Информация о работе
Подробнее о работе
Технико-экономическое решение перевода скважин пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения
- 100 страниц
- 2015 год
- 2 просмотра
- 0 покупок
Гарантия сервиса Автор24
Уникальность не ниже 50%
Фрагменты работ
1.1 Общие сведения о месторождении и залежи
В административном отношении Усинское нефтяное месторождение расположено в Республики Коми, в 30 км к северу от г. Усинска. В географическом отношении площадь месторождения составляет часть Печорской низменности в пределах листа Q - 40 - XVI и входит в бассейн нижнего течения p. Колвы, правого притока p. Усы, впадающей в p. Печору. В тектоническом плане месторождение приурочено к одноименному поднятию в пределах крупной структуры I-го порядка ,Колвинского мегавала. Обзорная схема района Усинского месторождения представлена на рисунке 1.
Район Усинского месторождения представляет собой слабовсхолмленную равнину с абсолютными отметками устьев скважин от + 47 до +150 м, при этом низкие отметки (+ 47 - + 70 м) относятся к урезу p. Колва, пересекающей месторождение в субмеридиональном направлении.
Климат района умеренно - континентальный со среднегодовой температурой (– 2,50С). Температура меняется от (+300С) летом до (– 550С) зимой. Среднее количество годовых осадков около 450 мм. Реки вскрываются в мае - июне.
Первооткрывательницей пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения является опорная скважина № 1, из которой в 1963 году при опробовании интервала глубин 1216 - 1305 м был получен приток тяжелой высоковязкой нефти.
Массивная пермо-карбоновая залежь тяжёлой высоковязкой нефти расположена на глубине от 1000 до 1500 м.
Последующими геологоразведочными работами в разрезе Усинского месторождения промышленная нефтеносность установлена в карбонатах нижнего карбона, песчаниках среднего и верхнего девона и верхней перми.
Общие сведения о залежи представлены в таблице 1.1
Залежи Усинского месторождени объединены в три эксплуатационных объекта.
Размеры нижнего объекта в пределах контура нефтеносности составляют 7,6•5,3 км. Ширина водонефтяной зоны изменяется от0,4 до 2,6 км. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в диапазоне от 0 до 70,8 м. Наибольшие значения толщин локализованы вдоль восточного крыла объекта. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина равна 28,7 м, коэффициент пористости - 0,18.
Размеры среднего объекта составляют 14,2•7,2 км. Ширина водонефтяной зоны изменяется от 0,25 до 1,4 км. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в диапазоне от 0 до 74 м. Наибольшие значения толщин отмечаются вдоль западного крыла объекта, наименьшие - в центральной части. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина равна 28,05 м, коэффициент пористости - 0,176.
Размеры верхнего объекта составляют 15•9,5 км. Ширина водонефтяной зоны изменяется от 0,2 до 1,5 км. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в диапазоне от 1 до 60,6 м. Наибольшие значения толщин отмечаются в сводовой и юго-западной частях объекта. В северной и юго-восточной частях, а также локально в центральной части отложения верхнего объекта оказываются полностью размытыми. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина равна 18,07 м, коэффициент пористости – 0,183.
В течение первых пяти лет залежь полностью разрабатывалась на естественном упруго-водонапорном режиме. В дальнейшем разработка отдельных участков залежи осуществлялась при помощи тепловых методов:
¬– с 1982 по 1998 годы на участках паротеплового воздействия (ПТВ), ПТВ -1 и ПТВ-2 закачивалась горячая вода;
– с 1992 г. в зоне ПТВ-центр, в состав которой входят участок ПТВ-3 и прилагающие площадки А-15 и А-19, применяется площадная закачка пара, а также проводятся ПЦО добывающих скважин;
– с 2010 г. в зоне ПТВ-север проводятся испытания новых термических технологий, в системе горизонтальных скважин (площадная закачка пара и перпендикулярное ТГДП);
– в середине 2012 г. организована и продолжается по настоящее время площадная закачка в зоне ПТВ-юго-запад, объединяющей 10 элементов разработки участков ПТВ-1 и ПТВ-2.
В последние годы эксплуатация добывающих скважин начала ослож-нятся. Добыча нефти производится глубинными насосами: ЭВН оборудовано 80% скважин, ШСН – 10%, ЭЦН – 10%.
В соответствии с подсчетом запасов, утвержденным ЦКЗ Минприроды РФ (протокол № 24 от 18.03.98), начальные геологические запасы нефти и растворенного газа по категориям В+С1 составляют 733537 тыс. т и 16945 млн. м3, соответственно.
На базе разведанных запасов нефти Усинского месторождения - одного из крупнейших на севере Европейской части России, был создан нефтедобывающий район с центром в городе Усинске. По территории Усинского месторождения проложен магистральный нефтепровод Уса – Ухта, построена железнодорожная ветка от ст. Сыня до г. Усинска. Грузоперевозки также осуществляются реками в период навигации и авиационным транспортом.
Энергоснабжение работ на Усинском месторождении осуществляется от Печорской ГРЭС по ЛЭП проходящей через территорию месторождения.
Основными полезными ископаемыми являются нефть и газ, а также строительные материалы: глина, песок и древесина.
Таким образом, за период освоения района создана вся необходимая внешняя промышленная инфраструктура для освоения Усинского нефтяного месторождения, разрабатываемого как на естественном упруго-водонапорном режиме, так и с применением теплового воздействия.
Содержание
1 Геологическая характеристика месторождения………………………….
1.1Общие сведения о месторождении…………………………………..
1.2 Общее сведения о месторождении и залежи………………………....
1.2.1 Стратиграфия.………………………………………………
1.2.2 Тектоника………………………………...........................................
1.2.3 Строение залежи…………………………………………………...
1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек……………………………..
1.4 Свойства и состав нефти, нефтяного газа и воды…………………...
1.4.1 Нефть и нефтяной газ.……………….............................................
1.4.2 Пластовые воды.…………………………………………………...
2 Анализ состояния разработки пермо-карбоновой залежи...…………….
2.1 Классификация скважин по залежи и отдельным зонам.……...…….
2.2 Анализ динамики технологических показателей ……………………
3 Технико-технологическое обоснование перехода на ШСН при добыче высоковязкой нефти пермо-карбоновой залежи…………………………...
3.1 Механизированные способы эксплуатации скважин………………..
3.1.1 Газлифтный способ эксплуатации скважин ……………………..
3.1.2 Эксплуатация скважин штанговыми наосами (ШСН)………….
3.1.3 Эксплуатация скважин электроцентробежными насосами…….
3.1.4 Эксплуатация скважин винтовыми насосами (УВН)…………...
3.2 Текущие пластовые условия и продукционная характеристика……
3.3Анализ работы скважин пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения
3.4 Технико-технологическое обоснование перехода на ШСН…………
3.5 Выводы и рекомендации………………………………………………
4 Безопасность жизнедеятельности…………………………………………
4.1 Задачи по безопасности жизнедеятельности на объектах нефтегазового промысла…………………………………………………….
4.2 Характеристика проектируемого объекта с точки зрения безопасности жизнедеятельности…………………………………………...
4.3 Производственная санитария…….……………………………………
4.4 Техника безопасности………………………………………………….
4.5 Пожарная безопасность………………………………………………..
4.3 Безопасность жизнедеятельности в условиях чрезвычайных ситуаций……………………………………………………………………....
5 Охрана окружающей среды……………………………………………….
5.1 Общее сведение о месторождении……………………………………
5.2 Характеристика проектируемого технико-экономического решения как источника загрязнения окружающей среды………………...
5.3 Охрана воздушного бассейна………………………………………….
5.4 Охрана поверхностных и подземных вод…………………………….
5.5 Охрана недр и земельных ресурсов ………………………………...
Продолжение введения
5.5.1Мероприятия по охране почвы……………………………….......
5.5.2 Мероприятия по утилизации отходов…………………………...
5.6 Ресурсосбережение по проекту……………………………………….
5.7 Оценка экологичности проектных решений
6 Экономическая эффективность вариантов разработки…………….........
6.1 Капитальные затраты…………………………………………………...
6.2 Эксплуатационные затраты…………………………………………….
6.3 Выручка от реализации………………………………………………...
6.4 Налогообложение
6.4.1 Налоги, включаемые в себестоимость продукции………………..
6.4.2 Налоги, относимые на финансовый результат……………………
7 Заключение…………………………………………………………………
Список использованной литературы…………………...……………………………………………….
Содержание выпускной квалификационной работы
1. Общие сведения о месторождении
2. Геолого-промысловая характеристика месторождения
3. Состояние разработки месторождения
4. Технико-экономическое обоснования применения ШСН
5. Охрана окружающей среды
6. Безопасность жизнедеятельности
7. Экономическая эффективность разработки
Объем графической части
1. Обзорная карта района -1 лист ф.А1;
2. График. Обводненности скважин -1 лист ф.А1;
3. График. Динамика добычи нефти, жидкости и закачка теплоносителя -1 лист ф.А1;
4. Карта текущих отборов верхнего объекта-1 лист ф.А1;
5. Карта текущих отборов среднего объекта-1 лист ф.А1;
6. Карта текущих отборов нижнего объекта-1 лист ф.А1;
Список основной и рекомендуемой литературы
1. Богданов, А. А. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти [Текст] : уч. пособие / А.А. Богданов. – Москва : Недра, 1968. - 272 с.
2. Отчёт о НИР. Результаты исследований скважин Усинского месторождения. Филиал «СеверНИПИгаз» [Текст] : отчет о НИР / Филиал «СеверНИПИгаз». – Ухта : 2000. – 154 с.
3. Проект пробной эксплуатации Усинского месторождения. Отчёт о НИР, ООО «Прогресс - 5» [Текст] : проект пробной эксплуатации / Отчёт о НИР, ООО «Прогресс - 5». – Ухта : 2001. – 210 с.
4. Алекперов, В. Ю. Международная инженерная энциклопедия, серия Нефтегазовая техника и технология (Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти) [Текст] : учеб. для вузов / В.Ю. Алекперов, В.Я. Кершенбаум – Москва : Лукойл, 1999. – 616 с.
5. Мордвинов, А.А. Единицы физических величин и правила их применения [Текст] : учебное пособие / А.А. Мордвинов. – Ухта : УИИ, 1997.- 60 с.
6. Щуров, В. И. Технология и техника добычи нефти [Текст] : учебник для вузов / В.И. Щуров. Москва : Недра, 1983.- 510 с.
Форма заказа новой работы
Не подошла эта работа?
Закажи новую работу, сделанную по твоим требованиям
