курсовой по геологии. Тема - Проект обработки ПЗП органическими растворителями.

курсовой по геологии. Тема - Проект обработки ПЗП органическими растворителями.

-

доп файлы отправлю автору в лс

-

Введение

Самотлорское нефтегазовое месторождение открыто Главтюмень геологией в 1965г. В 1968г. на бюро ЦКР (протокол № 184) рассмотрена технологическая схема разработки первоочередного участка на южной части месторождения. Было предусмотрено выделение двух объектов, бурение 18 нагнетательных и 44 добывающих скважин, уровень добычи нефти 5,5-6 млн./год. В 1969г. было пробурено всего 33 разведочные скважины. Уровень добычи нефти около 50млн.т в 1975г. обеспечивался бурением 270 скважин. В 1971г. была выполнена работа Авторский надзор за реализацией Генеральной схемы разработки Самотлорского месторождения. Принципиальная схема разработки Самотлорского месторождения была утверждена коллегией ММП в 1972г.

За счет высоких темпов освоения месторождения на 24,3 млн.т превышен проектный максимальный уровень добычи нефти. Эти обстоятельства явились причиной уточнения запасов нефти и прогнозных показателей разработки месторождения. Основанием для составления проекта разработки явилось постановление Коллегии Миннефтепрома за N12 от 13.03.1980г.

В проекте разработки Самотлорского месторождения рассмотрены три варианта. Экспертная комиссия утвердила третий вариант разработки. Площадь нефтеносности составляет 253600 тыс.м2. Балансовые запасы нефти оцениваются в объеме 1568.4 млн.т. С 1986 года характерной особенностью процесса разработки становится неуклонное снижение добычи нефти (15-20% в год) и рост обводненности (4-6% в год). С 1990 года сокращая отборы жидкости на 10-30% в год, удалось стабилизировать добычу нефти на уровне 6-4 млн.т. и обводненность - на отметке 92%. Все это происходит на фоне старения и ухудшающегося технического состояния скважин, объектов промыслового обустройства.

Актуальность темы:  В настоящее время более 80% всей нефти в России добывается при помощи УЭЦН, которыми оборудованы около 55% скважин действующего фонда нефтедобывающих компаний. УЭЦН отличаются высокой эффективностью (КПД до 65%) и надежностью – наработка на отказ во многих случаях превышает 700 суток. Такие высокие показатели по наработке зависят от многих условий, к основным из которых относятся конструктивное совершенство оборудования, качество изготовления, сборки, монтажа, правильный подбор оборудования и материалов с учетом условий эксплуатации, соблюдение технологии запуска и эксплуатации системы «пласт – скважина – насосная установка». Существенное влияние на показатели наработки УЭЦН также оказывают различные осложняющие факторы, такие как коррозия, вынос мехпримесей, высокий газовый фактор и др.

Обьектом исследования является проект обработки ПЗП органическими растворителями с целью борьбы со снижением продуктивности добывающих скважин.

Предмет исследования – установка электроцентробежного насоса.

Цель работы – анализ технологии воздействия на призабойную зону пласта органическими растворителями с целью борьбы со снижением продуктивности добывающих скважин.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

1. Изучить состав и свойства скважинной продукции.

2.Дать характеристику геологического строения месторождения.

3. Рассмотреть обосновать последовательность технологического процесса.

4. Выполнить необходимые расчеты.

5. Предусмотреть охрану труда и окружающей среды.

ОГЛАВЛЕНИЕ

РЕФЕРАТ...………………………………………………...……………….4

ВВЕДЕНИЕ………………….…………………………………..………….6

1. ГЕОЛОГО – ФИЗИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ И СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ………………………………….………8

1.1. Характеристика района работ………………………………...………8

1.2. Геологическая характеристика Самотлорского месторождения….10

1.3. Краткий анализ разработки Самотлорского месторождения……...12

2. АНАЛИЗ ПРОМЫСЛОВОГО МАТЕРИАЛА………………………19

2.1 Причины осложнений в скважине…………………………………...19

2.2 Характеристика добывающего фонда скважин и показателей эксплуатации Самотлорского месторождения…………………………...……22

2.3 Часто ремонтируемый фонд Самотлорского месторождения…….25

3 ПРЕДЛАГАЕМЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ……………………………………………………….……………….29

3.1 Условия образования АСПО ……………………………………..…29

3.2 Удаление АСПО с помощью органических растворителей. Положительные стороны и недостатки закачки органических растворителей в межтрубное пространство скважин по данным НГДУ…………………..……30

4 БЕЗОПАСНОСТЬ ПРОЕКТА………………………………………….36

5 ЭКОНОМИЧНОСТЬ ПРОЕКТА………………………………...…….38

ЗАКЛЮЧЕНИЕ……………………………………………………..…….40

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ………………..……42 

Список используемых источников

1. Глущенко В.Н., Силин М.А., Пташко О.А., Денисова А.В. Нефтепромысловая химия: Осложнения в системе пласт – скважина – УППН. М.: МАКС Пресс, 2008. 328 с.

2. Денисламов И.З., Валеев М.Д., Ишалина А.Э. Факторы успеха применения органических растворителей в нефтедобывающих скважинах // Время колтюбинга. 2018. № 4 (66). С. 58-65.

3. Денисламов И.З. Реперные технологии и исследования в нефтедобыче. Уфа: Монография, 2016. 104 с.

4. Денисламов И.З., Рабартдинов З.Р., Денисламова Г.И. Управляемые технологии обработки скважин растворителями АСПО // Нефтепромысловое дело. 2017. № 5. С. 34-38.

5. Галимов А.М. Исследование методов количественной оценки и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений в процессе добычи нефти: автореф. … канд. техн. наук. Уфа: УГНТУ, 2013. 27 с.

6. Хасанова К.И., Дмитриев М.Е., Мастобаев Б.Н. Повышение эффективности применения средств и методов борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями в процессе транспорта нефти по магистральным трубопроводам // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2013. № 3. С. 7-12.

7. Шайдаков В.В., Полетавева О.Ю., Чернова К.В., Катрич Н.М. Физико-химическое воздействие при подготовке нефти, газа и воды в промысловых условиях. Уфа: ООО «Монография», 2012. 164 с.

8. Пат. 643632 РФ, МПК Е 21 В 47/00. Способ определения отложений в колонне скважинных труб / М.А. Гаджиев, М.М. Асланов. 2549374/22- 03, Заявлено 01.01.1977; Опубл. 25.01.79. Бюл. 3.

9. Пат. 2172388 РФ, МПК Е 21 В 37/00. Способ добычи нефти / В.П. Тронов, А.И. Ширеев, И.В. Савельева и др. 99117621/03. Заявлено 09.08.1999; Опубл. 20.08.2001. Бюл. 23.

10. Пат. 2610945 РФ, МПК Е 21 В 47/003. Способ определения объема отложения в колонне лифтовых труб скважины / И.З. Денисламов, А.М. Кашкаров, И.Ф. Муратов. 2015153541, Заявлено 10.12.2015; Опубл. 17.02.2017. Бюл. 5.

11. Гаррис Н.А., Гаррис Ю.О., Глушков А.А. Построение динамической характеристики магистрального трубопровода (модель вязкопластичной жидкости) // Электронный журнал «Нефтегазовое дело». 2004. № 1. С. 1-13.

12. Куспанов А.Б., Тюрин А.Н., Чурикова Л.А. Повышение эффективности трубопроводной системы в случае горячей перекачки высоковязкой нефти // Молодой ученый. 2017. № 18. С. 45-48.

13. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. М.: Изд-во «НедраБизнесцентр», 2000. 653 с.

14. Галикеев И.А., Насыров В.А., Насыров А.М. Эксплуатация месторождений нефти в осложненных условиях. Ижевск: Изд-во «Парацельс Принт», 2015. 354 с.

15. Кузнецов Г.С., Леонтьев Е.И., Резванов Р.А. Геофизические методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 1991. 223 с.

16. Моисеев В.Н. Применение геофизических методов в процессе эксплуатации скважин. М.: Недра, 1990. 240 с.

17. Матусевич Г.В., Кольцов Е.В. Достижения и сложности при реализации проекта SAGD на Ярегском месторождении Тимано-Печорской провинции // Матер. науч.-техн. конф., посвященной 60-летию ТатНИПИнефть ПАО «Татнефть». Набережные Челны: «Экспозиция Нефть Газ», 2016. С. 196-203.

18. Хусаинов Р.Ф. Оптимизация затрат при вводе горизонтальных скважин сверхвязкой нефти в промышленную эксплуатацию. Одновременный спуск оптоволоконного кабеля с гибкой трубой и УЭЦН на добывающих горизонтальных скважинах сверхвязкой нефти Ашальчинского месторождения // Матер. науч.-техн. конф., посвященной 60-летию ТатНИПИнефть ПАО «Татнефть». Набережные Челны: «Экспозиция Нефть Газ», 2016. С. 337-340.

19. Пат. № 2534309 РФ, МПК Е 21 В 33/13. Способ ликвидации скважины / И.Н. Файзуллин, И.Х. Махмутов, Р.З. Зиятдинов, Ф.Б. Сулейманов. 2013138004/03, Заявлено 13.08.2013; Опубл. 27.11.2014. Бюл. 33