта ………………………….. 54
4.1 Анализ состояния охраны труда, промышленной безопасности и охраны окружающей среды в НГДУ «Туймазанефть» ………..
54
4.2 Общие требования правил безопасности и природоохранные мероприятия при закачке осадкогелеобразующей технологии «КОГОР»…………………………………………………………….

58
4.3 Расчет фланцевого соединения …………………………………… 62
4.4 Охрана окружающей среды и экологическая характеристика Ардатовского месторождения ……………….................................
64
5 Экономическая эффективность выполнения технологического процесса …………………………………………………………….
69
5.1 Технико - экономическая характеристика НГДУ «Туймазанефть» ………………………………………......
69
5.2 Расчет экономической эффективности при применении закачки осадкогелеобразующей технологии «КОГОР»…………………..
72
5.3 Расчет себестоимости продукции………………………………… 73
5.4 Расчет годового экономического эффекта ………………………. 79
ЗАКЛЮЧЕНИЕ ……………………………………………………………… 82
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ ……………………....... 83
ПРИЛОЖЕНИЕ А. (обязательное) – Перечень демонстрационных
листов …………………………………………………...................85

Введение

В условиях неоднородных, обводненных нефтяных пластов месторождений Республики Башкортостан широкое распространение получили физико-химические методы увеличения нефтеотдачи (МУН), которые реализуются на практике путем обработок нагнетательных скважин различными химическими композициями. Цель воздействия – восстановление, улучшение фильтрационной характеристики призабойной зоны пласта, главным образом за счет увеличения ее проницаемости и снижения вязкости флюидов, снижения темпов обводнения добывающих скважин. Иными словами, выделяются два направления воздействия на призабойную зону: увеличение дебита скважин по нефти и ограничение притока воды в добывающие скважины.
Применение существующих физико-химических методов увеличения нефтеотдачи позволяет снизить проницаемость промытых прослоев, изменить направление фильтрационных потоков и вовлечь в разработку нефтенасыщенные участки пласта.
Высокоэффективными являются технология воздействия на основе применения композиции осадкогелеобразующих реагентов («КОГОР») и несколько ее модификаций. Внедрением данной технологии решается задача повышения охвата пласта заводнением путем снижения проницаемости промытых зон пласта и изменения направления фильтрационных потоков в результате образования в пласте на путях фильтрации воды устойчивого геля и осадка.
Технология на основе применения композиции осадкогелеобразующих реагентов («КОГОР») с использованием жидкого стекла и глинистой суспензии является одной из масштабно внедряемых и эффективных технологий, проводимых на залежах НГДУ «Туймазанефть» с целью снижения обводненности добываемой продукции скважин и увеличения добычи нефти.

Фрагмент работы для ознакомления

количество скважин
дополнительная
добыча нефти, тыс. т
количество скважин
дополнительная
добыча нефти, тыс. т
«КОГОР»
12
2,7
12
7,0
6
4,6
6
5,3
4
9,9
Зарезка боковых стволов
1
3,6
7
2,0
2
1,5
4
2,3
3
1,3
Результаты внедрения осадкогелеобразующей технологии «КОГОР» на Ардатовском месторождении в течение 10 лет указывают на ее достаточно высокую эффективность, поэтому темпы ее внедрения значительно опережают аналогичные показатели по сравнению с зарезкой боковых стволов (рисунок 3.6).
Рисунок 3.6 – Динамика внедрения МУН по Ардатовскому месторождению
Немалую роль в динамике темпов внедрения играет и то, что в отличие от вышеуказанных гидродинамических методов, обработку «КОГОР» одной скважины можно проводить несколько раз.
Динамика удельной эффективностиметодов увеличения нефтеотдачи, применяемых на Ардатовском месторождении представлена на рисунке 3.7.
Рисунок 3.7 – Динамика дополнительной добычи нефти по МУН Ардатовского месторождения
По количеству дополнительно добытой нефти на одну обработанную скважину зарезка боковых стволов в сравнении с «КОГОР» является более эффективным методом. Но ограниченный фонд добывающих скважин Ардатовского месторождения не позволяет увеличить темпы внедрения данного метода, тем более, что затраты на бурение одного бокового ствола в десятки раз выше, чем затраты на обработки «КОГОР».
Реализация осадкогелеобразующей технологии на объекте С1бб Ардатовского месторождения начата в 1996 году обработкой четырех скважин. В результате были получены достаточно высокие показатели эффективности внедряемого метода. Так, на 01.03.1997 г. количество дополнительно добытой нефти оценивалось в пределах 10,6…11,4 тыс. т. Средняя обводненность продукции снизилась с 81,9 до 62,5 %, т.е. на 19,3 %. При этом расчетное уменьшение объема попутно добываемой воды по участку вследствии изменения обводненности составило 44,6 тыс. м3, объемы закачки воды остались на прежнем уровне.
С 1996 по 2009 годы на Ардатовском месторождении проводились обработки 30 скважин на различных участках месторождения. Динамика показателей разработки месторождения за данный период показывает, что обводненность продукции скважин в среднем снизилась на 5-10 %, дебит нефти увеличился на 10 %. Положительный эффект от применения технологии «КОГОР» наблюдается в течение 1…1,5 года, поэтому обработки проводятся один-два раза в год.
Рассмотрим результаты проведения осадкогелеобразующей технологии на Ардатовском месторождении НГДУ «Туймазанефть» за 2005-2009 гг. (рисунок 3.7). Несмотря на то, что зарезка боковых стволов является достаточно эффективным методом, большую часть дополнительной добычи нефти по месторождению в целом приносит осуществление технологии «КОГОР». Так, за указанный период дополнительная добыча нефти от закачки «КОГОР» в среднем составляет около 5 тыс. т. Максимальный эффект был получен в 2009 году и составил 9,9 тыс. т дополнительно добытой нефти.
По очагу нагнетательной скважины № 297 получены следующие результаты. В добывающей скважине № 346 обводненность продукции уменьшилась с 87,2 до 79,5 %, дебит жидкости уменьшился на 22,5 %, дополнительная добыча составила 386,2 тонны.
В добывающих скважинах № 295, 309 наблюдается снижение обводнености на 1…2 %. В скважине № 309 дебит нефти не изменился, что при понижении обводненности дает скрытый положительный эффект, а в скважине № 295 увеличился объем добываемой нефти на 12,5 %. В целом по очагу добыча нефти возросла на 14 %, что дало 456,4 тонны дополнительно добытой нефти.
В очаге нагнетальной скважины № 314 по добывающей скважине № 313 получены следующие результаты: обводенность продукции снизились с 87 до 80 %, добыча жидкости уменьшилась на 17,2 % в результате объем добытой нефти увеличился на 28,6 %. В скважинах № 316, 56 наблюдается уменьшение обводненности продукции и увеличение добычи нефти – на 42 % и 12,5 % соответственно. Технологический эффект в целом по очагу оценивается в 741,2 тонны дополнительно добытой нефти.
Результаты внедрения данной технологии на участке месторождения представлены в таблице 3.5.
Таблица 3.5 – Показатели внедрения осадкогелеобразующей технологии на Ардатовском месторождении
Номер очага
Номер
реагиру-ющей
скважины
До проведения
мероприятия
После проведения
мероприятия
Дополнительная добыча нефти,
Т
добыча нефти,
т/сут
добыча жидкости,
т/сут
обвод-нен-ность,
%
добыча нефти,
т/сут
добыча жидкости,
т/сут
обвод-нен-ность,
%
297
346
4,4
34,6
87,2
5,5
26,8
79,5
386,2
295
1,6
22,6
92,9
1,8
22,0
91,8
70,2
309
7,5
9,2
18,5
7,5
9,1
17,5
-
314
313
3,5
27,3
87,1
4,5
22,6
80,1
351,0
56
2,4
19,6
87,7
2,7
15,2
82,1
105,3
316
1,9
16,2
88,3
2,7
9,2
70,6
280,9
287
284
2,9
26,2
88,9
3,5
16,7
78,9
210,7
285
2,2
28,5
92,3
3,4
27,8
87,7
421,3
Итого
3,3
23,02
85,6
3,95
18,6
78,9
1825,6
В очаге нагнетательной скважины № 287 наблюдается уменьшение обводненности продукции скважин и объема добываемой жидкости на 5…35 %, что также дает положительный технологический эффект.
Большинство показателей от применения технологии на участке положительные и достаточно высокие: среднее увеличение дебита нефти составило 19 %, дополнительная добыча нефти – 1825,6 т.
Полученные результаты дают основание утверждать, что применение технологии на Ардатовском месторождении дает устойчивый положительный эффект.
3.7 Расчет технологических параметров процесса закачки «КОГОР» в скважинах НГДУ «Туймазанефть»
Для проведения любого технологического процесса необходимо провести соответствующие расчеты. Основными расчетами, проводимыми для процесса закачки «КОГОР», являются расчеты объемов реагентов, необходимых для закачки.
Проведем технологический расчет закачки композиции для нагнетательной скважины № 304. Данные для расчета представлены в таблице 3.6.
Таблица 3.6 – Технологические параметры нагнетательной скважины № 304
Приемистость, м3/сут
271
Эффективная толщина пласта, м
6,0
Диаметр НКТ, м
0,073
Глубина подвески НКТ, м
1160
Объем закачиваемых реагентов определяется эффективной мощностью пласта и приемистостью нагнетательной скважины (таблица 3.6) [6].
Это выражается следующей зависимостью:
V = (1…2,5)  hпл, (3.1)
где V – объем закачиваемых реагентов, м3
hпл – суммарная работающая толщина эксплуатируемых пластов, м.
Таблица 3.7 – Зависимость объема реагентов композиции «КОГОР» от приемистости нагнетательной скважины
Приемистость, м3/сут
<100
100-200
200-300
>300
Объем реагента, м3
1hпл
1,5hпл
2hпл
2,5hпл
Определяем объем силикатно-щелочного раствора по формуле (3.1):
Vсщр = 2  6,0 = 12 м3 (3.1)
где Vсщр – объем силикатно-щелочного раствора, м3
Массу необходимого количества силикатно-щелочного раствора определим, зная его плотность – 1,3 т/м3:
mсщр = Vсщр  1,3 = 12  1,3 = 15,6 т (3.2)
где mсщр ­– масса необходимого количества силикатно-щелочного раствора, т
V – объем силикатно-щелочного раствора, м3
Объем изолирующей оторочки из глинистой суспензии определяется следующей зависимостью:
Vиз = 2 (πd2)/4hнкт, (3.3)
где V – объем изолирующей оторочки из глинистой суспензии, м3
d – диаметр НКТ;
hнкт – глубина подвески НКТ.
Vиз = 2 (3,140,0732)/41160 = 10 м3
Определим массу изолирующей оторочки из глинистой суспензии, зная его плотность – 1,2 т/м3:

Список литературы

Нормативные документы
РД 16-15283860-013-2004. Инструкция по применению технологии на основе композиции осадкогелеобразующих растворов (КОГОР) для повышения нефтеотдачи пластов.
ПБ 08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. – Серия 08, 2003. – 190 с.
ИП-В-126-2005 Инструкций по противопожарной безопасности при производстве подземного и капитального ремонта скважин. – Серия 31, 2003. - 180 с.
СТП 39-5753484-014-92 Руководство по применению технологии на основе осадкогелеобразующих композиций. – Уфа: ОАО «Башнефть», 1996. – 14 с.

Научно-технические документы
1 Геологический отчёт НГДУ «Туймазанефть». Октябрьский. 2007. – 386 с.
2 Баймухаметов К. С. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана / К.С. Баймухаметов, П. Ф. Викторов и др. – Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. – 358 с.
3 Показатели разработки месторождений НГДУ «Туймазанефть» – Октябрьский: НГДУ «Туймазанефть», 2006. – 44 с.
4 Абызбаев И. А. Применение технологии повышения нефтеотдачи на основе композиции осадкогелеобразующих растворов / И. А. Абызбаев и др. – Нефтяное хозяйство, 2005. – С. 100–105.
5 Каплан Л.С. Технология и техника воздействия на нефтяной пласт / Л.С. Каплан, А. Л. Каплан. – Уфа: УГНТУ, 2004. – 179 с.
6 Программа работ по применению осадкообразующих технологий на объектах НГДУ «Туймазанефть» в 2007 году. – Уфа: ОАО «Башнефть», 2004. – 56 с.
7 Р.М.Тухтеев. Технология повышения нефтеотдачи с применением композиции биоПАВ- - КШАС - М, жидкое стекло-нефть / Р.М.Тухтеев, Ю.М.Симаев, В.В.Кондоров.- Уфа: РИО НБ РБ, 2000.-50 с,: с ил.
8 Хламушкин И.К. Методические указания к составлению экономической части дипломных проектов для студентов специальности 0907 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» / И.К. Хламушкин, М.М. Насибуллин. - Уфа, 1994. – 24 с.
9 Проект разработки Ардатовского нефтяного месторождения. – БашНИПИнефть, 1995 г. – 274 с.
10 Годовой отчет НГДУ «Туймазанефть» за 2007г. – Октябрьский: Туймазинское УДНГ, 2008. – 35 с.
11 Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений / В.С. Бойко. - М.: Недра, 1990. – 427 с.
12 Панов Г.Е. Охрана труда при разработке нефтяных и газовых месторождений / Г.Е. Панов. - М.: Недра, 1982. - 246 с.
13 Шарипов А.Х. Охрана труда в нефтяной промышленности: Учебник для учащихся проф. – техн. образования и рабочих на производстве / А.Х. Шарипов, Ю.П. Плыкин и др. - М.: Недра, 1991. – 159 с.
Очень похожие работы
Пожалуйста, внимательно изучайте содержание и фрагменты работы. Деньги за приобретённые готовые работы по причине несоответствия данной работы вашим требованиям или её уникальности не возвращаются.
* Категория работы носит оценочный характер в соответствии с качественными и количественными параметрами предоставляемого материала. Данный материал ни целиком, ни любая из его частей не является готовым научным трудом, выпускной квалификационной работой, научным докладом или иной работой, предусмотренной государственной системой научной аттестации или необходимой для прохождения промежуточной или итоговой аттестации. Данный материал представляет собой субъективный результат обработки, структурирования и форматирования собранной его автором информации и предназначен, прежде всего, для использования в качестве источника для самостоятельной подготовки работы указанной тематики.
bmt: 0.01182
© Рефератбанк, 2002 - 2024