Разработка Демьяновского месторождения
Характеристика Демьяновского месторождения, нефтегазоносности, коллекторских свойств продуктивного пласта. Рекомендации по улучшению показателей разработки залежи. Анализ работы фонда скважин, описание оборудования для добычи нефти. Экономический эффект.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 10.05.2015 |
| Размер файла | 2,6 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
СОДЕРЖАНИЕ
демьяновский месторождение нефтегазоносность скважина
РЕФЕРАТ
ВВЕДЕНИЕ
1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Общие сведения о месторождении
1.2 Орогидрография
1.3 Стратиграфия
1.4 Тектоника
1.5 Нефте-газо-водоносность
1.6 Коллекторские свойства пласта
1.7 Свойства и состав нефти, газа и воды
1.9 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом
Выводы
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 История проектирования разработки и состояние разработки
2.2 Текущее состояние разработки
2.3 Технологические показатели вариантов разработки
2.4 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
2.5 Анализ результатов исследований скважин, характеристика режимов эксплуатации и динамики продуктивности скважин
2.6 Расчет подъема плоскости водонефтяного контакта
2.7 Литературный обзор
2.7.1 Комплексная технология химического воздействия на призабойную зону добывающих и нагнетательных скважин
2.8 Анализ эффективности мероприятий по интенсификации добычи нефти
2.9 Контроль за разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений
2.10 Регулирование процесса разработки нефтяных и газонефтяных залежей
Выводы
3. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
3.1 Анализ структуры фонда скважин
3.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин
3.3 Расчет фильтра подъемника
3.4 Расчет нагрузок резьбовых соединений насосно-компрессорных труб
3.5 Расчет лифтовой колонны при фонтанном способе эксплуатации
3.6 Расчет осевой нагрузки на колонну НКТ
Выводы
4. ЭКОНОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
4.1 Цель и сущность экономического обоснования технологического мероприятия
4.2 Характеристика итогового показателя экономического эффекта
4.3 Исходные данные для проведения экономического обоснования технологического мероприятия
4.4 Расчет показателей экономического эффекта
4.4.1 Расчет полной себестоимости добычи 1 т нефти по Котовскому ЭО дот реализации технологического мероприятия
4.4.2 Расчет показателей экономического эффекта от реализации технологического мероприятия на Котовском месторождении
4.5 Оценка экономических результатов
4.5.1 Расчет относительных значений оценочных показателей
4.5.2 Экономическая оценка
4.6 Организационно-экономические выводы и рекомендации
5. Охрана труда
5.1 Анализ риска
5.1.1 Описание системы Человек - Машина - Среда (Ч-М-С)
5.1.2 Идентификация опасностей: характеристика опасных и вредных факторов, источники их возникновения
5.1.3 Оценка риска: анализ частоты появления каждого фактора и анализ тяжести последствий от их воздействия
5.2 Рекомендации по уменьшению риска производственных процессов
5.2.1 Технические мероприятия, направленные на устранение непосредственного контакта работающих с опасными и вредными факторами
5.2.2 Организационные мероприятия, направленные на предупреждение тяжелых и регулярных несчастных случаев, профзаболеваний, аварий
5.2.3 Обеспечение электро-, пожаро-, и взрывобезопасности
5.2.4 Организация обучения безопасным методам работы
5.2.5 Организация контроля за состоянием оборудования, соблюдением правил и норм
5.2.6 Виды оформляемой мастером документации
Выводы и рекомендации
6. ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
6.1 Состав и структура природоохранных органов ТПП «КНГ»
6.2 Оценка воздействия разработки месторождения на окружающую среду
6.2.1 Общая характеристика существующей техногенной нагрузки на окружающую природную среду
6.2.2 Оценка воздействия на атмосферный воздух
6.2.3 Оценка воздействия на земельные ресурсы и почвенный покров
6.2.4 Оценка воздействия на поверхностные воды
6.2.5 Оценка воздействия на подземные воды
6.2.6 Оценка объемов образования отходов производства и потребления
6.3 Природоохранные мероприятия
6.4 Расчет экологического ущерба от аварии на нефтепроводе в месте подводного перехода через реку Добринку
6.5Отчет о выполнении плана природоохранительных мероприятий по ТПП «Котовонефтегаз» за 2007 год
6.6 План природоохранительных мероприятий по ТПП «Котовонефтегаз» на 2008 год
Выводы
7. ГРАЖДАНСКАЯ ОБОРОНА
7.1 Организация и содержание исследований по оценке устойчивости работы объекта нефтегазовой промышленности
7.2 Подготовка производства к работе в военное время
7.3 Меры безопасности при тушении пожаров на объектах нефтегазовой промышленности
Выводы
ЗАКЛЮЧЕНИЕ И РЕКОМЕНДАЦИИ
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
РЕФЕРАТ
Пояснительная записка содержит ____ страниц, 25 таблиц, 9 рисунков, 14 литературных источников.
ДЕМЬЯНОВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ, ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА, ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ, СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ, ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА НЕФТЕДОБЫЧИ, КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ, ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ
В геологической части дана характеристика месторождения, нефтегазоносности, коллекторских свойств продуктивного пласта, физико-химические характеристики пластовых флюидов, выполнен подсчет запасов нефти и газа Евлановско-ливенского горизонта.
В технологической части изложены основные положения проектного документа, сопоставлены проектные и фактические показатели разработки, описана геологическая и фильтрационная модель пласта, расчёт подъема плоскости ВНК, даны рекомендации по улучшению показателей разработки залежи.
В технической части изложен, приведен анализ работы фонда скважин, дано описание оборудования для добычи нефти; Сделаны расчеты фильтра подъемника, нагрузок в резьбовых соединениях, лифтовой колонны при фонтанном способе добычи, осевой нагрузки на колонну НКТ.
В экономической части произведен расчет экономического эффекта по интенсификации добычи методом КХВ Демьяновского месторождения.
В разделе "Охрана труда " проведен анализ возможных опасных и вредных факторов, возникающих при эксплуатации скважин, причин возникновения аварий и несчастный случаев, приведен комплекс мероприятий по предупреждению и устранению вредного влияния факторов на человека и оборудование.
В разделе "Экологическая часть" разработаны рекомендации по охране недр, водных и воздушных бассейнов, земель. Особое внимание уделено мониторингу окружающей среды и раннему обнаружению загрязняющих факторов.
В разделе «Гражданская оборона» разработаны мероприятия по надежности защиты рабочих, служащих и членов их семей от всех поражающих факторов современных средств нападения противника; непрерывности управления производственным процессом и гражданской обороной объекта
ВВЕДЕНИЕ
Одной из основных задач социально-экономического развития Российской Федерации является создание эффективной, конкурентоспособной экономики. При любых вариантах и сценариях развития экономики на ближайшие 10 - 20 лет природные ресурсы, в первую очередь ископаемые топливно-энергетические ресурсы, будут главным фактором экономического роста страны.
Располагая 2.8 % населения и 12.8 % территории мира, Россия имеет 11 - 13 % прогнозных ресурсов около 5 % разведанных запасов нефти, 42 % ресурсов и 34 % запасов природного газа, около 20 % разведанных запасов каменного и 32 % запасов бурого угля. Суммарная добыча за всю историю использования ресурсов составляет в настоящее время по нефти около 20 % от прогнозных извлекаемых ресурсов и по газу -- 5 %. Обеспеченность добычи разведанными запасами топлива оценивается по нефти и по газу на несколько десятков лет, а по углю и природному газу значительно выше.
В настоящее время добычу нефти осуществляют 37 акционерных обществ, входящих в вертикально-интегрированных компаний, 83 организации и акционерные общества с российским капиталом, 43 организации с иностранным капиталом, 6 дочерних предприятий ОАО «Газпром».
По состоянию на 01.2007 г. в разработке находятся более 1210 нефтяных и газонефтяных месторождений, расположенных в различных регионах страны -- от острова Сахалин на востоке до Калининградской области на западе, от Красноярского края на юге до Ямало-Ненецкого округа на севере.
Добыча нефти в нефтедобывающем комплексе с 1991 по 1993 гг. сократилась с 462 до 350 млн. т., т.е. на 112 млн. тонн. С 1993 по 1997 гг. -- с 350 до 305 млн. т., т.е. на 45 млн. тонн. С 1997 г. и по 2003 г. добыча нефти стабилизировалась на уровне 320 - 345 млн. т., за 6 месяцев 2007 года добыто 320 млн. тонн. Обводненность добываемой продукции составляет чуть более 82 %. Средний дебит нефти одной скважины составляет 7.4 тон/сутки. Степень выработки запасов нефти категорий А, В, С1 на разрабатываемых месторождениях в целом по России составляет 52.8 %. Наиболее высокая выработка запасов наблюдается по Северо-Кавказскому (82.2 %) и Поволжскому (77.8 %) регионам, наименьшая -- по Западной Сибири (42.8 %) и Дальнему Востоку (40.2 %). Значительная часть текущих извлекаемых запасов нефти рассредоточена в заводненных пластах, в пластах с низкой проницаемостью, в подгазовых и водонефтянных зонах, что создает значительные сложности при их извлечении.
1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Общие сведения о месторождении
В административном отношении Демьяновское месторождение расположено в Жирновском районе Волгоградской области, в 21км от р.п. Красный Яр. Ближайшими крупными населёнными пунктами являются г. Жирновск в 35-37км к северо-западу и районный центр г. Котово в 49-47км к югу от месторождения .
Месторождение близко расположено к Коробковской группе месторождений, обустроенных для добычи, сбора и транспорта нефти и газа; его эксплуатацию осуществляет ТПП «Котовонефтегаз», расположенное в г. Котово.
Асфальтированные дороги соединяют Котово с Камышиным, Волгоградом и Жирновском. Железная дорога Камышин - Москва проходит южнее месторождения. На станции Лапшинской, ближайшей к г. Котово, находится база производственно-технического обслуживания, обеспечения и комплектации оборудования.
Магистральный нефтепровод Жирновск-Волгоград проходит в 12км восточнее месторождения. Электроснабжение обеспечивается от сетей «Волгоградэнерго». Снабжение буровых технической водой осуществлялось из водяных скважин глубиной до 465м, пробуренных вблизи основных. Техническую воду получали из юрских, пермских, верхнекаменноугольных отложений с глубины 260-465м. Воды пресные, дебит достигал 300м3/сут.
Рис. 1.1 - Обзорная схема района расположения Демьяновского месторождения
1.2 Орогидрография
В геоморфологическом отношении район месторождения относится к юго-западному окончанию Приволжской возвышенности и находится в средней части Доно-Медведицкой гряды. Рельеф дневной поверхности представляет собой слабовсхолмленную равнину с сетью балок и оврагов. Абсолютные отметки рельефа 150-210м над уровнем моря. Территория относится к сухостепной зоне тёмно-каштановых почв. Рельефообразующими породами являются глины, пески и песчаники мелового и верхне-среднеюрского возраста, перекрытые маломощным чехлом четвертичных песков и суглинков. На них развиты темно каштановые почвы с разнотравно-злаковой растительностью. В поймах временных водотоков отмечаются заросли кустарников, в балках произрастают байрачные леса.
Ближайшим к площади месторождения постоянно действующим водотоком является р. Добринка (левый приток р. Медведицы), протекающая в субширотном направлении в 2-4 км севернее. Другим водным объектом является пруд Задобринский. Реки и пруды в Жирновском районе замерзают в конце ноября, вскрываются в конце марта. Продолжительность ледостава 160 дней.
Климат района континентальный с жарким летом и холодной зимой. Среднегодовая температура воздуха +5,40С, среднемесячная температура самого жаркого месяца, июля, +220С, максимальная температура +410С, среднемесячная температура самого холодного месяца, января, -110С, минимальная -360С, средняя продолжительность безморозного периода 160 дней. Среднегодовое количество атмосферных осадков составляет 400мм. Максимальное количество осадков выпадает летом, минимальное - зимой. Толщина снежного покрова 20-25 см, максимальная глубина промерзания грунта 150 см. Для холодного периода характерны ветры восточного и северо-восточного направлений, в летний период преобладают ветры западные и северо-западные.
Район работ сельскохозяйственный; выращиваются зерновые и овощные культуры.
1.3 Стратиграфия
В районе месторождения на архей-протерозойском гранито-гнейсовом фундаменте залегает толща осадочных отложений толщиной от 4400 до 5000м в составе девонской, каменноугольной, пермской, юрской и меловой систем. Самая глубокая скв.4 (забой 3390м), пробуренная в километре на юго-восток от месторождения, вскрыла семилукско-рудкинские отложения, скв.11, достигнув в контуре нефтеносности самой глубокой отметки (2723м), не вышла из верхнефранских рифогенных образований.
Ниже приводится краткое литолого-стратиграфическое описание разреза по данным стратиграфических заключений вскрытого разреза и литологического описания пород.
Палеозойская группа
Представлена девонской, каменноугольной и пермской системами.
Девонская система
На месторождении вскрыты отложения франского и фаменского ярусов.
Франский ярус
Во вскрытом разрезе отложений франский ярус представлен верхним отделом в объеме фаунистически доказанного евлановско-ливенского горизонта. Максимально вскрытая толщина в пределах месторождения составила 191м (скв. 11). В строении горизонта принимают участие доломиты реликтово-органогенные, реликтово-органогенно-обломочные, порово-каверновые, каверново-поровые, трещиноватые. Текстура пород массивная, неяснослоистая, строматактоидальная. Из органических остатков отмечены реликты криноидей, трубчатых, сине-зеленых водорослей, строматопорат, фораминифер. Евлановско-ливенские рифы представляют собой часть карбонатного цикла с трансгрессивным основанием (алатырский горизонт) и регрессивной кровлей (верхне-ливенские отложения), перекрытой трансгрессивно залегающими уметовско-линевскими отложениями.
Фаменский ярус
Отложения фаменского яруса представлены уметовско-линевской толщей, задонским, елецким, лебедянским, зимовским горизонтами.
Уметовско-линевская толща перекрывает органогенные образования евлановско-ливенского горизонта. Отложения охарактеризованы керном в скв.16 и представлены известняками микрозернистыми, глинистыми, мергелями. Толщина изменяется от 10м в сводовой части до 106м на переклиналях. Уметовско-линевская толща перекрывает существовавший ранее рельеф ливенских отложений и является, таким образом, латеральной, вертикальной и боковой покрышкой над ливенским рифом.
Отложения задонского горизонта представлены переслаиванием мергелей серых, доломитизированных с известняками. В нижней части (скв.11) известняки темно-серые микрозернистые, c ходами илоедов, заполненными прозрачным кальцитом, неравномерно глинистые. Толщина отложений изменяется по площади от 52 до 79м.
Елецкий горизонт охарактеризован керном в скв.2, 5, 10, 16, представлен известняками серыми с буроватым оттенком, органогенно-обломочными, сгустково-комковатыми, перекристаллизованными, плотными, местами трещиноватыми. В елецком горизонте интенсивнее чем в других проявляется компенсационный эффект осадконакопления над ливенскими рифами. Толщина от 84 до 188м.
Лебедянский горизонт характеризуется известняками микрозернистыми, неравномерно глинистыми, участками доломитизированными, встречаются прослои мергелей. Толщина от 103 до 168м.
Зимовский горизонт представлен известняками микрозернистыми с маломощными прослоями доломитов и доломитизированных известняков. Толщина от 93 до 103м.
Сенновский горизонт охарактеризован керном в скв.2 и сложен известняками серыми с буроватым оттенком детритово-шламово водорослевого состава, неравномерно глинистыми, перекристализованными. Толщина 91-100м.
Каменноугольная система
Представлена тремя отделами - нижним, средним и верхним.
В нижний отдел входит турнейский, визейский, серпуховский ярусы.
В турнейском ярусе выделяются заволжский, малевский, упинский, черепетский, кизеловский горизонты.
Заволжский горизонт представлен известняками темно-серыми, серыми, микрозернистыми, детритовыми с редкими прослоями мергелей. Толщина 61-73м.
Малевский горизонт характеризуется известняками органогенно-обломочными толщиной 4-8м.
Упинский горизонт сложен известняками микрозернистыми, местами глинистыми с прослоями мергелей и глин. Толщина 50-53м.
Черепетский горизонт представлен известняками темно-серыми, глинистыми с прослоями глин. Толщина 21-25м.
Кизеловский горизонт (скв.2) характеризуется известняками серыми с буроватым оттенком органогенно-обломочными, доломитами грубозернистыми. Толщина 38-40м.
Визейский ярус
Представлен малиновским, яснополянским, окским надгоризонтами. Отложения малиновского надгоризонта в составе радаевского и косьвинского горизонтов представлены глинами темно-серыми, неравномерно алевритистыми. Внизу известняками глинистыми. Толщина от 2 до 13м.
В составе яснополянского надгоризонта выделяются бобриковский и тульский горизонты, хорошо охарактеризованные керном.
Бобриковский горизонт сложен в верхней части аргиллитами с примесью кластического материала песчаной размерности, алевролитами темно-серыми до черных, углистыми, с линзами песчаников слабоглинистых, мелко-зернистых. В нижней части представлен песчаниками светло-серыми до белых, кварцевыми, разнозернистыми, с глинистым карбонатным сульфатным цементом. Толщина от 21 до 48м.
Тульский горизонт представлен пачкой аргиллитов темно-серых, с зеленоватым оттенком с примесью кластического материала песчаной размерности. Встречаются пласты песчаников светло-серых, кварцевых, среднезернистых, крупнозернистых до грубозернистых. Встречаются алевролиты серые со слабым голубоватым оттенком, мелкозернистые, кварцевые, тонкодисперсные, с тонкими прослойками сидерита, а также мелкий углефицированный детрит. Толщина 92-109м.
Окский надгоризонт в объеме алексинского, михайловского, веневского горизонта сложен известняками серыми, глинистыми, изредка доломитизированными. В нижней части глины темно-серые, алевритистые, тонкослоистые, с включениями пирита. Толщина 230-239м.
Серпуховский ярус
Выделяется в объеме тарусского, стешевского и протвинского горизонтов, представленных известняками серыми, с коричневатым оттенком, микрозернистыми с прослоями доломитов, в нижней части глины темно-серые алевритистые, тонкослоистые с включениями пирита. Толщина 45-50м.
Средний отдел карбона выделяется в полном объеме в составе башкирского и московского ярусов.
Башкирский ярус
Отложения башкирского яруса залегают со стратиграфическим несогласием на нижележащих породах и выделяются в составе двух подъярусов.
Нижнебашкирский подъярус в составе прикамского, северо-кельтменского, краснополянского горизонтов сложен известняками светло-серыми, серыми, оолитовыми, биоморфными. В нижней части пачка глин голубовато-серых, жирных. Толщина 33-46м.
Верхнебашкирский подъярус в составе мелекесского, черемшанского горизонтов представлен (скв.10) аргиллитами серыми до темно-серых, алевритистыми, слюдистыми, переслаивающимися с алевролитами полимиктовыми и песчаниками мелкозернистыми. Толщина 75-81м.
Московский ярус
Подразделяется на верейский, каширский, подольский и мячковский горизонты.
Верейский горизонт сложен голубовато-серыми известковистыми глинами с прослоями песчаников и алевролитов. Толщина 167-174м.
Каширский горизонт представлен известняками мелкозернистыми и биоморфными, в верхней части - пачка глин темно-серых с прослоями алевролитов, песчаников. Толщина 101-103м.
Подольский горизонт сложен известняками светло-серыми, коричневато-серыми, микрозернистыми,биоморфными,с редкими прослоями доломитов, в средней части горизонта - пачка темно-серых глин. Толщина 193-200м.
Мячковский горизонт представлен известняками светло-серыми, белыми, доломитизированными, с прослоями доломитов и глин. Толщина 111-122м.
Верхний карбон
Выделяется в объеме гжельского и касимовского ярусов.
Касимовский ярус представлен переслаиванием известняков тонкозернистых и плотных, темно-серых доломитов. Толщина 195-206м.
Гжельский ярус сложен известняками доломитизированными и доломитами. Толщина 130-138м.
Пермская система
В пермской системе выделяются нерасчлененная толща ассельско-артинского возраста, уфимский, казанский ярусы. Общая толщина 108-135м.
Ассельско-артинские отложения снизу вверх сложены светло-серыми, неравномерно доломитизированными известняками, переходящими в доломиты.
Уфимский ярус представлен доломитами и мергелями.
Казанский ярус в верхней части представлен известняками, в нижней - глинами.
Отложения татарского яруса подверглись размыву и сохранились в объеме не более 20м.
Мезозойская группа
Юрская система
Юрская система в объеме байосского, батского, келловейского, ярусов представлена чередованием глин серых, зеленовато-серых, алевритистых, алевролитов, песков, песчаников. В средней части сложена преимущественно глинами слабослюдистыми. Толщина от 202 до 239м.
Меловая система
Сохранилась в объеме нижнего отдела и представлена глинами,
Кайнозойская группа
Четвертичная система
Представлена маломощной толщей (0 - 5м) глин, суглинков с прослоями и линза-ми песка.
1.4 Тектоника
В тектоническом плане Демьяновское месторождение расположено в пределах Пачелмско-Саратовского авлакогена.
В осадочном чехле данной территории выделяется два структурных этажа: верхний - каменноугольно-мезозойский и нижний - девонский.
По верхнему - месторождение приурочено к Жирновско-Иловлинскому своду Доно-Медведицких дислокаций.
Нижний структурный этаж выделяется в объеме девонской системы, в общих чертах повторяющих эрозионную поверхность фундамента.
В верхне- и среднефранском комплексе нижнего структурного этажа выделяется промежуточный подэтаж, связанный с органогенными постройками.
По нижнему структурному этажу месторождение приурочено к Демьяновско-Суводской зоне барьерных рифов в пределах Доно-Медведицкой системы прогибов.
По отношению к мезозойско-каменноугольному комплексу описываемое месторождение является погребенным. На уровне задонского репера Демьяновское месторождение выражено наиболее четко - в виде структуры. Вверх по разрезу происходит сглаживание структурных форм. На уровне бобриковского горизонта прослеживается моноклиналь, осложненная структурным выступом. Далее, на уровне подольского и батского реперов происходит затухание локальных форм, структурные носы менее выражены.
В современном структурном плане рифогенная постройка представляет собой положительную структуру.
1.5 Нефтегазоностность
Залежь нефти приурочена к евлановско-ливенским отложениям и связана с ловушкой рифогенного типа, образованной в результате запечатывания и перекрытия рифового коллектора непроницаемой уметовско-линевской депрессионной толщей.
На месторождении пробурено семь скважин, одна из которых (скв.16) оказалась за контуром нефтеносности, из ее ствола с глубины 1500м пробурена наклонно-направленная скв.36, вскрывшая нефтяной пласт.
В 2002 году на расстоянии 1,7км от месторождения была пробурена поисковая скв.42 Северо-Демьяновская, оказавшаяся бесперспективной по всему вскрытому разрезу. По результатам бурения скв.42, переинтерпретации сейсмических материалов уточнено представление о геологическом строении месторождения и произведен подсчет запасов по состоянию изученности на 01.01.2004г. Степень выработанности запасов к тому времени составила 94% при безводной годовой добыче нефти 37 тыс.т.
По уточненной геологической модели залежь приобрела коробчатое строение. В результате площадь нефтеносности увеличилась с 1212тыс.м2 до 1576тыс.м2, при этом средневзвешенная нефтенасыщенная толщина возросла до 62,7м против прежней 52м, объем залежи увеличился на 35365тыс.м3 и составил 98819тыс.м3 вместо 63454тыс.м3. Средняя глубина залегания продуктивного пласта 2600м. Залежь нефти приурочена к ловушке массивного типа высотой более 160м. Уверенно обозначилось крутое юго-восточное крыло рифового массива и более пологое северо-западное. Скв.13 зафиксировала сравнительно плавное падение склона рифа в южном направлении.
Начальное положение водонефтяного контакта, принятого по результатам опробования скв. 2 на абсолютной отметке минус 2478,5м (нижняя дыра перфорации), осталось без изменения.
Линейные размеры залежи составили 1,8 х 0,93км (против прежних 1,55 х 0,7км), этаж нефтеносности 160,9м.
В нефтенасыщенную толщину включена вся толща евлановско-ливенских доломитов до ВНК. Это подтверждается исследованиями скв.13 индикаторным методом по радону, где наблюдается эффект приращения гамма активности на кривой ГК по всему вскрытому разрезу после воздействия радоном несмотря на очень низкую пористость в данной скважине.
Нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 31,8м (скв. 40) до 160,9м (скв.11). Средневзвешенная по площади нефтенасыщенная толщина, подсчитанная по карте эффективных нефтенасыщенных толщин в поле запасов категории В равна 110,6м; категории С1 - 53,5м, в целом по залежи - 62,7м. Характеристика толщин представлена в таблице 1.1.
Таблица 1.1
Характеристика толщин продуктивного пласта евлановско-ливенского горизонта Демьяновского месторождения
|
Толщина |
Наименование |
По пласту |
|
|
в целом |
|||
|
Общая |
Средняя, м |
102,4 |
|
|
Коэффициент вариации, доли ед. |
0,51 |
||
|
Интервал изменения, м |
33,4 - 188,6 |
||
|
в т.ч. |
|||
|
Нефтенасыщенная |
Средняя, м |
86,2 |
|
|
Коэффициент вариации, доли ед. |
0,55 |
||
|
Интервал изменения, м |
31,8 - 160,9 |
||
|
Эффективная |
Средняя, м |
102,4 |
|
|
Коэффициент вариации, доли ед. |
0,51 |
||
|
Интервал изменения, м |
33,4 - 188,6 |
||
Вследствие того, что вся толща продуктивных отложений является коллектором, коэффициенты эффективной толщины (коэффициент «песчанистости») и расчлененности равны единице (таблица 1.2).
Таблица 1.2
Статистические показатели характеристик неоднородности продуктивного пласта евлановско-ливенского горизонта Демьяновского месторождения
|
Количество скважин, используемых для определения |
Коэффициент эффективной толщины, доли ед. |
Коэффициент расчлененности, доли ед. |
Коэффициент литологической связанности |
|||
|
среднее значение |
коэффициент вариации, % |
среднее значение |
коэффициент вариации, % |
|||
|
7 |
1 |
- |
1 |
- |
Литологически продуктивный пласт представлен чистыми от глинистого материала реликтово-органогенно-обломочными, реликтово-биогермными доломитами светло-серыми до белого, прослоями серыми и бурыми, мелко-, крупнозернистыми с минеральными трещинами, кавернозными. Каверны причудливой формы размером до 2-3мм, образованные органическими остатками. Значительная роль в формировании фильтрационно-емкостных свойств коллекторов принадлежит постседиментационным процессам растворения и выщелачивания породообразующего материала. Емкостное пространство имеет сложное строение и определяется различным сочетанием пор, каверн и трещин. Тип коллектора порово-каверновый-трещинный и каверново-поровый-трещинный.
1.6 Коллекторские свойства пласта
Емкостные и фильтрационные свойства пласта изучены по данным геофизических исследований скважин, материалам керна и по гидродинамическим исследованиям скважин.
Разрез евлановско-ливенских отложений сложен вторичными доломитами. По результатам химических анализов среднее содержание доломита 88,62%, кальцита 3,85%, нерастворимого остатка 6,45%.
Коллекторские свойства по керну изучались на малых и больших образцах. Коэффициент пористости изменяется от 0,009 (скв.13) до 0,127 (скв.11), в среднем по учтенным образцам составляет 0,029. Проницаемость изменяется от 0,00001 до 0,0417 мкм2, в среднем по учтенным определениям составляя 0,003 мкм2. Коэффициент остаточной водонасыщенности с учетом каверн в среднем по учтенным образцам составил 0,20 .
Пористость и нефтенасыщенность оценены по ГИС с учетом петрофизических зависимостей, полученных по керну. По данным геофизических исследований пористость по скважинам изменяется от 2,5% (скв.41) до 12,0% (скв.2), среднее значение по залежи составило 7%. Нефтенасыщенность по ГИС колеблется в пределах 70,0% (скв.41) - 92% (скв.2), среднее по залежи - 84 %.
При подсчете запасов пористость и нефтенасыщенность приняты исходя из распределения данных параметров в объеме залежи при построении трехмерной геологической модели в программном комплексе «Landmark», составившие 7,44 и 83,0% соответственно. Пористость получилась на 0,44% больше принятой ранее среднеарифметической величины 7%, нефтенасыщенность - на 8% меньше принятой ранее 91%, причем по категории В она составила 84,7%, по категории С1 - 82,4%.
Проницаемость по гидродинамическим исследованиям скважин изменяется от 0,016мкм2 (скв.11) до 0,058мкм2 (скв.5), средняя по залежи 0,038мкм2.
Эксперименты по определению коэффициента вытеснения нефти пластовой водой выполнены на модели пласта, составленной из керна евлановско-ливенского горизонта Демьяновского месторождения. Скорость вытеснения нефти в безводный период составляла 15м/год, в водный - 150м/год. Перепад давления в безводный период 0,045 МПа, в водный - 0,257 МПа. Безводный коэффициент вытеснения нефти составил 57,5%, конечный 68,5% /52/.
Характеристика коллекторских свойств евлановско-ливенских продуктивных отложений представлена в таблице 1.3, статистические ряды распределения проницаемости в таблице 1.3.
Таблица 1.3
Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности продуктивного пласта евлановско-ливенского горизонта Демьяновского месторождения
|
Метод определения |
Наименование |
Проницаемость, мкм2 |
Пористость, доли ед. |
Начальная |
Насыщенность связанной водой, доли ед. |
||
|
нефтенасыщенность, доли ед. |
газонасыщенность, доли ед. |
||||||
|
Лабораторные исследования керна |
Количество скважин, шт. |
4 |
4 |
4 |
4 |
||
|
Количество определений, шт. |
40 |
49 |
41 |
41 |
|||
|
Среднее значение |
0,003 |
0,029 |
0,80 |
0,20 |
|||
|
Коэффициент вариации, доли ед. |
2,46 |
0,63 |
0,13 |
0,51 |
|||
|
Интервал изменения |
0,00001-0,0417 |
0,009-0,127 |
0,57-0,99 |
0,01-0,43 |
|||
|
Геофизические исследования скважин |
Количество скважин, шт. |
- |
7 |
6 |
- |
6 |
|
|
Количество определений, шт. |
- |
7 |
6 |
- |
6 |
||
|
Среднее значение |
- |
0,0744 |
0,83 |
- |
0,17 |
||
|
Коэффициент вариации, доли ед. |
- |
0,42 |
0,1 |
- |
0,47 |
||
|
Интервал изменения |
- |
0,0250 - 0,1200 |
0,70 - 0,92 |
- |
0,08 - 0,26 |
||
|
Гидродинамические исследования скважин |
Количество скважин, шт. |
2 |
|||||
|
Количество определений, шт. |
5 |
||||||
|
Среднее значение |
0,067 |
||||||
|
Коэффициент вариации, доли ед. |
0,75 |
||||||
|
Интервал изменения |
0,007 - 0,136 |
||||||
|
Принятые при проектировании значения параметров |
0,067 |
0,0744 |
0,83 |
0,17 |
|||
|
Таблица1.4 Статистические ряды распределения проницаемости продуктивного пласта евлановско-ливенского горизонта Демьяновского месторождения |
|||||||
|
№№ п/п |
По данным гидродинамических исследований |
По данным лабораторного изучения керна |
|||||
|
Интервалы изменения, мкм2 |
Число случаев, % |
Интервалы изменения, мкм2 |
Число случаев, % |
||||
|
1 |
< 0,01 |
20 |
0,00001-0,0001 |
28 |
|||
|
2 |
0,01-0,1 |
40 |
0,0001-0,001 |
35 |
|||
|
3 |
> 0,1 |
40 |
0,001-0,01 |
33 |
|||
|
4 |
> 0,01 |
5 |
|||||
|
Всего: |
100 |
100 |
1.7Свойства и состав нефти, газа и воды
Физико-химические свойства и состав нефти и растворенного газа изучались по глубинным и поверхностным пробам.
Глубинные пробы нефти отобраны из трех скв. 2, 5, 11. Поверхностные пробы в семи скв.- 2, 5, 11, 13, 36, 40, 41.
Глубинные пробы нефти из скважин отбирались пробоотборниками из интервалов глубин 2515-2672м при температуре пласта 74-780С, пластовом давлении 27,0-27,1МПа, давлении насыщения 13,7-15,6МПа. Поверхностные пробы отбирались при опробовании ИПТ, на устье скважин.
Физико-химические свойства нефти и растворенного газа изучались в пластовых и стандартных условиях.
В пластовых условиях плотность нефти изменяется от 660 до 682 кг/м3, средняя величина 674кг/м3; вязкость - от 0,43 до 0,86мПа*с, средняя 0,62мПа*с. Пластовая температура, начальное пластовое давление и давление насыщения составили 76оС; 27,7 МПа и 14,7 МПа соответственно. Газосодержание пластовой нефти по анализу глубинных проб скв. 2, 5, 11 в среднем равно 231м3/т, усадка нефти составляет 34%, изотермическая сжимаемость - 0,00204 1/МПа. Нефть, разгазированная при атмосферном давлении и 200С, имеет плотность 805кг/м3; вязкость - 2,7-2,89мПа*с, температура застывания от минус 3 до минус 130С.
При дифференциальном разгазировании (таблица1.4) глубинных проб нефти при пластовой температуре плотность сепарированной нефти изменяется от 800 кг/м3 до 805 кг/м3, при среднем значении 802кг/м3. Объемный коэффициент варьирует в пределах 1,46-1,52, в среднем составляя 1,49.
|
Свойства нефти, газа и воды евлановско-ливенского горизонта |
|||||
|
Таблица 1.5 |
|||||
|
Наименование |
Количество исследованных |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
||
|
скважин |
проб |
||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
|
а) Нефть |
|||||
|
Давление насыщения газом, МПа |
3 |
3 |
13,7-15,6 |
14,7 |
|
|
Газосодержание при однократном |
|
разгазировании, м3/т |
3 |
3 |
220,0-250,7 |
231 |
|
|
Объемный коэффициент при однократном |
|||||
|
разгазировании, доли ед. |
не опр |
||||
|
Газосодержание при дифференциальном |
|||||
|
разгазировании в рабочих условиях, м3/т |
|||||
|
Р1 = 13 МПа Т1 = 78 оС |
1 |
1 |
27,8 |
||
|
Р2 = 10,9 Т2 = 78 |
1 |
1 |
16,7 |
||
|
Р3 = 7,1 Т3 = 78 |
1 |
1 |
29,6 |
||
|
Р4 = 3,2 Т4 = 78 |
1 |
1 |
38,7 |
||
|
Р5 = 1 Т5 = 78 |
1 |
1 |
21,9 |
||
|
Р5 = 0,1 Т5 = 78 |
1 |
1 |
38,5 |
||
|
Суммарное газосодержание, м3/т |
1 |
1 |
173,2 |
||
|
Объемный коэффициент при дифференциальном |
|||||
|
разгазировании в рабочих условиях, доли ед. |
3 |
3 |
1,46-1,52 |
1,49 |
|
|
Плотность, кг/м3 |
3 |
3 |
660-682 |
674 |
|
|
Вязкость, мПа.с |
3 |
3 |
0,43-0,86 |
0,62 |
|
|
Температура насыщения парафином, оС |
не опр |
||||
|
б) Пластовая вода |
|||||
|
Газосодержание, м3/т |
не опр. |
||||
|
- в т.ч. сероводорода, м3/т |
2 |
2 |
не обнар. |
||
|
Объемный коэффициент, доли ед. |
1 |
1 |
1 |
||
|
Общая минерализация, г/л |
2 |
2 |
231,8 - 234,3 |
233 |
|
|
Плотность, кг/м3 |
2 |
2 |
1157 - 1165 |
1161 |
По промысловым данным газовый фактор составил 174 м3/т (отношение добытого растворенного газа к фактической добыче нефти), который и принят для подсчета запасов растворенного газа.
Растворенный газ отбирался на поверхности, а также при однократном и дифференциальном разгазировании пластовых нефтей (Таблица 1.6) Нефтяной газ содержит 60,24% метана, 11,43% этана, 12,85% пропана. Плотность газа 1,143кг/м3, относительно воздуха 0,949. Концентрация гелия в растворенном газе 0,015% не представляет промышленного интереса. Сероводород отсутствует.
Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти евлановско-ливенского горизонта
Таблица 1.6
|
Компоненты |
При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях |
При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях |
Пластовая нефть |
||||||||
|
выделившийся газ |
нефть |
выделившийся газ |
нефть |
||||||||
|
содержание |
содержание |
содержание |
содержание |
содержание |
|||||||
|
%% масс. |
%% моль |
%% масс. |
%% моль |
%% масс. |
%% моль |
%% масс. |
%% моль |
%% масс. |
%% моль |
||
|
Сероводород |
|||||||||||
|
Углекислый газ |
1,63 |
1,02 |
0,80 |
0,34 |
0,64 |
||||||
|
Азот+редкие |
2,21 |
2,19 |
3,19 |
0,46 |
1,37 |
||||||
|
в т.ч. гелий |
0,00 |
0,01 |
0,02 |
||||||||
|
метан |
35,57 |
61,19 |
59,49 |
7,48 |
38,64 |
||||||
|
этан |
12,39 |
11,37 |
0,05 |
0,28 |
11,69 |
2,63 |
7,28 |
||||
|
пропан |
17,99 |
11,28 |
0,38 |
1,55 |
12,84 |
4,08 |
7,69 |
||||
|
изобутан |
5,05 |
2,40 |
0,28 |
0,86 |
2,59 |
1,28 |
1,83 |
||||
|
н.бутан |
12,43 |
5,91 |
1,19 |
3,64 |
5,87 |
3,55 |
5,07 |
||||
|
изопентан |
5,02 |
1,92 |
1,24 |
3,07 |
1,59 |
2,04 |
2,35 |
||||
|
н.пентан |
4,32 |
1,65 |
1,79 |
4,42 |
1,26 |
2,32 |
2,67 |
||||
|
изогексан |
2,43 |
0,78 |
3,66 |
7,59 |
0,47 |
3,39 |
3,27 |
||||
|
н.гексан |
0,89 |
0,29 |
1,87 |
3,89 |
0,20 |
1,67 |
1,61 |
||||
|
гептан |
0,07 |
||||||||||
|
Остаток (С7+высшие) |
89,54 |
74,70 |
70,76 |
27,56 |
|||||||
|
Всего: |
100,00 |
100,00 |
100,00 |
100,00 |
100,00 |
100,00 |
100,00 |
||||
|
Молярная масса |
178 |
83 |
|||||||||
|
Молярная масса остатка |
27,9 |
214 |
214 |
||||||||
|
Плотность |
|||||||||||
|
газа, кг/м3 |
1,165 |
1,161 |
|||||||||
|
газа относительная (по воздуху), доли ед. |
0,967 |
0,963 |
|||||||||
|
нефти, кг/м3 |
805 |
674 |
Нефть малосернистая (0,12%), малосмолистая (2,46%), парафинистая (3,2%). Нефть легкая с большим содержанием низкокипящих фракций (начало кипения 450С, до 3000С выкипает 67% объемных фракций), вязкость динамическая при 200С - 2,76мПа*с, при 500С - 1,39мПа*с.
Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти евлановско-ливенского горизонта
|
Таблица 1.7 |
||||||
|
Наименование |
Количество исследованных |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
|||
|
скважин |
проб |
|||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
||
|
Вязкость динамическая, мПа*с |
||||||
|
при 20 0С |
3 |
3 |
2,70-2,89 |
2,76 |
||
|
50 0С |
1 |
1 |
1,39 |
|||
|
Вязкость кинематическая *10-6, м2/с |
||||||
|
при 20 0С |
5 |
7 |
2,60-3,60 |
2,90 |
||
|
50 0С |
5 |
7 |
1,60-1,90 |
1,90 |
||
|
Температура застывания, 0С |
3 |
3 |
-3-13 |
-9 |
||
|
Температура насыщения парафином, 0С |
||||||
|
Массовое содержание, % |
Серы |
1 |
1 |
0,12 |
||
|
Смол силикагелевых |
2 |
2 |
2,30-2,60 |
2,46 |
||
|
Асфальтенов |
1 |
1 |
0,10 |
|||
|
Парафинов |
1 |
1 |
3,20 |
|||
|
Солей |
||||||
|
Воды |
||||||
|
Мехпримесей |
||||||
|
Температура плавления парафина, 0С (температура кипения) |
4 |
6 |
39-52 |
45 |
||
|
Объемный выход фракций, % |
н.к.-100 0С |
4 |
6 |
13-20 |
16 |
|
|
до 150 0С |
4 |
6 |
32-37 |
34 |
||
|
до 200 0С |
4 |
6 |
46-48 |
47 |
||
|
до 250 0С |
4 |
6 |
50-59 |
56 |
||
|
до 300 0С |
4 |
6 |
66-70 |
67 |
||
|
Классификация нефти |
легкие, малосернистые, парафинистые. |
Физический и химический состав вод евлановско-ливенского горизонта Демьяновского месторождения не отличается от состава вод площадей Приволжской моноклинали в идентичных отложениях. Пластовые воды горизонта хлоркальциевого типа, минерализация составляет 233г/л, плотность воды 1161кг/м3, вязкость 0,7мПа.с, коэффициент метаморфизации Cl-Na составляет 5,39.
Содержание брома превышает промышленные концентрации (> 200мг/л) и составляет 808мг/л, йод не представляет промышленного интереса из-за содержания его в воде менее 10мг/л.
Содержание ионов и примесей в пластовой воде евлановско-ливенского горизонта
|
Таблица 1.8 |
|||||
|
Содержание ионов и примесей, мг/л |
Количество исследованных |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
||
|
скважин |
проб |
||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
|
Cl- |
2 |
2 |
144130 - 144030 |
144080,0 |
|
|
SO42- |
2 |
2 |
581,86 - 310,06 |
445,96 |
|
|
HCO3- |
2 |
2 |
122,0 - 30,5 |
76,25 |
|
|
Ca2+ |
2 |
2 |
25050,0 - 24400,0 |
24725 |
|
|
Mg2+ |
2 |
2 |
3404,8 - 2760,0 |
3082,4 |
|
|
Na+ + K+ |
2 |
2 |
58514,76 - 62739,84 |
60627,30 |
|
|
Примеси |
|||||
|
J - |
1 |
1 |
- |
8,9 |
|
|
Br - |
1 |
1 |
- |
808 |
|
|
рН |
1 |
1 |
- |
5 |
Запасы брома не оцениваются, что обосновано отсутствием освоенной технологии его извлечения, высокой себестоимостью продукции, небольшим количеством добываемой на месторождении воды.
Геолого-физическая характеристика нефтяной залежи евлановско-ливенского горизонта Демьяновского месторождения
|
Таблица 1.9 |
||
|
Параметры |
Значения |
Подобные документы
Геологическое строение нефтяного месторождения. Глубина залегания, нефтеносность и геолого-физическая характеристика пласта 1БС9. Изучение динамики фонда скважин и объемов добычи нефти. Анализ показателей разработки и энергетического состояния пласта.
контрольная работа [4,8 M], добавлен 27.11.2013Краткие сведения о месторождении, коллекторских свойствах пласта и физико-химических свойствах пластовых флюидов. Анализ состояния эксплуатационного фонда скважин объекта. Оценка правильности подбора оборудования в скважине Красноярского месторождения.
курсовая работа [213,9 K], добавлен 19.11.2012Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Анализ показателей разработки объекта АВ11-2 Самотлорского месторождения. Показатели работы фонда скважин. Разработка программы применения методов увеличения добычи нефти на проектный период.
дипломная работа [2,7 M], добавлен 07.06.2014Геолого-промысловая характеристика пласта П Лозового нефтяного месторождения. Капиллярные барьеры, аккумулирующие углеводороды. Составление капиллярно-гравитационных моделей залежей нефти и газа с целью их разведки и разработки. Анализ давлений пласта П.
курсовая работа [1,0 M], добавлен 05.05.2014Географическое расположение Сологаевского месторождения. Геолого-физическая характеристика объекта. Физико-химические свойства и состав нефти и воды. Анализ работы фонда скважин, оборудованных ЭЦН. Возможные причины отказов оборудования при эксплуатации.
курсовая работа [1,6 M], добавлен 10.09.2013Геологическое строение, характеристика коллекторских свойств, неоднородности и нефтегазонасыщенности пласта. Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти. Расшифровка фонда скважин. Аварийные работы при капитальном ремонте.
курсовая работа [1,4 M], добавлен 30.01.2014Геолого-физическая характеристика Вахского месторождения. Свойства и состав нефти, газа и воды. Анализ динамики добычи, структура фонда скважин и показателей их эксплуатации. Расчет экономической эффективности технологического варианта разработки.
дипломная работа [2,7 M], добавлен 21.05.2015Первомайское нефтяное месторождение. Геологическое строение района работ. Литологическая характеристика коллекторов продуктивного пласта. Гранулометрический и петрографический составы. Свойства пластового флюида. Запасы нефти и растворенного газа.
дипломная работа [693,9 K], добавлен 14.09.2014Описание геологического строения месторождения. Физико-химические свойства и состав свободного газа. Расчет количества ингибитора гидратообразования для процесса его добычи. Технологический режим работы скважины. Подсчет запасов газовой залежи пласта.
дипломная работа [1013,9 K], добавлен 29.09.2014Общие сведения о Барсуковском месторождении: геолого-эксплуатационная характеристика, тектоника, нефтегазоносность, свойства нефти, воды и газа. История проектирования месторождения. Состояние фонда скважин. Построение характеристик обводнения пласта.
дипломная работа [546,3 K], добавлен 21.09.2012Характеристика месторождения. Анализ показателей разработки объекта ЮВ1 Ван-Еганского месторождения, показателей работы фонда скважин и выполнения проектных решений. Характеристика проекта "Выполнение ГРП", его основные технико-экономические показатели.
дипломная работа [3,7 M], добавлен 11.03.2013Геологическое строение месторождения Акинген. Запасы нефти и растворенного газа. Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и их продуктивности. Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных горизонтов и их неоднородности.
дипломная работа [171,7 K], добавлен 08.02.2015Динамика и состояние разработки Сабанчинского месторождения. Анализ показателей разработки, фонда скважин. Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов. Характеристика методов воздействия на призабойные зоны пласта для интенсификации добычи нефти.
курсовая работа [749,4 K], добавлен 26.04.2014Методы расчета безводного периода работы скважин с учетом реальных свойств газа и неоднородности пласта. Газоконденсатоотдача залежей с подошвенной водой. Динамика накопленной добычи газа и вторжения воды в залежь Среднеботуобинского месторождения.
курсовая работа [877,6 K], добавлен 17.06.2014Геолого-физические характеристики объекта. Проект разработки по участку пласта Суторминского месторождения по методике Гипровосток-нефть. Схемы расстановки скважин, величина мгновенных дебитов скважин. Расчет зависимости доли нефти в продукции скважин.
курсовая работа [70,6 K], добавлен 13.01.2011Описание Хохряковского месторождения. Физико-химические свойства нефти газа и воды в пластовых условиях. Технология добычи нефти. Характеристика добывающего фонда скважин и базовые показатели эксплуатации. Расчет и подбор оборудования УЭЦН к скважине.
курсовая работа [663,7 K], добавлен 08.12.2015Характеристика стратиграфии и тектоники пластов Сарбайско-Мочалеевского месторождения, их нефтегазоводоносность и коллекторские свойства. Анализ обводненности скважин и выработки запасов нефти. Мероприятия для повышения эффективности разработки пласта.
курсовая работа [49,1 K], добавлен 11.02.2012Геологическое строение месторождения. Коллекторские свойства продуктивных объектов. Свойства и состав нефти, газа и воды. Схема разработки месторождения. Характеристика показателей способов эксплуатации скважин. Экономический эффект от внедрения якоря.
дипломная работа [3,0 M], добавлен 17.09.2012Геолого-физическая характеристика Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН". Коллекторские свойства продуктивных пластов, пластовых флюидов. Анализ фонда скважин, текущих дебитов и обводненности. Применяемые горизонтальные технологии на объекте разработки.
дипломная работа [1,3 M], добавлен 02.06.2010Геологическая характеристика Хохряковского месторождения. Обоснование рационального способа подъема жидкости в скважинах, устьевого, внутрискважинного оборудования. Состояние разработки месторождения и фонда cкважин. Контроль за разработкой месторождения.
дипломная работа [2,9 M], добавлен 03.09.2010
