2. 
   Требования безопасности во время работы 55
   
3. 
   Требования безопасности по окончании работ 56
   
4. 
   Требования безопасности в аварийных ситуациях 57
   

---

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 58

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 59

ВВЕДЕНИЕ
Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современ- ными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтедобыва- ющих странах считается неудовлетворительной. Средняя нефтеотдача пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40 %, например, в стра- нах Латинской Америки и Юго-Восточной Азии нефтеотдача пластов состав- ляет 24 - 27 %, в Иране 16 - 1 7 %, в США, Канаде, Саудовской Аравии 33 - 37

%, в странах СНГ и России - до 40 % в зависимости от структуры запасов нефти и применяемых методов разработки. Остаточные или неизвлекаемые промышленно освоенными методами разработки запасы нефти достигают в среднем 55 - 75 % от первоначальных геологических запасов нефти в недрах. Еще в более широком диапазоне (30 - 90 %) изменяются остаточные запасы нефти по отдельным разрабатываемым месторождениям, в зависимости от сложности строения и условий разработки. Современные геологические за- пасы нефти во всех известных месторождениях мира достигают более 500 млрд.т, из них более 300 млрд.т относятся к категории неизвлекаемых совре- менными промышленно освоенными методами разработки. Извлечение из остаточных запасов нефти 10 -15 % в среднем, возможно даже известными в настоящее время методами увеличения нефтеотдачи пластов. Поэтому оста- точные запасы нефти на разрабатываемых месторождениях представляют со- бой большой резерв для увеличения извлекаемых ресурсов и важную цель для применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. Увеличить извлекае- мые запасы нефти, снизить обводненность продукции, повысить и стабилизи- ровать добычу на этой стадии - задача номер один для нефтедобывающей от- расли.
Одним из эффективных методов повышения продуктивности скважин, вскрывающих пласты, и

---

увеличения темпов отбора нефти из них, является гид-

равлический разрыв пласта (ГРП). Гидравлический разрыв может быть опре- делен как механический метод воздействия на продуктивный пласт, при кото- ром порода разрывается по плоскостям минимальной прочности благодаря воздействию на пласт давления, создаваемого закачкой в пласт флюида. В ре- зультате ГРП кратно повышается дебит добывающих или приемистость нагне- тательных скважин за счет снижения гидравлических сопротивлений в приза- бойной зоне и увеличения фильтрационной поверхности скважины, а также увеличивается конечная нефтеотдача за счет приобщения к выработке слабо дренируемых зон и пропластков.

1. 
   ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА N-ОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОНЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
   

1. 
   Общие сведения о месторождении
   

N-ое газоконденсатнонефтяное месторождение административно распо- ложено в Печорском районе Республики Коми, в 15 км к югу от г. Печоры, на левом берегу реки Печоры. Действующие промыслы связаны с городом авто- дорогой и нефтепроводами с головным нефтесборным пунктом, от которого нефть подается по магистральному нефтепроводу Усинск-Ухта-Ярославль в центральные районы европейской части России. Центром электроснабжения 5 является Печорская ГРЭС, расположенная в г. Печоре.

В 1949 году по результатам геологической съемки (Демин, 1949 г.) была выделена N-ая структура, расположенная к северо-западу от Южно-Печер- ского поднятия.

N-ое месторождение расположено в Центральной зоне Печорской гряды и является звеном в длинной цепочке локальных структур, осложняющих эту зону. Складка высокоамплитудная (амплитуда до 200-300 м), антиклинальная, асимметричная, северо-восточного направления. Западное крыло структуры

---

крутое и осложнено нарушением типа взброса. Промышленная нефтеносность выявлена в старооскольском горизонте живетского яруса среднего девона на глубинах 2500-2600 м.

Коллекторами служат песчаники. Свойства пластовой нефти определяли по пробам из одной скважины. Залежи нефти старооскольского горизонта находятся в условиях повышенных давлений и средних температур. Нефть легкая и маловязкая, имеет высокое газосодержание и большую усадку. Рас- творенный в нефти старооскольского горизонта газ жирный, содержит 28% го- мологов метана, незначительное количество углекислого газа и небольшое ко- личество азота. Дегезированная нефть старооскольского горизонта легкая, ма-

лосернистая (класс I), малосмолистая, высокопарафиновая (вид П_з), имеет низ- кую температуру начала кипения и значительный выход светлых фракций, вы- кипающих до 300°С.

Сотрудничество с Halliburton помимо сотрудничества Baker Hughes, сле- дует отметить и совместную работу ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» с компанией Halliburton в части разработки N-ого месторождения. Разрез данного место- рождения представлен каменноугольной (турнейский + визейский ярусы) и де- вонской (фаменский, франский и живетский ярусы) системами. Типы разбу- риваемых пород - известняк плотный глинистый, доломит плотный, доломи- тизированный известняк, известняки аргиллитоподобные, битуминозные с прослоями сланцев, песчаник кварцевый, алевролиты кварцевые. Средняя глу- бина скважины по стволу – 3150 м, длина горизонтального участка в продук- тивном пласте – около 500 м. Порядка

---

90% всех пробуренных скважин – гори- зонтальные. Примерно 80% всей длины скважины бурится PDC-долотами Halliburton. Средняя скорость бурения составляет 7,5 м/ч, продолжительность цикла строительства одной скважины – 368 ч.

2. 
   Геолого-промысловая характеристика N-ого месторождения
   

N-ое месторождение надгоризонт (D2st).

К надгоризонту живетского яруса отнесен интервал разреза, в основании которого наблюдается частое переслаивание алевролитов, глин и песчаников. Выше залегает толща, представленная преимущественно песчаниками, реже встречаются алевролиты и маломощные прослои глин. К этому горизонту при- урочены основные запасы углеводородов N-ого месторождения. В таблице 1.1 представлена геолого-физическая характеристика пласта D₂st N-ого место- рождения.

Таблица 1.1 – Геолого-физическая характеристика пласта D₂st N-ого месторождения

Параметры	Значения
Тип коллектора	терригенный, поровый
Коэффициент пористости, ед.	0,1
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, ед.	0,9
Средняя насыщенность газом газовой шапки, ед.	0,85
Проницаемость, ·10-3 мкм2	0,3-65
Коэффициент песчанистости, ед.	0,68
Расчлененность, ед.	12-15
Начальная пластовая температура, °С	55
Начальное пластовое давление, МПа	27,4
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с	1,07
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПа·с	28,2
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3	651
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3	835
Объемный коэффициент нефти, ед.	1,541
Содержание серы в нефти, %	0,29-0,59
Содержание парафинов в нефти, %	14
Давление насыщения нефти газом, МПа	27,4
Газовый фактор, м3/т	231
Содержание стабильного конденсата, г/м3	225,8
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа×с	0,7
Вязкость воды в поверхностных условиях, м×Пас	1,22
Плотность воды в пластовых условиях, кг/м3	1095
Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м3	1135
Коэффициент вытеснения, ед.	0,54

---

Смотрите также файлы

• тойота мотор.docx

• Инструкция по установке в теме по эмулятору на 4pda ru. Образы.odt

• 37удк 338. 23 351. 746Проблемы обеспечения финансовой безопасности россии в современных условиях.pdf

• Оценка сформированности компетенций обучающегося.docx

• Задача Определить величину и направление реакций связей для схемы. Дано q 20 кН 35 55 n сх 4.docx