Файл: Пояснительная записка содержит стр., рис., табл., использованных источника. Демонстрационной графики 6 листов.doc

РЕФЕРАТ

Пояснительная записка содержит ___ стр., ___ рис., __ табл., __ использованных источника. Демонстрационной графики 6 листов.

ЗАЛЕЖЬ, КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА, ИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ (НИЗ) НЕФТИ, ОБВОДНЕННОСТЬ, КОЭФФИЦИЕНТ НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ (КИН), ТЕКУЩАЯ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТЬ, ФОНД СКВАЖИН, СОЛЯНО-КИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА.

В выпускной квалификационной работе рассмотрен геолого-промысловый материал, даны основные характеристики и свойства пласта и насыщающего его флюида, выполнены расчеты: по определению начальных и остаточных балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа объемным методом

Произведен анализ разработки пласта по стадиям и на текущую дату, выполнено сравнение фактических показателей разработки с проектными показателями. Проведена оценка эффективности соляно-кислотных обработок по рассматриваемому объекту разработки. Выполнены расчеты показателей разработки на перспективу по методике Г.С. Камбарова.

В технической части выполнен анализ работы фонда скважин, рассмотрено устройство и принцип работы установок УЭЦН. Приведён расчёт оптимизации работы скважин, оборудованных УЭЦН. Рассмотрены ,проведенные на месторождении, геолого-технические мероприятия.

В экономической части предоставлены сведения об экономической эффективности предлагаемого мероприятия.

В разделе охраны труда рассмотрены причины производственного травматизма и профзаболеваемости и предложены мероприятия, направленные на предупреждение несчастных случаев. Выполнен расчет аварийной ситуации по сценарию разгерметизация, выполнен анализ пожарных рисков по объекту.

В экологической части дан анализ экологической ситуации и дан вывод с предложениями, направленными на эффективную защиту окружающей среды.

СОДЕРЖАНИЕ

	ВВЕДЕНИЕ.…………………………………………….…...……..…….
1	ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ……………..…………...…………………
1.1	Общие сведения о месторождении………………………………..……
1.2	Орогидрография……………………………………………………….....
1.3	Стратиграфия…………………………………………………………….
1.4	Тектоника……………………………………………………………........
1.5	Нефтегазоводоносность ………………………………………………
1.6	Коллекторские свойства пласта А0……………….……….……………
1.7	Физико-химические свойства нефти, газа и воды……………………
1.8	Подсчёт запасов нефти и газа………………………………………
	Выводы...……...………………………………………..………………
2	ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ…….…………..………………………
2.1	Основные решения проектных документов ………
2.2	Анализ разработки пласта с начала эксплуат...............................
2.3	Энергетическое состояние залежи………………...…
2.4	Характеристика системы воздействия на пласт
2.5	Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
2.6	Прогноз показателей разработки и расчет динамики добычи нефти по эмпирической модели Г.С. Камбарова
2.7	Оценка эффективности выполненных ГТМ
2.8	Специальный вопрос: Анализ эффективности проведения СКО
2.9	Оценка эффективности разработки анализируемого пласта и рекомендации для его дальнейшей разработки ………………
	Выводы………………………………………………………………
3	ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ…………………..………………………
3.1	Анализ фонда скважин…………………………………………….
3.2	Анализ и обоснование способов и режимов эксплуатации скважин и применяемого внутрискважинного оборудования………
3.3	Подбор УЭЦН к скважине №710 Богатыревского месторождения………..………………………………………………..
3.4	Анализ причин отказов глубинного оборудования, МРП, наработки наотказ………………………………………………………………….
3.5	Осложнения при эксплуатации скважин оборудованных УЭЦН и методы борьбы с ними………………………………………………
3.5.1	Мероприятия по борьбе с парафиновыми и асфальто-смолистыми отложениями……………………………………………………………
3.5.2	Мероприятия по предупреждению и борьбе с солеотложениями и мехпримесями…………………………………………………………...
3.5.3	Мероприятия по борьбе с коррозией нефтепромыслового оборудования…………………………………………………………..
3.5.4	Мероприятия по предотвращению вредного влияния газа………..
	3.5.5 Осложнения из за повышенной вязкости нефти………………..
	Выводы………..…………………………………………………………
4	ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ………………………………………
4.1	Цель и сущность экономического обоснования ГТМ
4.2	Характеристика итогового показателя экономического эффекта .
4.3	Расчет показателей экономического эффекта……………………
4.3.1	Расчет полной себестоимости товарной добычи 1 т. нефти по ЭО до реализации технологического мероприятия…………………………
4.3.2	Расчет показателей экономического эффекта от реализации технологического мероприятия на ЭО ……………………………
4.4	Оценка экономических результатов………………………………
4.4.1	Расчет относительных значений оценочных показателей…….
4.4.2	Экономическая оценка…………………………………………………
	Выводы ………………………………………………………………….
5	ОХРАНА ТРУДА..……………………………………………………..
5.1	Факторы, влияющие на человека при эксплуатации месторождения
5.2	Технические требования к оборудованию и рабочему инструменту, гарантирующему безопасность………………………………………..
5.3	Санитарные требования
5.4	Противопожарные требования и средства пожаротушения
5.5	Расчет аварийной ситуации связанной с образованием свища на устье скважины
5.5.1	Оценка поражающего воздействия теплового излучения при пожаре пролива
5.5.2	Оценка ударного воздействия и определение зон взрывоопасности
5.3.3	Расчета потенциального пожарного риска на территории производственного объекта
6	ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ…………………………………………..
6.1	Общие сведения об объекте исследования
6.2	Характеристика процессов разработки месторождения как источников воздействия на окружающую среду
6.3	Экологическая характеристика основных загрязняющих окружающую природную среду веществ, образующихся в процессе производственной деятельности
6.4	Мероприятия по охране окружающей среды на Богатыревском месторождении
6.4.1	Охрана атмосферного воздуха от загрязнения
6.4.2	Охрана поверхностных и подземных вод от загрязнения и истощения
6.5	Мероприятия по снижению негативного воздействия на окружающую среду
6.6	Предложения по организации локального (производственного) экологического мониторинга разработки месторождения
	Выводы……………………………………………………………..…
	ЗАКЛЮЧЕНИЕ…………………………………………………………
	СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ.………………….
	ПРИЛОЖЕНИЯ………………………………………………………..

---

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время большая часть месторождений Самарской области находятся на завершающей стадии разработки, когда обводненность по скважинам достигает максимальных показателей, все скважины переведены на механизированный способ добычи, а система разработки полностью сформирована.

На стадии составления технологической схемы разработки, к сожалению, объём имеющейся информации об эксплуатационном объекте обычно недостаточен, не всегда полны и достоверны сведения о геологическом строении пласта, физико-гидродинамических особенностях, свойствах нефти и т.д. Отсутствие необходимых данных зачастую приводит к просчётам в оценке добывных возможностей месторождения, к ошибкам в прогнозе технологических показателей разработки. Задача проектировщиков заключается в том, чтобы эти расхождения были бы минимальными, а точность прогноза - соответственно более высокой.

При анализе состояния разработки нефтяных месторождений проектные и фактические показатели сравниваются между собой, при этом устанавливаются причины несоответствия фактических данных проектным. Основными причинами являются следующие: 1) ошибки в исходных данных при проектировании, обусловленные ограниченным количеством исходного материала и его невысокой достоверностью; 2) несовершенство применяемых моделей и методик расчёта; 3) организационно-технические причины (невыполнение или несвоевременное выполнение нефтедобывающими предприятиями рекомендаций проекта, запаздывание сроков - против проектных - разбуривания месторождения, ввода скважин в эксплуатацию, организации системы ППД, отставание с объёмами закачки воды при заводнении и т.д.). Эти недостатки в свою очередь объясняются отставанием в обустройстве промыслов, нехваткой буровых станков, отсутствием необходимых мощностей обессоливающих и деэмульсионных установок, некомплектностью насосного оборудования и т.д.

Анализируя прогнозные показатели по объектам, можно сделать вывод, что достичь проектного КИН с применением существующих систем разработки, практически невозможно. Аналогичная ситуация прослеживается и на рассматриваемом в данной работе пласте В1 Богатыревского месторождения.

Несмотря на то, что данная залежь введена в разработку относительно недавно, анализируя прогнозные уровни добычи, можно сделать вывод, что объект нуждается в применении вторичных и третичных методах повышения нефтеотдачи для достижения запланированного КИН.

---

---

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

Богатыревское месторождение расположено в Алексеевском районе Самарской области вблизи ее границы с Оренбургской областью, в 115 км к юго-востоку от г.Самары и в 9 км от районного центра с. Алексеевка. Богатыревское нефтяное месторождение входит в состав так называемой Алексеевской группы, вкючающей в себя такие сравнительно мелкие месторождения, как Грековское, Алексеевское, Киньзякское, Половецкое, Субботинское и Первомайское (рис.1.1). Площадь Богатыревского месторождения ограничивается следующими географическими координатами:

Район указанных выше месторождений промыслово обустроен. На его территории расположены действующие нефтепроводы. В 60 км к северо-западу от месторождения проходит нефтепровод «Дружба». Площадь пересечена линиями электропередач и пунктами связи.Шоссейная дорога Самара-Нефтегорск-Алексеевка–Патровка- Гавриловка–Шараповка проходит в рассматриваемом районе вдоль р. Съезжей непосредственно к западу от Богатыревского месторождения. Ближайшими населенными пунктами в данном районе являются села Алексеевка, Новотроевка и Патровка.

1.2 Орогидрография

В орогидрографическом отношении месторождение расположено в правобережной части р. Съезжей, являющейся левым притоком реки Самары. Правый склон р. Съезжей в районе месторождения расчленен Богатыревым и Горелым оврагами большой протяженности, правые сконы которых крутые, прорезанные рядом промоин, обнажающих коренные породы. Левые склоны пологие, задернованные.В целом рельеф района представляет собой пересеченную, слабо всхолмленную равнину, испытывающую погружение в границах месторождения от +160 м на востоке до +80 м на западе в долине р.Съезжей.

1.3 Стратиграфия

Геологический разрез месторождения сложен отложениями девонского, каменноугольного, пермского, триас-юрского и четвертичного возрастов средней общей толщиной – 3910  . Изученность бурением отдельных его частей неравномерна. Слабо изучена самая нижняя, терригенная часть среднего и верхнего девона, где по данным поисковой скв. 300бис, пробуренной в сводовой части Богатыревской структуры

---

, выделяются пласты-аналоги - ДIV воробьевского и ДIII ардатовского горизонтов живетского яруса, ДII , ДI пашийского и Дк тиманского горизонтов франского яруса. Ни в одном из них ни по керну, ни по материалам ГИС и тестирования признаков нефти установлено не было. Представлены они (кроме ДII) уплотненными и заглинизированными песчаниками и алевролитами. Из пласта ДII при тестировании ИПТ был получен слабый приток пластовой воды. Вскрытая общая толщина осадков терригенного девона составляет 216 м.

Освещенность бурением вышележащих отложений достаточно высокая. Так, карбонатные отложения верхнего девона, включая пласт Дл заволжского надгоризонта, вскрыты 35 скважинами, а карбонаты турнейского яруса и терригенные осадки бобриковского горизонта, содержащие залежи нефти в пластах В1,В2,В3 и Б2 - 66 скважинами. Сульфатно-карбонатные породы визейского яруса нижнего карбона вместе с продуктивными пластами О1,О2,О3,О4 окского надгоризонта вскрыты 79 скважинами. Карбонатные отложения среднего карбона вместе с продуктивным пластом А4 башкирского яруса, вскрыты и изучены 88 скважинами. Вышележащие терригенные и карбонатные отложения среднего и верхнего карбона, а также нижней и верхней перми, не содержащие промышленных залежей нефти, вскрыты 88 разведочными и эксплуатационными скважинами. Особый интерес представляют отложения, с которыми связана промышленная нефтеносность рассматриваемого месторождения. В первую очередь это карбонатные отложения фаменского яруса, в верхней части которого под 15-20-метровой пачкой непроницаемых глинистых известняков турнейского яруса в пределах Центрального купола прослеживаются пористые прослои пласта Дл заволжского надгоризонта суммарной эффективной толщиной 9,6м. В вышележащих каменноугольных отложениях, представленных всеми тремя отделами – нижним, средним и верхним, особый интерес представляют карбонатные породы (известняки и доломиты) турнейского яруса нижнего карбона, в разрезе которого выделяются три продуктивных пласта В1,В2,В3 и терригенные породы (песчаники, алевролиты и глины) бобриковского горизонта визейского яруса нижнего карбона, содержащие песчаный пласт Б2. Пласты В1 и В2 образуют промышленные залежи нефти в пределах Центрального и Восточного куполов Богатыревского месторождения. Нефтеносность пласта В3 предполагается по материалам ГИС в пределах Центрального купола, где его средняя эффективная толщина составляет 4,1 м. Терригенные отложения бобриковского горизонта визейского яруса толщиной от 26 до 38 м содержат пачку кварцевых, мелкозернистых песчаников пласта Б2, с которыми связана залежь нефти в пределах Центрального купола со средней нефтенасыщенной толщиной 6,2 м. В сульфатно-карбонатных отложениях окского надгоризонта нефтяные залежи связаны с карбонатными пластами О1,О2,О3,О4 , залегающими среди ангидритовых пачек, являющихся их покрышками. Толщина ангидритовых покрышек между пластами О1и О2 составляет 6-18 м, между О2 и О3 – 25-30 м, между О3 и О4 – 10-15 м. Для залежи пласта О1 помимо ангидритового прослоя, залегающего выше продуктивного пласта, покрышкой служат, в основном, глины так называемой «покровской пачки» тарусского горизонта серпуховского яруса толщиной 17-21 м. Средняя эффективная толщина пластов О1,О2,О3,О4 составляет, соответственно, 1,8-4,9-5,1-7,8 м. Выше карбонатных отложений серпуховского яруса залегают карбонатные осадки башкирского яруса среднего карбона,

---