Войти в мой кабинет
Регистрация
ГОТОВЫЕ РАБОТЫ / ДИПЛОМНАЯ РАБОТА, НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО

Наблюдение за работой фонтанных скважин на месторождении «С. Балгимбаев» и проведение в оптимальный режим

cool_lady 1650 руб. КУПИТЬ ЭТУ РАБОТУ
Страниц: 66 Заказ написания работы может стоить дешевле
Оригинальность: неизвестно После покупки вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100% с помощью сервиса
Размещено: 22.01.2021
В представленном дипломном проекте рассмотрены четыре основных раздела: - геологическая часть; - технико-технологическая часть; - экономическая часть; - охрана труда и окружающей среды. В геологической части дана характеристика горизонтов, каждый из которых является самостоятельным объектом разработки. В технико-технологической части, раскрыто и описано, влияние песка на работу глубинного насоса и защитные приспособления. Система сбора и подготовки нефти на месторождении С.Балгимбаева. В экономической части произведён расчёт чисто дисконтированного дохода месторождения . В разделе “Охрана труда и окружающей среды” затронуты вопросы обеспечения безопасности труда и рассмотрены мероприятия по охране недр и окружающей среды при разработке нефтяных месторождений.
Введение

В настоящее время в развитии нефтяной промышленности проявляются следующие тенденции: - вступает в позднюю стадию разработки значительное число месторождений; - вводятся в эксплуатацию месторождения, расположенные в труднодоступных районах с суровыми климатическими условиями; - интенсифицируется разработка низкопродуктивных месторождений; - растет общее количество скважин; - сокращается число фонтанных скважин и увеличивается объем механизированной добычи нефти. Следует учитывать, что многие условия эксплуатации могут изменяться в течение существования месторождения. Поэтому способ добычи должен быть достаточно гибким, чтобы в долгосрочном плане приспосабливаться к изменениям условий производства или, чтобы его легко можно было заменить. Традиционным и наиболее распространенным видом механизированной добычи нефти является установка скважинных штанговых насосов (ШСН), которыми в странах СНГ оборудовано свыше 57% общего фонда нефтяных скважин. ШСН предназначен для откачки пластовой жидкости с содержанием воды до 99%, динамической вязкостью до 0,1 Па с, с содержанием сероводорода до 0,1%, твердых механических примесей до 0,5% с температурой до 1300 С. Штанговые скважинные насосы могут обеспечить высокий напор в ограниченном диапазоне подач от 1 до 30 м3/сут. В то же время в области подач от 1 до 40 м3/сут ШСН имеет самый высокий КПД по сравнению с другими способами добычи нефти и при подаче, равной 35 м3/сут, он достигает максимального значения (37%).
Содержание

Введение……………………………………………………………………….6 1 Геологическая часть………………………………………………………..7 1.1 История разработки и содержание проектных документов ..................7 1.2 Тектоника…………………………………………………………………12 1.3 Нефтенасыщенность…………………………………………………….13 1.4 Уточнение геологической характеристики месторождения…………..13 1.5 Уточнение расчлененности эксплуатационного фонда пласта………..16 1.6 Уточнение физико-химических свойств пласта………………………..16 1.7 Запасы нефти и газа………………………………………………………17 2 Технико-технологическая часть………………………………………….18 2 .1 Применяемые методы –полимерное заводнение……………………..18 2.2 Расчет влияния полимеров на основные технологические показатели.21 2.3 Вытеснение и довытеснение нефти растворами щелочей……………..22 2.4 Вытеснение нефти двуокисью углерода и карбонизированной водой…………………………………………………24 2.5 Система сбора и подготовки нефти на месторождении ………………31 2.6 Герметизированные системы сбора, зависящие от величины и конфигурации площади нефтяного месторождения………34 2.7 Герметизированные системы сбора нефти, зависящие от рельефа местности…………………………………………………………35 2.8 Герметизированные системы сбора……………………………………..37 2.9 Герметизированные системы сбора нефти, применяемые на морских месторождениях…………………………………………………38 2.10 Классификация трубопроводов ……………………………………….41 2.11 Основные принципы проектирования трубопроводов……………….42 2.12 Предупреждение засорения нефтепроводов и методы удаления отложении……………………………………………….43 3 Экономический анализ процесса разработки нефтяного месторождения …………………………………………………49 3.1 Критерии оценки вариантов систем разработки нефтяного объекта….50 4 Охрана труда и окружающей среды……………………………………….53 4.1 Обеспечение безопасности………………………………………………54 4.2 Строительство скважин, как источник воздействия на окружающую среду и 4.3 Мероприятия по охране подземных вод……………………………………..58 4.4 Мероприятия по охране почв…………………………………………………59 Заключение……………………………………………………………………62 Список литературы…………………………………………………………...65 Приложение …………………………………………………………………..66
Список литературы

1. Абасов М.Т., Кулиев А.М. Методы гидрогазодинамических расчетов разработки многопластовых месторождений нефти и газа. Баку, ЭЛМ, 2001. 2. Активное воздействие на водонапорный режим с целью увеличения компонентоотдачи пласта /С.Н. Закиров, Ю.П. Коротаев, Р.И. Вяхирев и др. — Обзор. инф. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. 1981, выл. 8, 3. Азиз Х., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М., Недра, 2001. 4. Баренблетт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов s, природных пластах.М., Недра, 1984. 5. Басниев К.С. Разработка месторождений природных газов, содержащих неуглеводородные компоненты. М., Недра, 2001. 6. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. М., Недра, 2002. 7. Гуревич ГР., Брусиловский А.И. Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатных смесей. М., Недра, 2003. 8, Джалилов К.Н. Вопросы перемещения контура нефтеносности и обводненив; —, скважин. Баку, ЭЛМ, 2001. 9. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М., Недра, 1986. 10. Закачка жидких углеводородов в пласт для повышения нефтеконденсато- отдачи / А.И. Гриценко, Р.М. Тер-Саркисов, О.В. Клапчук и др.— ОИ. сер.: Разра- ботка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. 2004, вып. 6. 11. Закиров С.Н., Лапук Б.Б. Проектирование и разработка газовых месторождений. М., Недра, 2000. 12. Закиров С.Н., Палатник Б М., Сомов Б.Е. Прогнозирование разработки га- зовых месторождений с использованием трехмерных моделей пласта. — ОИ, сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, 2003, вып. 4. 13. Закиров С.Н., Алиев Б.А. Повышение компонентоотдачи пласта. — ОИ, сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, 2004, вып. 4, с. 46-49. 14. Зотов Г.А., Тверковкин С.М. Газогидродинамические методы исследова- ний газовых скважин. М., Недра, 2005. 15. Комплексное решение проблемы разработки группы газовых и газоконден- сатных месторождений / Б.Б. Лапук, Н.К. Байбаков, Ф.А. Требии и др. М., Недра, 2001. 16. Кондрат Р.М. Повышение конденсатоотдачи продуктивных пластов с при- менением заводнения. — ОИ, сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газокон- денсатных месторождений, 2004, вып. 7.
Отрывок из работы

1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ Месторождения С.Балгимбаев, находится от месторождения Жанаталап на расстояниях от 75 до 90 км. Районный поселок Аккистау расположен в 90 км к северо-востоку от района работ. Ближайшим населенным пунктом является поселок Забурунье. Железнодорожная магистраль Астрахань – Атырау проходит в пяти километрах от месторождения. В орографическом отношении район представляет собой степную полупустынную равнину, плавно погружающуюся к Каспийскому морю. Абсолютные отметки рельефа колеблются от –9 м до 28 м. Климат района резко континентальный с сухим жарким летом и малоснежной зимой. Годовой перепад температуры колеблется от +400 С до –300 С. Главными водными артериями являются реки Волга и Урал, протекающие соответственно на расстоянии 80 и 75 км к западу и востоку от месторождения. Основная база материально-технического снабжения находится в пос. Аккистау где расположено НГДУ «Жаикнефть». 1.1 История разработки и содержание проектных документов на разработку месторождения Межкупольное поднятие месторождения выявлено в 1996 году сейсмическими исследованиями МОВ Астраханьской геолого-геофизической экспедицией. В 1978 году управлением «Казнефтегазразведка» были проведены поисковые сейсмические исследования МОГТ и КМПВ по подсолевым и мермотриасовым отложениям. В 1981 году той же организацией было проведено поисковое бурение с целью выявления залежей нефти и газа в отложениях нижнего мела, юры и триаса. В результате бурения было вявлено нефтегазовое месторождение Забурунье. Первооткрывательницей является скв.№1. В интервалах 914-916м и 890-893м при испытании пласта были получены притоки нефти, дебитом 43 м3/сут. при 7 мм штуцере. В 1983 году ЦНИЛом ПОЭН составлен «Проект пробной эксплуатации месторождения Забурунье» где предлагалось пробурить 12 эксплуатационно-оценочных скважин. В 1984 г КАЗНИГРИ был составлен «Подсчет запасов нефти и газа месторождения Забурунье». Запасы утверждены в ГКЗ и составили 11958/5181тыс.т.(Протокол №9548,1984г). В 1985 году составлена «Технологическая схема разработки месторождения Забурунье». В 1986 году выполнена дополнительная записка к «Технологической схеме разработки» в связи с замечаниями НТС объединения «Эмбанефть», где предложены пять вариантов разработки. Утвержден V вариант (протокол от 20 марта 1986 г. Москва) Предложено заводнение в сочетании с внутриконтурным с размещением скважин по квадратной сетке 400х400 м на II неокомский горизонт. Апт-неокомский и I неокомский горизонты предлагалось разрабатывать возвратным фондом скважин, а также 3 специально пробуренными скважинами. На месторождении с 30 июня по 10 августа 1989г. проводилась пробная эксплуатация, в течение которой добыто 4252тн нефти,1132 тн воды и 112 тыс.мз газа. Закачено 1029 м3 сточной воды. Месторождение введено в промышленную разработку в феврале 1990г. В 1990 году Волгоград НИПИнефть составлена «Технологическая схема опытных работ по закачке горячей воды в I объект месторождения Забурунье. Утвержден II вариант разработки с применением закачки горячей воды с целью ППД и вытеснения высоковязкой нефти как наиболее приемлемый по технологическим и технико-экономическим показателям. В 1991 году выполнен «Авторский надзор за реализацией технологической схемы опытных работ по закачке горячей воды в I объект месторождения Забурунье.» или «Оказание научно-технической помощи в период подготовки к пуску опытного участка месторождения». В работе дано обоснование теплового воздействия и выбран конкретный теплоноситель. Приведены расчеты по изменению температуры в стволе скважины и в пласте. В 1993 году ЦНИЛом ПОЭН выполнен «Проект разработки месторождения Забурунье». На момент составления отчета, скважины намеченные техсхемой для бурения, полностью пробурены. В проекте рассмотрены 3 варианта разработки и утвержден III вариант с следующими показателями: Проектный уровень добычи нефти –344 тыс.т Проектный уровень добычи жидкости – 700 тыс.т Проектный объем закачки воды –750 тыс. м3 Фонд добывающих скважин – 76 ед. Фонд нагнетательных скважин – 17 ед. Дополнительное бурение 20 скважин. В 1994 году ЦНИЛом ПОЭН выполнено «Уточнение геологического строения и анализ запасов нефти и газа по месторождению Забурунье». В результате обработки материалов пробуренных 57 скважин изменились контуры нефтеносности, границы зон глинизации, изменились площади нефтеносности III и II блоков. В связи с чем выполнен пересчет запасов нефти и растворенного газа по апт-неокомскому и I неокомскому горизонтам. В 1997 году ЦНИЛом выполнена работа «Авторский надзор за реализацией проектных решений по месторождению Забурунье», цель которой выявить отклонения фактических показателей от проектных и их причины. В 2000 году ЦНИЛом выполнена работа «Анализ опытно-промышленных работ по закачке горячей воды на месторождении Забурунье», где организованы два опытных участка по закачке горячей воды в скважины №40,42. Начальные утвержденные запасы нефти составляют: 14289 тыс.т. балансовых и 5972 тыс.т. извлекаемых. Характеристика геологического строения Литолого-стратиграфическая характеристика Глубокими и структурно-поисковыми скважинами пройдена вся толща надсолевых отложений и вскрыта соль. Надсолевой комплекс представлен отложениями триаса, юры, мела, неоген Каспия. Пермская система -(Р) Нижнепермский отдел - (Р1) Кунгурский ярус - (P1к) Наиболее древними отложениями, вскрытыми скважинами, являются гидрохимические осадки кунгурского яруса. Отложение кунгурского яруса подразделяются на две части: верхнюю- кепрок, и нижнюю — соль. Кепрок литологический представлен гипсом, антигидритом, переслаивающими с терригенными породами. Максимальная вскрытая мощность кепрока — . 80 м Отложения представлены белой кристаллической солью. Максимальная вскрытая мощность кунгурского яруса составляет (скв. №3). 125 м Пермотриас - РТ. Структурно — поисковыми, разведочными и эксплуатационными скважинами пермотриасовые отложения вскрыты на всех крыльях структуры. Литологические отложения представлены чередованием песчаников и глин с маломощными прослоями песков, известняков, мергелей и включениями гипса. Мощность пермотриасовых отложений по скважинам колеблется от 65 ло . 160 м Юрская система — У Нижнеюрский отдел – У1 На размытой поверхности пермотриаса, несогласно залегают нижнеюрские отложения. Литологические они представлены песками с подчиненными прослоями глин и песчаников. Мощность нижнеюрских отложений изменяется от 49до .100 м Среднеюрский отдел – У2 Среднеюрские отложения вскрыты на всех крыльях структуры. Литологические отложения представлены толщей чередующихся песчаных и глинистых пластов. Глины бурые, темно-бурые, серые, серовато-бурые песчанистые, с отдельными прослоями обогащенными углистом веществом. Пески серые и темно-зеленовато-серые. В разрезе встречаются прослои песчаников светло-серых, крепких на известково-глинистом цементе. Отмечаются прослои бурого угля. Отложения средней юры являются основной продуктивной толщей месторождения, где установлено 9 нефтяных горизонтов. [1] Максимальная вскрытая мощность среднеюрских отложений , минимальная 65-. 370 м75 м Верхнеюрский отдел — У3 Верхнеюрские отложения в сводовых частях структуры размыты и встречены только на периферии северо-западного крыла в скважинах № 3,7 и 8. Литологические отложения верхней юры представлены плотными мергелями и глинами. Максимальная вскрытая мощность верхнеюрских отложений . 65 м Меловая система К Нижнемеловой отдел К1 Отложения нижнего мела представлены неокомским подотделом, аптским и альбским ярусом. Неокомский подотдел — (К1-пс) с размывом и угловым несогласием залегают на верхней и средней юре. Литологические отложения представлены глинами с прослоями песков, песчаников, реже мергелей. В отложениях неокома установлены два нефтяных горизонта (Ш и IV неомские). Мощность неокома изменяется от 34 до . 108 м Аптский ярус – К1 ар. Аптские отложения с размывом и несогласием ложатся на различные горизонты неокома. Литологические представлены преимущественно глинами. Среди глин встречаются мергель и линзочки песка. Мощность апта колеблется от 0 до . 82 м Нижний и средний альб – К1 al1+ al2 Литологические нижнее и среднеальбские отложения представлены глинами и линзочками песка серого, светло-серого, мелкозернистого, слюдистого. Морщность нижне-среднеальбских отложений колеблется от 130 до . 172 м Верхний альб-сеноман – К1- аl3+с Литологически эта толща представлена в основном глинами и прослойки песка серго, слюдистого, иногда прослои песчаника мелкозернистого, крепкого. Мощность альб-сеномана изменяется от 71 до . 138 м Вевхнемеловой отдел – К2 Вскрыт всеми скважинами в пределах северо-западного крыла и грабена. Представлен породами турон-коньякского, сантонского кампанского и маастрихтского ярусов. Турон-коньякский ярус – К2 t + cn литологически представлены мергелями зеленовато-серыми, плотными с прослоями мела серовато-белого известняка серовато-зеленого, крепкого. Вскрытая мощность турон-коньякских отложений колеблется от 6 до 62м. Кантонский яанус – К2 S литологически представлены в основном мергелями светло-серыми, зеленоватыми, плотными, мелом белым, с включением пирита. Мощность сантона колеблется от 4 мдо . 58 м Кампанский ярус – К2 ср представлены мергелями зеленовато серыми, светло-серыми. Встречаются обломки раковин, кристаллики пирита, светло- серыми. Встречаются обломки раковин, кристаллики пирита и прослой белого писчего мела. Вскрытая мощность кампанских отложений колеблется от 4м до . 105 м Маастрихтский ярус — К2 м литологически представлены мелом белым, писчим и мергелями серовато-зелеными, глинистыми, плотными с обломками фауны и порошкообразным пиритом. Вскрытая мощность маастрихта колеблется от 8 до . 120 м Неоген — четвертичные отложения - N- Q Литологические отложения представлены в нижней части глинами темно- серыми, плотными, известковистыми, песчанистыми, иногда с прослоями известняка, с обломками фауны и песками, серовато-желтыми, разнозернистыми. Вскрытая мощность неоген-четвертичных отложений колеблется от 113 до . 155 м 1.2 Тектоника Месторождение С.Балгимбаева приурочено к южному склону Новобогатинскому мезо-кайнозойского регионального поднятия и имеет в плане почти овальную форму. По данным бурения и сейсморазведки соль в своде залегает на глубине 370-. 400 м По строению надсолевого комплекса отложений С.Балгимбаева представляет собой трехкрылую соляно купольную структуру. Размеры 5х6,5 км. Крылья: северо-западное, юго-западное и восточное соответствуют склонам соли и разобщены между собой трех лучевым грабеном. В надсолевом разрезе юго-западного и восточного крыльев продуктивные горизонты отсутствуют. Северо-западное крыло является объектом эксплуатационных работ. В структурном отношений крыло представляет собой антиклинальную складку, разделенную сбросами на отдельные поля и болки. В пределах крыла выделяются северо-западное, центральное и юго-восточное поля. Во вскрытом разрезе обнаружено 16 нефтяных и нефтегазовых горизнотов6 2 горизонта в пермотриасовых отложениях, 9 горизонтов — в среднеюрских, 5 горизонтов — в нижнемеловых отложениях. Северо-западное поле Северо-западное поле рисуется на структурных картах полузамкнутой структурой, ограниченной с востока сбросом F1. В новой интерпретации авторы отказались от блока II, выделенного ранее в южной части поля, однако, в юго-западной части поля выделен блок II, ограниченный сбросом F3 5 незначительной амплитуды. Падение плоскости сбрасывателя F1 довольно пологое – 450-500. Амплитуда сброса значительна и постепенно изменяется с северо-востока на юго-запад. Простирание пород с юго-запада на северо-восток. Углы падения изменяются с глубиной. Так в юге они составляют 150 -160, а неокоме и апте— 10-120, а в отложениях альба и верхнего мела — 5-6 0. Юго-восточное поле. Это поле опущено относительно Центрального поля. Оно представляет собой полусвод, ограниченный с запада сбросами F2 и F4. В отчете за 1976 год в пределах крыла было 5 приграбеновых ступеней, выделенных на юго-западном пер еклинальном окончании структуры. Их наличие не подтвердилось в новой интерпретации. Осталась приграбеновая ступень I, протягивающаяся вдоль сводовой части северо-западного крыла. 1.3 Нефтенасыщенность В настоящее время в пределах месторождения установлено 16 не фтенасыщенных горизонтов. В альбских отложениях два горизонта: верхнеальбский-нефтяной и среднеальбский — нефтегазовый. В апте и неокоме — три нефтяных горизонта: апт-неокомский, Ш и IV неокомские. В отложениях средней юры — девять нефтяных горизонтов: I 1, I 2, I 3, I 4, I 5, П-J2, Ш — J2, IV-J2 и V-J2 и два нефтяных горизонта а пермотриасе — II — РТ и Ш — РТ. Продуктивные горизонты объединены в VII объектов разработки. 1 — объект — верхнее и среднеальбский горизонты. II- объект — аптнеокомский, Ш и IV неокомские горизонты. Ш- объект — I 1, I 2, I3 среднеюрские горизонты. IV- объект — I 4 и I 5 среднеюрские горизонты. V — объект — II и Ш среднеюрские горизонты. VI — объект — IV и V среднеюрские горизонты. VII — объект — II и Ш пермотриасовые горизонты. Все залежи относятся к пластовым, сводовым. Экранированными тектоническими нарушениями, стратиграфическими несогласиями, литологическими замещениями пород-коллекторов, непроницаемые породами или приконтактные с соляным штоком. Залежи ограничиваются водонефтяными контактами и условными контурами нефтенасыщенности, произведенными по нижним выборкам нефти по каротажу. [2] 1.4 Уточнение геологической характеристики месторождения В геологическом строении месторождения принимают участие отложения от верхнепермских до четвертичных. Бурением вскрыты пермские, триасовые, юрские, меловые и неоген-четвертичные отложения. Максимальная вскрытая толщина осадочных пород 2500м. В тектоническом отношении месторождение расположено в приморской части междуречья Урал-Волга и приурочено к Октябрьскому выступу фундамента Северо- Каспийского свода. В надсолевом комплексе отложений по условиям залегания и степени дислоцированности осадочных пород выделяются верхнепермско-триасовый, юрско-меловой и неоген четвертичный структурные подэтажи. Юрско-меловой структурный комплекс субширотным сбросом F и серией оперяющих сбросов f1, f2, f3, f4, f5 на сеймопрофилях разделен на блоки, поля и грабеноподобные участки. Структурные планы по подошве юрских и неокомских отложений представляют полусводы амплитудами 50,40м и размерами по замкнутым изогипсам –1450м и 1040м соответственно 5,5*7,5 и 3*8км. В целом особенности тектонического осадочного комплекса месторождения, установленные по данным сейсмических исследований. подвержены и несколько уточнены результатами бурения. Результатами опробований и испытаний, проведенных в скважинах в пределах структуры, установлены нефтегазовые залежи в неокоме с разными высотными положениями газонефтяных контактов. Это подверждает существование и местоположение сбросов f1 и f2, также установленных по данным сейсмических исследований и определяет блоковое строение структуры в целом. Размеры складки по изогипсе минус 950м, составляет 5,5*2,5км. В меловом продуктивном комплексе выделяются три нефтегазовых горизонта: апт-неоком I – неоком II – неоком По сейсмическим материалам и данным бурения структура осложнена тектоническими нарушениями которые делят структуру на три блока: I, II, III. Нефтяные залежи приурочены к апт-неокомскому горизонту. Нефтегазовые к I ,II- неокомским горизонтам. Ниже проводится описание строения выделенных горизонтов и связанных с ним залежей нефти, газа, обоснования ГНК,ВНК. Апт- неокомский горизонт – продуктивен во II, III блоках. К горизонту приурочена нефтяная залежь. Общая эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщины изменяются в пределах от 2м до 6,5м. На II блоке УКН проведен на абсолютной отметке минус 901м, по положительной характеристике каротажа скв. №57. В III блоке горизонт продуктивен в восточной части структуры в скважинах №№10,43,36,64,35,22,30,31,63,16. В остальных скважинах пласты-коллекторы замещены глинами. Опробование проведено в 4-х скважинах.Дебиты колебались от 4м3/сут до 114м3/сут. УКН проведен на отметке минус 897м. по скв №64 по нижней выборке нефти. Высота залежей с учетом принятых УКН обеих блоков составляет16м. Глубина залегания горизонта в своде II блока минус 885м и на III-блоке минус 870м. Площадь нефтеносности залежа апт-неокомского горизонта 2334тыс.м2. Залежи нефти пластовые, сводовые, литологически и тектонически экранированные сбросами F, f1, f2. I-неокомский горизонт продуктивен во II, III блоках. Ко II блоку приурочена газонефтяная залежь. УКН проведен на абсолютной отметке минус 924м во II блоке, минус 918м в III блоке. Глубина залегания горизонта в своде на II-блоке минус 903м и на III-блоке минус 892м. Площадь нефтеносности залежи I-неокомского горизонта 3282 тыс.м2. Залежи нефти пластовые, сводовые, литологически экранированные сбросами F, f1, f2. II-неокомский горизонт является основным обьектом разработки. По подсчету запасов (1984г) горизонт представлялся двумя пластами (А+Б) и запасы по ним считались отдельно. Учитывая, что в некоторых скважинах эти продуктивные пласты сливаются, образуя единый резервуар, при составлении «Уточнения геологического строения и пересчета запасов нефти, 1998г.» запасы нефти подсчитаны как по одному горизонту. Залежи нефтегазовые, пластовые, сводовые литологически и тектонически экранированные сбросами F, f1, f2 и разделен на 3 блока. Горизонт продуктивен во всех 3-х блоках. В I-блоке горизонт продуктивен по каротажу в скв. №№ 4,91,92. В скв №4 при опробовании интервала 921-931 получен чистый газ дебитом 66000м3/сут. ГНК проведен на абсолютной глубине минус 934м, по положительной характеристике каротажа №№ 91, 92. ВНК проведен на абсолютной глубине минус 941м, с учетом опробования скв. №№ 91,92. Глубина залегания в своде на I блоке минус 920м. Во II блоке горизонт нефтенасыщен по каротажу 11скв. Скв.№№23,93,95 вскрыли газовую часть залежи. ГНК проведен на абсолютной глубине минус 931м по положительной характеристике каротажа скв.№№23,95. Опробование проводилось в 10 скважинах. Первоначальные дебиты варьировали в пределах от 1,0м3/сут до 55м3/сут. ВНК проведен на абсолютной глубине минус 943м. Глубина залегания горизонта в своде II блока минус 924м. III блок нефтенасыщен по каротажу в 68 скважинах. Опробование проводилось тоже в 68 скважинах. Первоначальные дебиты варьировали в пределах от 0,4м3/сут до 97,5м3/сут. В скважине №8 при опробовании интервала 913-917м получен чистый газ дебитом 45000м3/сут при 7мм штуцере. ГНК проведен на абсолютной глубине минус 917м по скважине №8 по нижним дырам получения чистого газа. ВНК прослеживается повсеместно по площади и подтвержден опробованием, принят на абсолютной глубине минус 940м. Глубина залегания горизонта в своде III блока минус 911м. Площадь нефтеносности II-неокомского горизонта 8132тыс.м.2 В период 2000-01г.г. на III блоке месторождения Забурунье были пробурены 7 эксплуатационных скважин. Все скважины вскрыли продуктивную часть залежи. С учетом вновь пробуренных скважин нами были построены структурная карта и карта эффективных нефтенасщенных толщин. При построении частично изменились конфигурации изогипс.. Хотя, в пробуренных скважинах №№104, 107, 110 по комплексу промыслово - геофизических исследований ВНК отбиваются на абсолютных отметках минус 935,8м; 935,6м; 928,9м соответственно, абсолютные глубины водонефтяных контактов остались прежними. Появление воды выше принятого ВНК связано с влиянием эксплуатации. 1.5 Уточнение расчлененности эксплуатационного фонда пласта Апт-неокомский горизонт. Коллекторы горизонта сложены преимущественно алевритами, реже песками мелкозернистыми, алевритистыми, глинистыми. Горизонт характеризуется зональным распространением пластов – коллекторов. Общая эффективная толщина горизонта изменяется от 4м до 9м, а эффективная нефтенасыщенная по скважинам от 1,2м до 3,4м. I – неокомский горизонт. Горизонт отделен от апт-неокомского пачкой песчано-глинистых пород толщиной от 14м до 26м и сложен преимущественно алеврролитами, слабоцементированными и характеризуется литологической невыдержанностью по площади. Эффективная нефтенасыщенная толщина его изменяется от 0,8 до 4,2м. II – неокомский горизонт является основным по размерам. Горизонт представлен рыхлми мелкозернистыми, реже среднезернистыми песками. В отдельных скважинах среди коллекторов в разрезе горизонта присутствуют прослой (0,2-1,1м) непроницаемых пород. Общая эффективная толщина горизонта изменяется от 4,5м до 22м. Эффективная нефтенасыщенная толщина на изменяется в пределах 3,0-17,5м. 1.6 Уточнение физико-химических свойств пласта Свойства нефти в пластовых условиях характеризованы 18 пробами по 10 скважинам. По вновь пробуренным скважинам на месторождении пластовая нефть не отобрана. Пластовая нефть недонасыщена газом. При замеренном пластовом давлении 8,72 МПа максимальное значение давления насыщения по глубинным пробам составило 7,75 МПа. Объемный коэффициент изменяется в пределах от 15,89м3/м3, до 62,87м3/м3, вязкость нефти в пластовых условиях в среднем составляет 14 МПа/сек. Нефти продуктивных горизонтов тяжелые, плотность изменяются от 0,6053 до 0,8954г/см3, малосернистой, содержание ее колеблется от 0,3 до 0,79%, мало парафиновой (содержание парафина до 1,75%), вязкой кинематическая вязкость при 200С составляет не менее 269,97сст. По содержанию углеводородов нефть относится к нафтенопарафиновому основанию. В разрезе месторождения вскрыты и опробованы водоносные горизонты неогена, нижнего мела и юры. Водовмещающими породами являются пески, песчаники и алевролиты. Пластовые воды продуктивных горизонтов хлоркальциевого типа. Минерализация вод изменяются в пределах 112,009-250,936г/л. Плотность воды изменяются 0,1766-1,0812 1.7 Запасы нефти и газа Впервые были подсчитаны ПГО « Гурьевнефтегазгеология» и были утверждены протоколом по категории С1 в следующем количестве: нефти:балансовые-11962тыс.т. извлекаемые-5185тыс.т. растворенного газа:балансовые – 537млн.м3. извлекаемые-240 млн.м3. свободного газа:балансовые -53млн.м3. По состоянию изученности составлен отчет «Уточнение геологического строения и пересчет запасов нефти и газа месторождении С.Балгимбаева» В результате пересчета увеличение запасов по промышленным категориям В+С1 по сравнению с запасами нефти, числящимися на балансе ВГФ составил 422/540тыс.тн. Запасы газа газовой шапки увеличились на 16 млн.м3. Увеличение запасов нефти по месторождению, в основном, произошло по II-неокомскому горизонту. Запасы нефти II-неокомскому горизонту переведены из категории С1 в категорию В. На 01.01.2016 г. на балансе по месторождениям «С.Балгимбаева» начальные запасы нефти составляют: 14289тыс.т. балансовых, 5972тыс.т. извлекаемых. КИН – 0,42. На 1.1.2016г. сначала разработки по месторождению добыто 2809тыс.т. нефти. Остаточные запасы нефти составляют 11480тыс.т. балансовых, 3163тыс.т. извлекаемых. Текущий КИН – 0,275 2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 2.1 Применяемые методы - мицилярные растворы Мицеллярные растворы — дисперсная система, в которой частицы одной жидкой фазы распределены в другой жидкой фазе. Как правило, одна из фаз — вода, другая — углеводород. Существует микроэмульсия двух основных типов — углеводород в воде и в углеводороде. Микроэмульсии стабилизируют поверхностно-активными веществами. При заводнении залежей тонкодисперсными системами — мицеллярными растворами существенное повышение нефтеотдачи. пласта достигается за счет: значительного уменьшения поверхностного натяжения на границе фаз; регулирования вязкостной характеристики вытесняющей и. вытесняемой сред, в том числе на границе раздела; восстановления пропускной способности коллекторов воздействием на остаточную насыщенность жидкостью; придания вытесняющим средам вязкоупругих свойств, увеличивающих охват воздействия. Мицеллярные растворы, рассматриваемые в первом приближении, как микроэмульсии, кроме указанных, значительно влияют на краевой угол смачивания и в зависимости от их состава изменяют избирательную смачиваемость поверхности породы. Способность мицеллярных растворов смешиваться с водой и с углеводородами в сочетании с такими свойствами, как стабильность и регулируемая подвижность, делает их эффективными для различных технологических процессов нефтедобычи. Мицеллярные растворы — термодинамически устойчивые системы и отличаются от обычных водонефтяных эмульсий малым размером взвешенных частиц (10 ~ — 10 ). Молекулы ПАВ, растворенные в нефти, образуют агрегаты (мицеллы), способные удерживать в себе воду.
Не смогли найти подходящую работу?
Вы можете заказать учебную работу от 100 рублей у наших авторов.
Оформите заказ и авторы начнут откликаться уже через 5 мин!
Похожие работы
Дипломная работа, Нефтегазовое дело, 83 страницы
500 руб.
Дипломная работа, Нефтегазовое дело, 72 страницы
450 руб.
Служба поддержки сервиса
+7(499)346-70-08
Принимаем к оплате
Способы оплаты
© «Препод24»

Все права защищены

Разработка движка сайта

/slider/1.jpg /slider/2.jpg /slider/3.jpg /slider/4.jpg /slider/5.jpg