Анализ эффективности новых технологий повышения нефтеотдачи на месторождениях с высоковязкими нефтями на примере Мишкинского месторождения. Анализ нефти на месторождении


Анализ - разработка - нефтяное месторождение

Анализ - разработка - нефтяное месторождение

Cтраница 1

Анализ разработки нефтяного месторождения начинается с сопоставления фактического состояния разработки за рассматриваемый период с прогнозным ( расчетным) состоянием за этот же период. Это позволяет установить наличие, величину и характер отклонений фактического состояния разработки от расчетного и служит основой для изучения причин отклонений ( собственно анализ), формирования регулирующих воздействий и нахождения расчетных показателей разработки.  [1]

Анализ разработки нефтяных месторождений, проведенный за длительный период, показывает, что, как правило, фактические данные в той или иной степени отклоняются от запроектированного уровня. Поэтому важной задачей является изучение накопленного опыта практического осуществления проектов разработки и выявления причин отклонения фактических показателей от проектных, а также определение на этой основе путей дальнейшего повышения экономической эффективности разработки месторождений.  [2]

Анализ разработки нефтяных месторождений показал, что выделение эксплуатационных объектов в ряде случаев представляет очень сложную задачу, возможное решение которой не всегда однозначно. Выделение эксплуатационных объектов для месторождений платформенных областей с большими размерами нефтяных залежей и с малыми мощностями, к тому же подстилаемых на значительной площади подошвенными водами и с резкой лито-логической изменчивостью пластов, решается несколько иначе, чем для месторождений складчатых областей с ограниченными размерами залежей, мощной продуктивной толщей и сложным тектоническим строением.  [3]

Анализ разработки нефтяного месторождения может быть отдельной частью в составе проекта разработки или самостоятельной научно-исследовательской работой в период между двумя проектами разработки, особенно если это период большой продолжительности.  [4]

Анализ разработки нефтяных месторождений показывает, что имеется два вида режима растворенного газа: 1) при котором нефть всегда остается смачивающейся фазой; 2) когда на режим растворенного газа накладывается эффект капиллярного вытеснения нефти водой и нефть в конечном счете является несмачивающей фазой.  [5]

Анализ разработки нефтяных месторождений Башкортостана, вступивших в позднюю стадию разработки, при высокой обводненности добываемой продукции скважин показывает, что дальнейшая их эксплуатация связана, в основном, с извлечением остаточной нефти после заводнения. Как правило, эта нефть рассредоточена по пласту неравномерно. Наряду с во-допромытыми интервалами с улучшенными коллекторскими свойствами, значительные ОИЗ нефти сосредоточены в застойных зонах, не охваченных заводнением. Объективная оценка остаточных запасов нефти построением карт нефтенасыщенности, выявление их природы и структуры на разрабатываемых месторождениях имеют важное значение при обосновании физико-химических методов воздействия на пласт.  [6]

Анализ разработки нефтяных месторождений Советского Союза показывает непрерывную тенденцию повышения интенсивности систем разработки.  [7]

Дается анализ разработки нефтяных месторождений Арланской группы, приводятся результаты применения прогрессивных технологий, способствующих повышению нефтеотдачи пластов.  [8]

Для анализа разработки нефтяных месторождений важны одновременные измерения в скважинах забойного давления, профилей притока жидкости или ее расхода, забойной температуры при помощи комплексных глубинных приборов.  [9]

На основании анализа разработки нефтяных месторождений Куйбышевской и соседних областей были сделаны следующие выводы.  [10]

На основе анализа разработки нефтяных месторождений Татарстана, Тюменской и Томской областей показано, что повыг шение давления нагнетания с целью интенсификации нефтедобычи, наряду с положительными результатами может привести к усилению неравномерности продвижения фронта вытеснения, к преждевременным прорывам воды в скважины, к созданию водяных блокад, ухудшающих проницаемость призабойной зоны, а также к осложнениям при ремонтах и бурении скважин за счет большого расхода солей при их глушении и подготовке буровых растворов. Установлено, что поддержание пластового давления на уровне, близком к начальному, улучшает показатели разработки пластов, уменьшает вероятность осложнений при ремонте и бурении скважин.  [11]

На основе анализа разработки нефтяного месторождения и выявления расхождений проектных и фактических показателей разработки осуществляют мероприятия по приведению в соответствие фактического хода разработки с проектным. Совокупность этих мероприятий и является регулированием разработки нефтяного месторождения, которое можно проводить чисто технологическими методами без изменения или с небольшим частичным изменением системы разработки.  [12]

Чем интересен этот анализ разработки нефтяного месторождения. Тем, что на основе фактической динамики технологических показателей устанавливается возможная нефтеотдача при сохранении нынешней технологии и возможное увеличение нефтеотдачи при соответствующем усовершенствовании технологии.  [13]

При проектировании и анализе разработки нефтяных месторождений применяется ряд экономических критериев: минимум приведенных или совокупных затрат, капитальных вложений, максимум народнохозяйственного эффекта или прибыли и др. Однако до сих пор отсутствуют четкие и обоснованные представления о степени значимости каждого из этих критериев, что, естественно, приводит к противоречивости оценок различных вариантов разработки.  [14]

При проектировании и анализе разработки нефтяных месторождений с применением разностных методов и электронно-вычислительных машин возникает комплекс вопросов по математи-ческому описанию процесса, численному решению задач фильтрации, выбору эффективных вычислительных средств, проведению расчетов технологических показателей для конкретных нефтяных месторождений.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

3.1 Предлагаемые решения по увеличению коэффициента извлечения нефти на Средне -Асомкинском месторождении. Анализ полноты извлечения нефти при разработке Средне–Асомкинского месторождения

Похожие главы из других работ:

Анализ полноты извлечения нефти при разработке Средне–Асомкинского месторождения

2.4 Технологическая схема разработки Средне-Асомкинской площади Фаинского месторождения (СибНИИНП, 1990 г.)

В проекте пробной эксплуатации 1988 г. уточнялись решения предыдущего проектного документа (1987 г.), с учетом результатов испытания новых скважин из разведочного и эксплуатационного бурения. Запасы нефти...

Анализ полноты извлечения нефти при разработке Средне–Асомкинского месторождения

3. ПРЕДЛАГАЕМЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ

...

Анализ эффективности внедрения УЭЦН на месторождениях НГДУ "Катанглинефтегаз"

8. Предложения по увеличению производственных показателей добычи нефти

...

Изучение геологических разрезов скважин Северо-Вахского месторождения

1. Литолого-геофизическая характеристика средне-верхнеюрских отложений Ю12 участка Северо-Вахского месторождения

1. Скважина 1208 На каротажных диаграммах выделяются несколько прослои пород...

Исследование влияния состава флюида на показания термодебетомеров нефтяных эксплуатационных скважин

Определение зависимости приращения температуры ДТ от коэффициента А для модели газа, воды и нефти

Обычно термокондуктивным дебитомером измеряется приращение сопротивления датчика или приращение температуры (в °С) Для дебитомера получим: где Rж = 1000...

Мероприятия по интенсификации добычи нефти на Мишкинском нефтяном месторождении

2.4.1. Анализ применяемых на Мишкинском месторождении мероприятий по интенсификации добычи нефти

Эксплуатация нефтяных месторождений сопровождается ухудшением проницаемости пород коллекторов в призабойной зоне скважин...

Оптимизация режима заводнения залежей на месторождении Алибекмола

- количественно прогнозировать характер процесса вытеснения нефти водой в неоднородных пластах при различных системах разработки для решения проблемы повышения охвата пластов заводнением;

- выбора наиболее подходящей для физико-геологических условий месторождения системы его разработки и, в первую очередь, соответствующего выбора объектов разработки и плотности сетки скважин...

Оптимизация режима заводнения залежей на месторождении Алибекмола

2. Количественный прогноз характера процесса вытеснения нефти водой в неоднородных пластах при различных системах разработки для решения проблемы повышения охвата пластов заводнением

...

Приток жидкости к скважине при частично изолированном контуре питания

6. Оценка коэффициента извлечения нефти

При проектировании разработки нефтяных месторождений в условии водонапорного режима, когда нефть вытесняется в скважины напором краевых вод, необходимо вычислить коэффициент извлечения нефти. Если предположить...

Проблема "самозадавливания" скважин на Медвежьем месторождении и пути ее решения

1. Проблема "самозадавливания” скважин на Медвежьем месторождении и пути её решения

Разработка Медвежьего месторождения сопровождается снижением пластового давления, подъемом газо-водяного контакта и обводнением призабойной зоны добывающих скважин конденсационной и пластовой водой...

Проектирование геологоразведочной скважины на Яковлевском месторождении

9. Мероприятия по увеличению выхода керна

Одной из основных задач проведения геологоразведочных скважин является получение керна, полноценного как в количественном, так и в качественном отношении...

Система безопасности бурения газовых скважин

3.1 Предлагаемые мероприятия по повышению безопасности технологического процесса

Для своевременного обнаружения ГНВП, которые могут перейти в более серьезную аварию - открытый фонтан, используют такие технические средства как уровнемеры и газоанализаторы...

Структурная модель Менеузовского месторождения

3. Технологические режимы работы (эксплуатации) скважин и установок при добыче и транспортировки нефти и газа, закачке воды (газа) на месторождении

Режимы залежей нефти определяются геологическими и гидро-геологическими характеристиками пластов, а также физическими свойствами нефти и пласта. Турнейский ярус Залежь нефти турнейского яруса относится к типу массивных...

Структурная модель Менеузовского месторождения

4. Назначение и правила обслуживания наземного оборудования скважин, инструмента, КИП при добыче нефти на месторождении

Эксплуатация скважин штанговыми скважинными насосами широко распространена на большей части месторождений НГДУ «Чекмагушнефть». На 01.01.2011г в действующем фонде эксплуатируются установками ШСН - 1620 скважин...

Структурная модель Менеузовского месторождения

6. Химические реагенты для добычи нефти на месторождении

Нефть и конденсат, добываемые из скважин, выносят углеводородный газ, пластовую воду в количестве от 1 до 30% на нефть и механические примеси (до 1% масс. на нефть). В воде содержится до 10 г/л минеральных солей...

geol.bobrodobro.ru

2.4.1. Анализ применяемых на Мишкинском месторождении мероприятий по интенсификации добычи нефти. Мероприятия по интенсификации добычи нефти на Мишкинском нефтяном месторождении

Похожие главы из других работ:

Мероприятия по борьбе с АСПО в добывающих скважинах оборудованных ШСНУ на Степановском месторождении

2.3 Анализ проводимых мероприятий борьбы с АСПО на Степановском месторождении

Греющий кабель установлен на скважинах №171,106,102,146 Рисунок 10 Межочистной период на скважинах №171,106,102,146 до и после внедрения греющего кабеля Из диаграммы видно, что на скважине №171 межочистной период увеличился на 305 дней, а на скважинах №106,102...

Мероприятия по интенсификации добычи нефти на Мишкинском нефтяном месторождении

1.1. Общие сведения о Мишкинском месторождении

Мишкинское месторождение нефти было открыто в 1966 году. Оно расположено на границе Воткинского и Шарканского районов Удмуртской республики, в 60 км к северо-востоку от г. Ижевска, севернее г. Воткинска...

Методы заводнения пластов

Оценка дополнительной добычи нефти

Из литературных источников (например, М. М. Хасанов, Т. А. Исмагилов, В. П. Мангазеев, А. Е. Растрогин, И. С. Кольчугин, И. С. Тян (ОАО «ЮКОС»...

Особенности применения ЭЦНУ для условий высокотемпературных карбонатных Мордовоозерского месторождения

4. Выбор объектов и метода интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов

Анализ эффективности применяемых методов Согласно решению ЗАО "СП "Нафта-Ульяновск" на Мордовоозерском месторождении было организовано и осуществлено по временной схеме пробное нагнетание "подогретой" воды в отдельные скважины вскрывшие...

Оценка точности геометризации формы и условий залегания пласта 7-7а шахты "Распадская" по данным геологоразведочных работ

Анализ применяемых методов геометризации

Для геометризации недр основными являются методы изолиний, геологических разрезов (сечений) и профилей; объемных наглядных графиков и моделирования с использованием ЭВМ...

Применение гидравлического разрыва пласта на Мало-Балыкском месторождении

2.3 Анализ ранее проведенных работ по применению методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти

Для интенсификации добычи нефти на месторождении применяются: гидравлический разрыв пласта, интенсификация добычи нефти на добывающих скважинах спуском глубинных насосов на большие глубины (ИДН)...

Разработка нефтяных месторождений

3.3 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО ЭТАПА РАЗРАБОТКИ, ПРОВОДИМЫХ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ

По рекомендации института “БелНИПИнефть” с октября 2004 г. были снижены объемы закачки воды в нагнетательные скважины и уменьшена текущая компенсация добычи жидкости закачкой в пластовых условиях со 100% до 80%...

Система безопасности бурения газовых скважин

2. Анализ применяемых инженерно-технических мер по обеспечению безопасности технологического процесса

Для предупреждения и ликвидации газонефтеводопроявлений ЗАО "Интанефть" применяет ряд мероприятий, не допускающих возникновения и развития более серьезной аварии - открытого фонтана...

Система безопасности бурения газовых скважин

2.1 Анализ организационных мероприятий

При бурении в интервале ниже 1330 м возможны газопроявления. В целях предупреждения возможных выбросов при проводке скважины необходимо соблюдать требования безопасности...

Система безопасности бурения газовых скважин

2.2 Анализ инженерно-технических мероприятий

Вскрытие пластов производится, при установленном на устье противовыбросовом оборудовании (ПВО) с применением промывочной жидкости в соответствии с рабочим проектом на строительство скважины...

Структурная модель Менеузовского месторождения

6. Химические реагенты для добычи нефти на месторождении

Нефть и конденсат, добываемые из скважин, выносят углеводородный газ, пластовую воду в количестве от 1 до 30% на нефть и механические примеси (до 1% масс. на нефть). В воде содержится до 10 г/л минеральных солей...

Устойчивое управление торфяными месторождениями на примере Удмуртской Республики

2.2.4 Технология добычи торфа на месторождении

Подготовка поверхности торфяных полей [1, 9] 1. Осушение торфяных месторождений и земляные работы Задачами осушения торфяных полей являются быстрый отвод поверхностных паводковых вод, понижение уровня грунтовых вод, снижение влажности...

Эффективность гидроразрыва пласта по Сабанчинскому месторождению

4. Характеристика методов воздействия на призабойные зоны пласта для интенсификации добычи нефти

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) - процесс обработки призабойнойзоны скважины с целью расширения и углубления естественных и образования новых трещин в породах призабойной зоны скважины...

Эффективность гидроразрыва пласта по Сабанчинскому месторождению

5. Результаты применения методов воздействия на призабойные зоны пласта для интенсификации добычи нефти из выбранного объекта

...

Эффективность гидроразрыва пласта по Сабанчинскому месторождению

6. Проектирование применения одного из методов воздействия на призабойные зоны пласта для интенсификации добычи нефти из выбранного объекта

Расчет показателей ГРП Расчет давления разрыва пласта РР = РВГ - РПЛ + Qp, МПа где, РВГ - вертикальное горное давление, МПа Qp - давление расслоения горных пород (Qp = 1,5 МПа) РР = 31,9 - 12,6 + 1,5 = 20,8, МПа РВГ = pп· g · H, МПа где, pп - плотность вышележащих пород...

geol.bobrodobro.ru

Анализ эффективности новых технологий повышения нефтеотдачи на месторождениях с высоковязкими нефтями на примере Мишкинского месторождения (Курсовая работа)

Курсовая работа

по курсу «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

тема: «Анализ эффективности новых технологий повышения нефтеотдачи на месторождениях с высоковязкими нефтями на примере Мишкинского месторождения».

Содержание

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

2. Геолого-физическая характеристика месторождения…………………….…5

3. Физико-химические свойства и состав пластовых жидкостей и газов…..…9

4. Новые данные о геологическом строении и геолого-динамической характеристике месторождения………………………………….….…….……10

5. Анализ текущего состояния разработки…………..……………….…..……18

6.Характеристика технологических показателей разработки……….…..……19

7. Анализ эффективности реализуемой системы разработки.………….…….22

8. Технология применения и оценка эффективности термополимерного воздействия пласт…………………………………………………….…………23

9.Сопоставление показателей разработки Мишкинского месторождения при применении различных технологий (ТПВ, ХПВ, ВВ, ЕР)……….…………..31

10.Расчетная часть…………….………………………………………………..37

11. Заключение……………………………………………………………….…39

12. Графическая часть……………………….…………………………………42

13. Литература……………….…………………………………………………44

ВВЕДЕНИЕ

В течение последних лет в нефтяной промышленности наблюдается устойчивая тенденция к ухудшению структуры запасов нефти, что проявляется в росте трудноизвлекаемой нефти, увеличении количества вводимых в разработку месторождений с осложненными геолого-физическими условиями, повышении удельного веса карбонатных коллекторов с высокой вязкостью нефти и т. д.

Создание и внедрение в производство новых способов и технологий воздействия на пласт с целью получения высоких технико-экономических показателей разработки месторождений в таких условиях является одной из самых актуальных задач.

В этой курсовой работе проведен анализ разработки Турнейского яруса Черепетского горизонта Мишкинского месторождения с применением технологии термополимерного воздействия на пласт (ТПВ).

Мишкинское нефтяное месторождение расположено на границе Воткинского и Шарканского районов Удмуртской Республики. На территории месторождения находятся мелкие населенные пункты: деревни Мишкино, Черепановка. Площадь месторождения расположена в бассейне реки Кама и занимает водоразделы речек Вотка, Шарканка, Сива. Это холмистая месность, расчлененная оврагами. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 140-180м на юге, до 180-250м на севере.

Климат района умеренно-континентальный, с продолжительной (до 6 месяцев) зимой. Средняя температура +2 С0, морозы иногда достигают -40 С0. Средняя глубина промерзания грунта 1,2м.

Добычу нефти ведет УН-ЮГ УДНГ-1.

Водозабор для ППД расположен на реке Сива. Источник энергоснабжения – подстанция 220/110/35/6 кВ «Сива». Подготовка нефти осуществляется на Мишкинской УПН, расположенной на территории месторождения.

Геолого-физическая характеристика Мишкинского месторождения нефти.

Мишкинское месторождение приурочено к одноименной антиклинальной структуре субширотного простирания, осложняющей восточную часть Киенгопского вала, расположенного в пределах Верхне-Камской впадины. Структура сложена двумя куполами: западным – Воткинским и восточным – Черепановским.

В геологическом строении месторождения принимает участие отложения девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов, залегающие на породах протерозойской группы, вскрытых на глубине 2200-2300м скважинами 182, 185 и 189.

Вскрытая часть (толщина 150-173м) рифейско-вендского комплекса представлена доломитами и аргиллитами с подчиненными прослоями алевролитов и песчаников. В составе эйфельских отложений нижнего девона выделены известняки бийского горизонта (16м). В верхнедевонских образованиях в составе франкского яруса выделены терригенные отложения пашийского (14-16м), терригенно-карбонатные отложения кыновского (29-36м), карбонатные отложения саргаевского (5-7,4м ) и семилукского (21-26м) горизонтов нижнефранкского подъяруса, бурегского (27,7-29,9м) воронежского, евлановского и ливенского (20-28м) горизонтов верхнефранского подъяруса, фаменский ярус представлен известняками толщиной до 107-150м.

Среди нижнекаменноугольных образований установлены известняки и доломиты с прослоями аргиллитов турнейского яруса (382-406м), алевролиты, аргиллиты, песчаники и углистые сланцы бобриковского (15-30м) и тульского (29-42 м) горизонтов яснополянского надгоризонта визейского яруса. Окский (106-130м) и серпуховский (51-69м) надгоризонты визейского яруса представлены известняками и доломитами с включением гипса и ангидрита. Намюрский ярус (14-27м) сложен известняками и доломитами. В среднем карбоне в отложениях башкирского яруса установлены известняки, доломиты и мергели толщиной 54-74м. В составе московского яруса выделены известняки, доломиты и аргиллиты верейского горизонта (72-80м), подольского (65-78м) и мячковского(105-113м) горизонтов.

Верхнекаменноугольные (80-100м) и нижнепермские отложения в объеме ассельского (60-75м), сакмарского (69-81м), артинского и кунгурского ярусов (60-80м) представлены доломитами, известняками и ангидритами. Верхнепермские (480-525м) в объеме уфимского, татарского и казанского ярусов представлены террикенными песчано-глинистыми образованиями.

Четвертичные отложения (0-5м) представлены глинами, песками и песчанистыми суглинами.

Промышленная нефтеносность установлена в отложениях верейского горизонта, башкирского яруса, яснополянского надгоризонта (тульский и бобриковский горизонт) и турнейского яруса. Признаки нефтеносности встречены в отдельных скважинах (№ 184, 193, 194, 208, 210) в отложениях каширского горизонта.

Породы-коллекторы верейского горизонта, башкирского и турнейского ярусов представлены известняками с подчиненными прослойками мергелей, доломитов, алевролитов и аргиллитов. Известняки трех основных литологических разностей: мелко – и тонкозернистые, органогенно-детритовые и сгустково-комковатые.

Нефтенасыщенные отложения яснополянского надгоризонта сложены песчаниками кварцевыми, мелко и разнозернистыми, алевролитами, слабо глинистыми и алевролитами песчанистыми, крупнозернистыми различной степени глинистости.

В верейском горизонте выделено два продуктивных пласта В-II и B-III, разделенных хорошо прослеживаемыми пластами аргиллитов и глинистых известняков толщиной от 4 до 6 м. В основании верейского горизонта залегает пласт В-III. В нем прослеживается два прослоя пористых известняков. Толщина эффективных нефтенасыщеных известняков пласта колеблется от 0,6 до 6,8м. От пласта В-II и башкирской залежи он отделен плотными аргиллитами. Пласт В-II хорошо выдержан по всей площади месторождения. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,2 до 6,4м. Залежи нефти, приуроченные к пластам B-II и B-III, пластовосводные. По результатам геофизических исследований и опробованию скважин ВНК принят условно на отметке минус 1040 м для пласта В-II и минус 1042м для пласта В-III. Высота и размеры залежей приведены в таблице 1.

ТАБЛИЦА 1

Возраст продуктивных пластов залежи

Индекс продуктивного пласта

Тип залежи

Размеры залежи

Длина, км

Ширина, км

Высота,м

верейский

B-II

Пластово-сводовый

25

12

50

B-III

Пластово-сводовый

25

12

52

башкирский

А-4

Пластово-массивная

16

8

32

яснополянский

Тл-I

Пластово-сводовый

8,5

5

31

турнейский

C-I

массивный

8

5

32

topref.ru

Анализ применения технологий добычи нефти и газа на Северо-Лабатьюганском месторождении, Нефтегазовое дело

Пример готовой дипломной работы по предмету: Нефтегазовое дело

Содержание

ВВЕДЕНИЕ…7

1 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ… 9

1.1 Нефтегазоносность…9

1.2 Физико -гидродинамическая характеристика продуктивных пластов…11

1.2.1 Литологическая характеристика пород…11

1.2.2 Характеристика коллекторских свойств пород… 15

1.2.3 Гидродинамические исследования скважин и пластов…19

1.3 Свойства и состав пластовых флюидов… 25

1.4 Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов…31

1.5 Запасы углеводородов… 33

2 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ…38

2.1 Основные этапы проектирования разработки месторождения…38

2.2 Характеристика состояния разработки месторождения в целом…39

2.3 Анализ выполнения проектных решений…45

3 АНАЛИЗ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА…49

3.1 Обоснование выбора рационального способа подъема жидкости…49

3.1.1 Анализ работы добывающих скважин…49

3.1.2 Анализ работы скважин, оборудованных УЭЦН…50

3.1.3 Анализ работы скважин, оборудованных УШГН…53

3.2 Обоснование и выбор способа эксплуатации…55

3.3 Мероприятия по предупреждению и борьбе с солеотложениями…60

3.4 Методы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи…61

3.4.1 Анализ результатов воздействия на ПЗП…62

3.4.2 Анализ эффективности изоляционных работ…66

3.4.3 Анализ эффективности применения технологий МУН…68

3.4.4 Анализ эффективности применения ГРП…71

ЗАКЛЮЧЕНИЕ…81

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ…83

ПРИЛОЖЕНИЯ… 86

Выдержка из текста

Месторождение является объектом производственной деятельности

НГДУ «Нижнесортымскнефть», имеющего развитую производственную инфраструктуру: пункты подготовки нефти, систему сбора и предварительного обезвоживания продукции, систему напорных и межпромысловых нефтепроводов, газопроводов, высокоразвитую транспортную сеть, систему электроснабжения, базы производственного обслуживания.

Объектами разработки Северо-Лабатьюганского месторождения являются 7 продуктивных пластов.

Процент обводненности, в целом по месторождению, составляет 95,9%. Добыча нефти на месторождении ведется в основном механизированным способом, с помощью ЭЦН (239 скважин),

8. нагнетательных скважины формируют систему ППД. По состоянию на 01.01.2015 г. остаточные извлекаемые запасы — 22 401 тыс.т. На месторождении добыто 39 898 тыс.т. нефти, текущий КИН 0,250, средний дебит жидкости 160 т/сут, нефти 6,6 т/сут.

Список использованной литературы

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Отчет по теме 1237−08 «Мониторинг геологических моделей, подсчет запасов по Северо-Лабатьюганскому месторождению», СургутНИПИнефть, Сургут, 2008.

2. И.М. Кос, Т.А.Коровина, Кропотова Е.П., Федорцов И. В Особенности вещественного состава пород баженовской свиты на Ай-Пимской площади в зонах перспективной продуктивности.

3. Отчет сейсморазведочных партий № 8,23/97*98 о результатах детальных работ МОВ ОГТ М 1:50 000, проведенных на Савуйско-Федоровской площади в Сургутском районе Ханты-мансийского автономного округа Тюменской области. Лист Р-43.Берсенев В.К. Тюмень, 1999.

4. Кропотова Е.П., Федорцов И.В., Коровина Т.А., Шаровьева Г. Н,

Костеневич К.А., Романов Е.А. Повышение достоверности интерпретации материалов ГИС в тонкослоистом коллекторе на примере пласта АС

1. Западно-

Чигоринского месторождения. Пятая научно-практическая конференция «Пути

реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Х-М.

5. Лисицын А.П. Лавинная седиментация и перерывы в осадконакоплении в морях и океанах. М., «Наука».1988.

6. РД 153.39.0- 109 —

0. «Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений», введенным в действие с 01.03.2002 г. приказом Минэнерго России от 05.02.2002 г. № 30.

7. Закон РФ «О недрах» от 21.02.1992 № 2395−1//Собрание законодательства Российское Федерации — 1995 -№ 10.

8. Правила разработки нефтяных и газовых месторождений / Миннефтепром. — М., 1987.

9. Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений / МПР России — М. 2007.

10. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений: РД 153−39−007−96 /

Минтопэнерго РФ. — М., 1996.

11. Гиматудинов Ш. К. и др. Справочное руководство по проектированию

разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование

разработки. — М.: Недра, 1983.

12. Максимов М.М., Рыбицкая Л.П. Математическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений. — М.: Недра, 1979.

13. Баишев Б.Т. и др. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений. — М.: Недра, 1978.

14. Борисов Ю.П. и др. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности. — М.: Недра, 1976.

15. Майер В.П. Гидродинамическая модель фильтрации нефти, газа и воды

в пористой среде. — Екатеринбург: Путиведъ, 2000.

16. Юрьев А.Н., «Разработка метода прогнозирования нефтеотдачи прерывистых пластов месторождений Западной Сибири». Диссертация на соискание ученой степени к.т.н., Тюмень, 1990.

17. Технико-экономическое обоснование коэффициентов нефтеизвлечения Северо-Лабатьюганского месторождения, (отчет) / А.Н. Юрьев, В.И. Кушнир, г. Тюмень, 2008.

18. Технологическая схема разработки Северо-Лабатьюганского месторождения (отчет) / ТО СургутНИПИнефть, А.Н. Юрьев, В.И. Кушнир и др., г. Тюмень, 2008.

19. Хисамов Р.С., Евдокимов А.М., Султанов А.С. Совершенствование системы разработки нефтяных месторождений с использованием оборудования для одновременной раздельной эксплуатации скважин // Нефтепромысловое дело. -

2009. — № 5 — с.33−39.

20. Технологический регламент на производство работ по ремонту и эксплуатации скважин, оборудованных установками ЭЦН, на месторождениях открытого акционерного общества «Сургутнефтегаз», 2001 г

referatbooks.ru

Анализ эффективности новых технологий повышения нефтеотдачи на месторождениях с высоковязкими нефтями на примере Мишкинского месторождения

Курсовая работа

по курсу «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

тема: «Анализ эффективности новых технологий повышения нефтеотдачи на месторождениях с высоковязкими нефтями на примере Мишкинского месторождения».

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

2. Геолого-физическая характеристика месторождения…………………….…5

3. Физико-химические свойства и состав пластовых жидкостей и газов…..…9

4. Новые данные о геологическом строении и геолого-динамической характеристике месторождения………………………………….….…….……10

5. Анализ текущего состояния разработки…………..……………….…..……18

6.Характеристика технологических показателей разработки……….…..……19

7. Анализ эффективности реализуемой системы разработки.………….…….22

8. Технология применения и оценка эффективности термополимерного воздействия пласт…………………………………………………….…………23

9.Сопоставление показателей разработки Мишкинского месторождения при применении различных технологий (ТПВ, ХПВ, ВВ, ЕР)……….…………..31

10.Расчетная часть…………….………………………………………………..37

11. Заключение……………………………………………………………….…39

12. Графическая часть……………………….…………………………………42

13. Литература……………….…………………………………………………44

ВВЕДЕНИЕ

В течение последних лет в нефтяной промышленности наблюдается устойчивая тенденция к ухудшению структуры запасов нефти, что проявляется в росте трудноизвлекаемой нефти, увеличении количества вводимых в разработку месторождений с осложненными геолого-физическими условиями, повышении удельного веса карбонатных коллекторов с высокой вязкостью нефти и т. д.

Создание и внедрение в производство новых способов и технологий воздействия на пласт с целью получения высоких технико-экономических показателей разработки месторождений в таких условиях является одной из самых актуальных задач.

В этой курсовой работе проведен анализ разработки Турнейского яруса Черепетского горизонта Мишкинского месторождения с применением технологии термополимерного воздействия на пласт (ТПВ).

Мишкинское нефтяное месторождение расположено на границе Воткинского и Шарканского районов Удмуртской Республики. На территории месторождения находятся мелкие населенные пункты: деревни Мишкино, Черепановка. Площадь месторождения расположена в бассейне реки Кама и занимает водоразделы речек Вотка, Шарканка, Сива. Это холмистая месность, расчлененная оврагами. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 140-180м на юге, до 180-250м на севере.

Климат района умеренно-континентальный, с продолжительной (до 6 месяцев) зимой. Средняя температура +2 С0 , морозы иногда достигают -40 С0 . Средняя глубина промерзания грунта 1,2м.

Добычу нефти ведет УН-ЮГ УДНГ-1.

Водозабор для ППД расположен на реке Сива. Источник энергоснабжения – подстанция 220/110/35/6 кВ «Сива». Подготовка нефти осуществляется на Мишкинской УПН, расположенной на территории месторождения.

Геолого-физическая характеристика Мишкинского месторождения нефти.

Мишкинское месторождение приурочено к одноименной антиклинальной структуре субширотного простирания, осложняющей восточную часть Киенгопского вала, расположенного в пределах Верхне-Камской впадины. Структура сложена двумя куполами: западным – Воткинским и восточным – Черепановским.

В геологическом строении месторождения принимает участие отложения девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов, залегающие на породах протерозойской группы, вскрытых на глубине 2200-2300м скважинами 182, 185 и 189.

Вскрытая часть (толщина 150-173м) рифейско-вендского комплекса представлена доломитами и аргиллитами с подчиненными прослоями алевролитов и песчаников. В составе эйфельских отложений нижнего девона выделены известняки бийского горизонта (16м). В верхнедевонских образованиях в составе франкского яруса выделены терригенные отложения пашийского (14-16м), терригенно-карбонатные отложения кыновского (29-36м), карбонатные отложения саргаевского (5-7,4м ) и семилукского (21-26м) горизонтов нижнефранкского подъяруса, бурегского (27,7-29,9м) воронежского, евлановского и ливенского (20-28м) горизонтов верхнефранского подъяруса, фаменский ярус представлен известняками толщиной до 107-150м.

Среди нижнекаменноугольных образований установлены известняки и доломиты с прослоями аргиллитов турнейского яруса (382-406м), алевролиты, аргиллиты, песчаники и углистые сланцы бобриковского (15-30м) и тульского (29-42 м) горизонтов яснополянского надгоризонта визейского яруса. Окский (106-130м) и серпуховский (51-69м) надгоризонты визейского яруса представлены известняками и доломитами с включением гипса и ангидрита. Намюрский ярус (14-27м) сложен известняками и доломитами. В среднем карбоне в отложениях башкирского яруса установлены известняки, доломиты и мергели толщиной 54-74м. В составе московского яруса выделены известняки, доломиты и аргиллиты верейского горизонта (72-80м), подольского (65-78м) и мячковского(105-113м) горизонтов.

Верхнекаменноугольные (80-100м) и нижнепермские отложения в объеме ассельского (60-75м), сакмарского (69-81м), артинского и кунгурского ярусов (60-80м) представлены доломитами, известняками и ангидритами. Верхнепермские (480-525м) в объеме уфимского, татарского и казанского ярусов представлены террикенными песчано-глинистыми образованиями.

Четвертичные отложения (0-5м) представлены глинами, песками и песчанистыми суглинами.

Промышленная нефтеносность установлена в отложениях верейского горизонта, башкирского яруса, яснополянского надгоризонта (тульский и бобриковский горизонт) и турнейского яруса. Признаки нефтеносности встречены в отдельных скважинах (№ 184, 193, 194, 208, 210) в отложениях каширского горизонта.

Породы-коллекторы верейского горизонта, башкирского и турнейского ярусов представлены известняками с подчиненными прослойками мергелей, доломитов, алевролитов и аргиллитов. Известняки трех основных литологических разностей: мелко – и тонкозернистые, органогенно-детритовые и сгустково-комковатые.

Нефтенасыщенные отложения яснополянского надгоризонта сложены песчаниками кварцевыми, мелко и разнозернистыми, алевролитами, слабо глинистыми и алевролитами песчанистыми, крупнозернистыми различной степени глинистости.

В верейском горизонте выделено два продуктивных пласта В-II и B-III, разделенных хорошо прослеживаемыми пластами аргиллитов и глинистых известняков толщиной от 4 до 6 м. В основании верейского горизонта залегает пласт В-III. В нем прослеживается два прослоя пористых известняков. Толщина эффективных нефтенасыщеных известняков пласта колеблется от 0,6 до 6,8м. От пласта В-II и башкирской залежи он отделен плотными аргиллитами. Пласт В-II хорошо выдержан по всей площади месторождения. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,2 до 6,4м. Залежи нефти, приуроченные к пластам B-II и B-III, пластовосводные. По результатам геофизических исследований и опробованию скважин ВНК принят условно на отметке минус 1040 м для пласта В-II и минус 1042м для пласта В-III. Высота и размеры залежей приведены в таблице 1.

ТАБЛИЦА 1

В башкирских отложениях выявлено две залежи нефти: на Воткинском и Черепановском поднятиях, приуроченных к известнякам, коллекторские свойства резко меняются как по площади, так и по разрезу. Количество пористых пропластков в отдельных скважинах достигает 17-22, они обычно маломощны и составляют не более 35-50% толщины отдельных пористых прослоев изменяются в широких пределах от 0,4 до 11м. Кровля подуктивных отложений ограничена пластом верейских аргиллитов. Залежь нефти на Воткинском поднятии пластово-массивная, ВНК принят на отметке минус 1044м.

В яснополянском недгоризонте на площади Мишкинского месторождения выделяются три залежи нефти, приуроченные к различным структурам. Западно- и Восточно-Воткинским куполам и Черепановскому поднятию. Продуктивными являются пористые песчаники и алевролиты пластов Тл-0, Тл-I, Тл-II тульского горизонта и пласты Бб-I, Бб-II, Бб-Ш бобриковского горизонта. Пористые и проницаемые разности песчаников и алевролитов образуют линзы, пропластки и пласты, не выдержанные ни по площади ни по разрезу. Наиболее регионально распространены пласты Тл-I, Тл-II, Бб-I, Бб-II, Бб-Ш. плотные разделы между пластами Тл-I, Тл-II, Бб-I, Бб-II местами выклиниваются и указанные пласты сливаются, образуя единую сложную гидродинамическую систему. Залежь нефти, приуроченная к этим пластам, экранирована в кровле толщей аргиллитов, мергелей и алевролитов (15-20м) тульского горизонта. Нефтенасыщенный пласт Бб-III, залегающий в подошве бобриковского горизонта, отделен от вышележащего Бб-II пластом аргиллитов толщиной около 10м, который прослеживается во всех скважинах и образует надежную покрышку для залежи нефти. Залежи нефти яснополянмкого надгоризонта относятся к типу пластово-сводовых. Уровень ВНК принят на отметке минус 13311,5м.

Залежь нефти в турнейском ярусе приурочена к пласту пористо-каверновых известняков толщиной до 36м, залегающему в кровле черепетского горизонта. В большинстве скважин прослеживаются среди пористых плотные разности известняков толщиной от 0,8 до 8,0м. Покрышкой пласта служат аргиллиты подошвы кизеловского горизонта. Залежь имеет массивное строение. ВНК колеблется в интервале 1354-1358м.

mirznanii.com