Готовые ????????? ??????

Диплом  РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ИССЛЕДОВАНИЯ МНОГОПЛАСТОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ НА ПРИМЕРЕ ПРИОБСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Содержание:

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ИССЛЕДОВАНИЯ МНОГОПЛАСТОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ НА ПРИМЕРЕ ПРИОБСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
СОДЕРЖАНИЕ
Стр.
Задание по дипломному проектированию 2
Содержание 4
Введение 6
1. Общая часть 7
1.1 Характеристика района работ 7
1.2 История освоения района 8
2. Геологическая часть 11
2.1 Литолого - стратиграфический разрез 11
2.2 Тектоническое строение 15
2.3 Нефтеносность 15
2.4 Характеристика продуктивных пластов 17
2.5 Физико-химические свойства пластовых флюидов 20
2.6 Геолого – физическая характеристика объекта АС10 южной части Приобского месторождения 21
3. Технологическая часть 26
3.1 Текущее состояние разработки объекта АС10 южной части Приобского месторождения по состоянию на 01.07.2005 года 26
3.1 Характеристика фонда скважин и показатели их эксплуатации 31
3.3 Энергетическое состояние южной части залежи АС10 34
3.4 Оценка извлекаемых и трудноизвлекаемых запасов 37
4. Техническая часть 40
4.1 Конструкции скважин и выбор обсадных колонн 40
4.2 Устьевое оборудование скважин 44
4.3 Глубинно - насосное оборудование скважин Приобского месторождения 45
4.4 Характеристика системы заводнения 46
4.5 Объекты подготовки 48
5. Специальная часть 50
5.1 Разработка технологии исследования многопластовых месторождений нефти 50
5.2 Интерпретация трассерных исследований на объектах АС10 и АС12 южной части Приобского месторождения 54
5.2.1 Интерпретация результатов закачки трассера тринатрийфосфата от скважины 477Р 54
5.2.2 Интерпретация результатов закачки трассера роданистого аммония от скважины 12277 58
5.2.3 Интерпретация результатов закачки трассера флуоресцеина натрия от скважины 15994 62
5.2.4 Интерпретация результатов закачки трассера эозина от скважины 15994 65
5.2.5 Интерпретация результатов закачки трассера карбамида от скважины 15961 68
5.2.6 Методика интерпретации индикаторных исследований 69
5.3 Рекомендации по совершенствованию разработки пластов южной части Приобского месторождения на основе трассерных исследований 71
5.3.1 Технология для одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) воды с возможностью регулирования расхода воды по трем объектам (пластам) 71
5.3.2 Принципы по воздействию на пласт 72
5.3.3 Обоснование использования методов повышения нефтеотдачи 73
5.3.4 Технология интенсификации притока нефти из заглинизированных и низкопроницаемых коллекторов 74
5.3.5 Комплексная технология ограничения водопритока и интенсификации притока нефти 75
5.4 Обоснование выбора моделей для прогнозирования основных технологических показателей разработки 76
5.5 Анализ эффективности внедрения технологии одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов 79
6. Технико – экономические показатели 82
6.1 Расчет показателей экономической эффективности ОПЗ 82
6.2 Анализ чувствительности проекта к риску 86
7. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА 89
7.1 Основные законодательные и нормативные акты, регулирующие трудовые отношения, регламентирующие условия труда и безопасность на производстве 89
7.2 Основные чрезвычайные ситуации техногенного характера 91
7.2.1 Характеристика наиболее вероятных ЧС техногенного характера возникающих на территории предприятия 91
7.2.2 Чрезвычайные ситуации, вызванные террористическими актами 95
7.3. Чрезвычайные ситуации, вызванные природными явлениями 95
7.4 Мероприятия по предотвращению, ликвидации и снижению последствий чрезвычайных ситуаций техногенного и природного характера 96
7.4.1 Мероприятия, направленные на предотвращение, ликвидацию и снижение последствий чрезвычайных ситуаций техногенного характера 96
7.4.2. Мероприятия, направленные на предотвращение, ликвидацию и снижение последствий чрезвычайных ситуаций природного характера 97
7.5 Влияние технологических процессов ООО «Сибнефть – Хантос» на экологическое состояние прилегающей территории 98
Заключение 101
Литература 103

ВВЕДЕНИЕ


Россия занимает одно из лидирующих в мире мест по объему запасов нефти. Предприятия нефтяного комплекса совместно с другими отраслями топливо-энергетического комплекса составляют основу жизнеобеспечения всех отраслей экономики России и располагают всеми возможностями для устойчивой и высокоэффективной деятельности на принципах самофинансирования. Имеется устойчивая тенденция к снижению объема добычи нефти и нефтепродуктов, что может привести к необратимым изменениям в энергетическом балансе страны.
Многолетняя практика разработки нефтяных месторождений показывает, что при разработке пластов со сложным геологическим строением (неоднородными нефтенасыщенными коллекторами, как по мощности, так и по площади залегания) значительные запасы не вовлекаются в разработку. Сложно-построенные коллектора месторождений неоднородны по проницаемости, разрезу и литологическому составу. Это приводит к образованию многочисленных застойных зон с запасами нефти, которые при существующей системой разработки полностью в работу не вовлекаются. Неравномерное обводнение продуктивных пластов, вызванное прорывом воды по наиболее высокопроницаемым участкам, является причиной отбора больших объемов попутной воды, которая закачивается через нагнетательные скважины и отбирается через добывающие, не производя при этом полезной работы по нефтевытеснению.
Современные требования к информативности, точности и достоверности получаемых результатов требуют применения способа, позволяющего эффективно решать задачи по контролю за перемещением нагнетаемой в пласт воды, получать информацию о продвижении жидкости не только у забоев скважин, что обеспечивается геофизическими методами, но и в межскважинном пространстве. Такую информацию можно получить методом прослеживания (трассирования) фильтрации пластовых жидкостей с помощью индикаторов.
Целью дипломного проекта является разработка и внедрение модифицированной технологии трассерных (индикаторных) исследований фильтрационных характеристик залежи и проведение анализа разработки объекта АС10 южной части Приобского месторождения с выдачей рекомендаций по повышению нефтеотдачи данного объекта.

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Характеристика района работ


Лицензионная территория Приобского месторождения ("Приобский блок" или "Приобское месторождение"), занимает площадь 5446 км 2 (1,3 миллиона акров) и находится на расстоянии 65 км восточнее Ханты-Мансийска и 100 км западнее города Нефтеюганска. На рис. 1.1. приведена обзорная карта района работ.
Лицензионная территория Приобского месторождения находится в пределах административной юрисдикции Ханты-Мансийского района Ханты-Мансийского автономного округа. Наиболее крупные города вблизи месторождения — Ханты-Мансийск, Нефтеюганск и Сургут. Поселки Баяны, Добрино, Тыюли, Мануйлово и Реполово находятся в пределах Южной лицензионной территории. Вблизи Приобского месторождения расположены следующие крупные месторождения, находящиеся в стадии разработки:
1. Приразломное (к юго-востоку от Приобского месторождения),
2. Салымское (в 20 км к востоку),
3. Правдинское (в 57 км к юго-востоку).
Опытный эксплуатационный участок Приобского месторождения соединен двумя трубопроводами с ЦПП на месторождении Приразломное. Далее по сети трубопроводов нефть подается в трубопроводную систему "ТРАНСНЕФТЬ". Трубопроводов на ЮЛТ не имеется.
Приобское месторождение находится приблизительно на 61° северной широты; климат - резко-континентальный, характеризующийся долгими, холодными и снежными зимами и коротким, но теплым летом. Январь считается наиболее холодным месяцем со средним уровнем температуры минус 19,5°С и низким уровнем, доходящим до минус 52°С. Июль — это наиболее теплый месяц со среднемесячной температурой на уровне плюс 17°С и высоким уровнем температуры, доходящим до плюс 33°С. В среднем за год выпадает 500-550 мм осадков, в основном в летнее, теплое время года. Снег лежит с конца октября по июнь; толщина снежного покрова составляет от 0,7 до 1,5 м и глубина промерзания грунта - от 1 до 1,5 м. Вода стоит на заболоченных участках поймы весной и осенью, а лед, толщина которого является достаточной для перемещения буровых станков, устанавливается к концу января.

На Лицензионной территории Приобского месторождения вечная мерзлота не выходит на поверхность, однако, в близлежащих районах были замечены отдельные линзы вечной мерзлоты на глубинах до 220 м. Считается, что присутствие тонких захороненных линз вечной мерзлоты не потребует внесения изменений в конструкции скважин или в программу буровых работ.


Готовящиеся к эксплуатации
Месторождения газа
Нефтегазоносный бассейн (часть Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции)
Начало разработки нефтегазовых месторождений (в годах)
Позднее 2000
С 1991 по 2000
С 1980 по 1990
Ранее 1980

Рис. 1.1. Обзорная карта района работ


1.2 История освоения района


Первые геолого-геофизические работы на Приобском месторождении представляли собой съемки MOB в масштабе 1:50 000. Разведочное бурение началось в 1967 году, хотя первые результаты были

отрицательными. Месторождение открыто в 1982 г. скважиной 151, находящейся на расстоянии 60 км к северо-востоку от г. Ханты-Мансийска. При испытании этой скважины-первооткрывательницы на сейсмически выявленной структуре были получены притоки нефти из юрских отложений тюменской свиты (Ю2) с дебитом 14,2 м3/сут при диаметре штуцера 4 мм из интервала 2885-2977 м. С другого интервала неокомских отложений АС11, с интервала глубин 2463-2467 м был получен приток с дебитом 5,9 м /сут.
Это открытие повлекло за собой проведение бурения нескольких дополнительных скважин с целью опоискования юрских и нижнемеловых горизонтов (баженовская, тюменская, ахская и черкашинская свиты). В 1983 г. были пробурены три разведочные скважины: № 175 на юго-западе, № 171 на юго-востоке и № 174 на западе. Хотя результаты скважин №№ 174 и 175 по баженовской свите были отрицательны, скважина №175 дала приток с дебитом 3,2 м3/сут из горизонта АС10 (интервал 2419-2423 м).
В 1984-1985 годах было подтверждено, что объекты поисково-разведочных работ на Приобском местор