Начиная изучение темы дипломной работы хотелось бы начать с основных понятий:

Одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ) - а. multi-lеvеl оil аnd gаs rесоvеry; н. Mеhrzоnеnfоrdеrung аus еinеr Sоndе; ф. еxрlоitаtiоn dеs рuits а раrtir dе dеux hоrizоns рrоductifs; и. еxрlоtаciоn dе роzоs simultаnеоmеntе-divididа, еxрlоtаciооn dе sоndео simultаnеоmеntе-divididа) - совместная эксплуатация двух и более продуктивных пластов одной скважиной. Применяется для добычи нефти (газа), а также для закачки воды - при заводнении нефтяных пластов, рабочих агентов - для повышения нефте- и конденсатоотдачи, газа - в процессе создания подземных хранилищ газа и др.

ПЛАСТ (а. sеаm, bеd; н. Flоz, Schicht; ф. соuchе, vеinе, bаnc, strаtе; и. cара, еstrаtо, filоn) - 1) геологическое тело, имеющее плоскую форму, при которой его мощность во много раз меньше размеры площади его распространения, обладающее однородными признаками и ограниченное большими или малыми параллельными поверхностями: верхней - кровлей и нижней - подошвой. Мощность пласта определяется по кратчайшему расстоянию между кровлей и подошвой.

Пласт может состоять из нескольких чем-либо связанных прослоев различных пород (например, пласт угля с прослоями аргиллитов). Термин "пласт" часто применяется по отношению к стратифицированным скоплениям полезных ископаемых (пласты угольные, нефтяные, рудные, водоносные и др.). Пласты слагаются осадочными, вулканогенно-осадочными или метаморфическими горными породами

2) Стратиграфическое обозначение свободного пользования. Литологически более или менее однородные, относительно маломощные отложения, отличающиеся какими-либо признаками и ясно отграниченные от ниже - и вышележащих отложений и занимающие определённое стратиграфическое положение в разрезе.

В скважину спускают специальное оборудование (установки), обеспечивающие транспортирование продукции каждого пласта на поверхность (или закачку с поверхности в каждый пласт) по самостоятельным (или совместному) каналам, независимое регулирование и отработку пластов, а также проведение исследований, операций по освоению и глушению каждого пласта, технологическое воздействие на его призабойную зону. Одновременно-раздельная эксплуатация скважины позволяет сократить затраты на разбуривание, обустройство и эксплуатацию месторождений. Технологические схемы одновременно-раздельной эксплуатации скважины классифицируют по количеству эксплуатируемых пластов; установки одновременно-раздельной эксплуатации скважины по конструктивному оформлению; с концентрическими, параллельными и одноколонными рядами насосно-компрессорных труб (HKT), а также с регулированием отбора или закачки продукции по каждому пласту. Условия эксплуатации (величина газового фактора, содержание газового конденсата, уровень пластовых давлений и температур, состав добываемой или закачиваемой продукции, наличие агрессивных примесей, песка, парафина, минеральных солей и т.д.) влияют на конструктивные особенности установок и технологические схемы одновременно-раздельной эксплуатации скважины.

Различают установки по добыче и по закачке. Первые в зависимости от способа добычи подразделяются на установки по добыче нефти и газа фонтанным или газлифтным (внутрискважинный газлифт) способами, а также добычи нефти глубинно-насосным или фонтанным и глубинно-насосным способами одновременно. Установки по закачке бывают с регулированием расхода на устье или на забое скважины. Добыча нефти из двух и трёх пластов фонтанным способом осуществляется установками с концентрическими и параллельными рядами HKT. Например, установка ЗУФК (трёхрядная установка фонтанная с концентрической подвеской HKT) обеспечивает эксплуатацию двух пластов, в продукции которых содержится парафин и песок; комплектуется тремя концентрическими рядами HKT (фонтанную арматуру дополняют двумя крестовинами). Добыча осуществляется по внутреннему и наружному HKT, средний ряд HKT и разобщитель пластов предназначены для операций по освоению скважины, глушению и др. Добычу газа из двух, трёх и более пластов фонтанным способом осуществляют установками с параллельными рядами HKT. В установках УГП (установки газовые с параллельными рядами HKT) в коррозионно-стойком исполнении предусмотрена возможность заполнения затрубного пространства ингибитором коррозии и гидратообразования, который подают в полость HKT через ингибиторный клапан. Для освоения скважины и промывки пробок используют циркуляционные клапаны. Независимое извлечение пакеров обеспечивается разъединителем колонн. Одновременно-раздельная эксплуатация скважины осуществляется также при газлифтной добыче нефти и газа (см. Газлифт), для чего скважину оборудуют установками внутрискважинного газлифта, например типа УВЛГ.

Одновременно-раздельная добыча нефти глубинно-насосным способом с использованием штанговых или электроцентробежных насосов осуществляется установками с параллельными рядами HKT (или один ряд HKT) по схемам с последовательно или параллельно соединёнными насосами, а также с одним насосом (в зависимости от условий эксплуатации предусмотрены многочисленные модификации установок).

Одновременно-раздельная эксплуатация скважин (нефтяных) одновременно фонтанным и глубинно-насосным способами осуществляют по схемам "фонтан - насос" (нижний пласт фонтанирует) и "насос - фонтан" (верхний пласт фонтанирует). В случае нефтяных пластов с малым газовым фактором используются установки УНФ и УФН. Здесь нефть и выделяющийся газ добывают по одной колонне HKT. При больших газовых факторах используют установки, в которых нефть и выделяющийся газ добывают по параллельным рядам HKT.

Одновременно-раздельная эксплуатация скважин при закачке, например воды одной скважиной в три пласта, осуществляется с автоматическим регулированием расхода закачиваемого агента на забое или устье скважины; изменение режима закачки производят без извлечения скважинного оборудования.

Многие газовые и газоконденсатные месторождения многопластовые. Разработка и эксплуатация таких месторождений возможна двумя методами. При первом методе каждый газовый пласт эксплуатируется самостоятельными сетками скважин, при втором - одновременно, но раздельно два или три пласта одной скважиной. Метод одновременной раздельной эксплуатации (ОРЭ) двух и более пластов одной скважиной имеет следующие технико-экокомические преимущества: уменьшается общее число добывающих скважин для разработки двух пластов; сокращается общая протяженность промысловых газосборных трубопроводов; ускоряется ввод в эксплуатацию новых газоконденсатных залежей; уменьшаются капитальные вложения в строительство скважин и поверхностное оборудование, сокращается численность обслуживающего персонала.

Выбор объектов для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной зависит от состава пластовых газов, разности давлений и температур газа в пластах, расстояния по вертикали между пластами, режима эксплуатации пластов.

Объединение возможно, если составы пластовых газов однотипны, разность давлений и температур невелика, расстояние между пластами не меньше 10 м, одинаковы режимы эксплуатации залежей.

Метод одновременной раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной затрудняет исследование пластов в этих скважинах, воздействие на призабойную зону с целью увеличения дебитов пластов, ремонтные работы в скважине, требует увеличения числа наблюдательных скважин и скважин для регулирования систем разработки пластов.

Для разобщения пластов в скважине при их одновременной раздельной эксплуатации применяют пакеры, разобщающие межтрубное кольцевое пространство между обсадной колонной и колонной НКТ. Пакер устанавливают ниже верхнего газоносного пласта и закрепляют внизу колонны НКТ. Газ из верхнего пласта отбирают по межтрубному пространству, из нижнего - по колонне НКТ.

Для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной на глубине 2000 - 3000 м и более в СевКавНИПИ-нефти разработана установка ГУЭ2ГП, обеспечивающая надежное разобщение газовых пластов при больших перепадах давлений и температур, независимое регулирование работы каждого пласта. Установка допускает эксплуатацию верхнего пласта по затруб-ному пространству, нижнего - по НКТ, а при необходимости эксплуатацию обоих пластов по НКТ.

Скважинная установка для эксплуатации двух газовых пластов (ГУЭ2ГП) одной скважиной показана на рис.1. Она состоит из гидравлического переключающего устройства (ГПУВ) Г и шлип-сового пакера П. Переключающее устройство предназначено для разобщения трубного и затрубного надпакерного пространств. Управляется устройство гидравлически при помощи шаров, спускаемых в скважину на проволоке через НКТ.

Устройство состоит из корпуса 5, в верхний конец которого ввернут сальник 8, а в нижний - переводник 1. Внутри размещен цилиндр 3, который прижат к упорному диску, опирающемуся на торец сальника. В корпусе сальника размещен подвижный поршень 4, который на нижнем конце имеет головку, образованную уплотняющими.

месторождение раздельная эксплуатация плас

Рис. 1 Скважинная установка для эксплуатации двух газовых пластов одной скважиной ГУЭ2ГП: а - схема размещения ГУЭ2ГП в скважине; б - переключающее устройство установки; 1 - переводник; 2, 9 - нижнее и верхнее седло соответственно; 3 - цилиндр; 4 - поршень; 5 - корпус; 6 - отверстия; 7 - кожух; 8 - сальник; 9 - седло

Исходя из вышесказанного целью моей дипломной работы является полный анализ Ново-Елховского месторождения с применением ОРЭ нескольких пластов одной скважиной, для достижения данной цели были решены следующие задачи:

· Проведен анализ геологической части данного месторождения

· Изучены оборудования применяемые на скважинах по данной схеме эксплуатации

· Техника безопасности, экологическая безопасность и охрана окружающей среды

· И поставлена задача изучить экономическую эффективность при данной схеме эксплуатации

1. Геологическая часть

В своей работе я провел изучение Ново-Елховского месторождения и для начала хотел бы провести общий анализ данного месторождения.

НГДУ "Елховнефть" разрабатывает Ново-Елховское нефтяное месторождение. Данное месторождение расположено на территории Альметьевского и Заинского районов, непосредственно к западу (2-3км) от Ромашкинского месторождения. Район имеет развитую инфраструктуру, обеспечен энергетическими мощностями, путями сообщения, рабочей силой. В тектоническом отношении месторождение приурочено к Акташско-Ново-Елховскому валу, структуре второго порядка, осложняющего склон Южно-Татарского свода. Промышленные скопления нефти приурочены к терригенным отложениям верхнего девона (пашийский, кыновский горизонты), карбонатам турнейского яруса, терригенной толще нижнего карбона (бобриковский и тульский горизонты), а также к карбонатам верей-башкирских отложений среднего карбона.

Наиболее крупными населёнными пунктами являются: Кичуй, Ново-Елхово, Аппаково.

Месторождение расположено в наиболее приподнятой части восточного Закамья, в пределах полого северо-западного склона Бугульминско-Белебеевской возвышенности, занимает часть водоразделов рек Шешма, Кичуй, Степной Зай. Реки имеют многочисленные притоки, но не судоходны. Протяжённость рек 120-300 км., площадь водосбора 1300-6200 км².

Рельеф местности сильно расчленён, холмист, склоны водоразделов изрезаны густой сетью оврагов. Значительная часть территории покрыта лиственными реже смешанными лесами. Климат умеренно континентальный.

По данным бурения осадочная толща представлена терригенно-карбонатными породами девонской, девонской, каменноугольной и пермской систем.

В составе Ново-Елховского месторождения выделено три площади разработки: Акташская площадь - 34 тыс. га., Ново-Елховская - 42 тыс. га. и Федотовская - 12 тыс. га.

Для водоснабжения нефтепромысловых объектов используется вода рек Камы, Кичуя, Шешмы, Степного Зая.

Энергоснабжение района осуществляется от Куйбышевской ГЭС, Уруссинской и Заинской ГРЭС, Нижне-Камской ГЭС.

Ново-Елховское месторождение разрабатывается с 1960г. и находится на IV, завершающей стадии разработки. Одним из важных вопросов, на сегодняшний день, для НГДУ Елховнефть является вопрос увеличения нефтеотдачи пластов, и, как следует из этого, вопрос о проведении мероприятий по увеличению производительности фонда добывающих и нагнетательных скважин.

2. Геолого-физическая характеристика месторождения

2.1 Геолого-физическая характеристика объекта залежи

На Ново-Елховской площади Ново-Елховского месторождения, по данным бурения, осадочная толщина представлена терригенно-карбонатными породами девонской, каменноугольной и пермской систем.

Девонская система, в составе среднего и верхнего отделов, залегает на глубинах 1280-1930 метров, и представлена в объеме четырех ярусов, от эйфельского и фаменского, и 14 горизонтов - от бийского до лебедянского включительно.

Отметки ВНК по скважинам в пределах площади колеблются от 1507,2 м до 1520,6 м. Средняя отметка составляет - 1514,5 2,5 м (таблица 2.1).

Размеры водонефтяной зоны (ВНЗ) различны: по верхним пластам площадь ВНЗ составляет 1-15% от площади нефтенасыщенных коллекторов, а в изолированных линзах она отсутствует. Ширина ВНЗ для пластов Д₀-б составляет от 400 до 1500 метров. Значительные по размерам ВНЗ отмечены по пластам нижнепашийского горизонта (в, г, д).

Таблица 2.1 - Средние отметки начального положения ВНК по блокам Ново-Елховской площади Ново-Елховского месторождения

Блок	Кол-во скв. с ВНК	Диапазон изменения	Средняя отметка
7	29	1510,9 - 1519,7	1516,2 2,2
8	76	1509,1 - 1520,6	1514,5 2,9
9+11	62	1510,8 - 1520,6	1515,6 2,4
10	21	1512,3 - 1517,0	1514,9 1,0
12	39	1513,0 - 1525,3	1516,4 1,7

Второй природный резервуар - терригенные отложения нижнего карбона и карбонаты турнейского яруса и верхнего девона.

В разрезе нижнего карбона выявлены залежи нефти в терригенных отложениях тульского и бобриковского горизонтов и в карбонатных коллекторах турнейского яруса.

В терригенной части нижнего карбона Ново-Елховского месторождения выделяются два самостоятельных объекта разработки - бобриковские и тульские пласты.

Из четырех пластов, выделенных на месторождении в отложениях тульского горизонта, продуктивными являются два: С_lтл₄ и С_lтл_2.

Пласт С_lтл₄ залегает над реперным тульским известняком и встречается только на севере месторождения - на Красноярском участке. На остальной части месторождения он представлен глинистыми разностями.

Пласт С_lтл₂ залегает в 2-3 м от подошвы тульского известняка и распространен на западе Ново-Елховской площади.

Между тульским известняком и пластом С_lтл₄ лежат глинистые породы толщиной 2-3 м. Ниже пласта С_lтл₂ разрез представлен пачкой глинисто-карбонатных пород толщиной 4-5 м.

Толщина тульского горизонта в целом составляет 10-12,8 метров и остается постоянной в пределах всего месторождения.

В отложениях бобриковского горизонта на Ново-Елховской площади выделяется один пласт и лишь в редких скважинах появляется 2-3 пласта, т.е. залежи нефти в бобриковских отложениях имеют, в основном, однопластовое строение.

Наибольшая толщина пластов бобриковского горизонта приурочена, как правило, к прогибам, наименьшая - к своду структуры. На размещение залежей нефти бобриковского горизонта по площади большое влияние оказывает литологический фактор. Коэффициент распространения коллекторов бобрикрвского горизонта составляет всего 0,38. Это указывает на то, что на большей части Ново-Елховского месторождения бобриковские пласты замещены глинистыми породами. Толщина продуктивной части пласта почти в 50% скважин не превышает 2 м. Залежи имеют небольшие размеры. Тип залежей пластовый со значительным литологическим ограничением.

Одной из особенностей геологического строения бобриковского горизонта, влияющей на процесс разработки, является наличие размыва елховских глин, а также частичный или полный размыв кизеловских известняков.

ВНК по залежам бобриковского горизонта погружется от залежи к залежи с юга на север. Средняя абсолютная отметка ВНК по залежам нефти бобриковского горизонта Ново-Елховской площади равна - 870,7 м.

Карбонатные породы турнейского яруса обладают довольно высокой степенью неоднородности и сложены чередующимися проницаемими и непроницаемыми породами, не выдержанными по площади и разрезу, в результате чего не имеют пластового характера. В основании кизеловско-черепецкого комплекса залегает хорошо выдержанный пласт, представленный плотными карбонатными породами, толщина его выдержана по площади и составляет 4 м.

Отложения турнейского яруса представлены известняками комковатой структуры. Тип коллектора преимущественно поровый, порово-трещинный. Залежи нефти турнейского яруса приурочены к структурам III порядка, имеющим небольшие размеры. Эти поднятия делятся на два вида: малоамплитудные (10 - 15 м) и высокоамплитудные по ширине - от 1 до 5 км. Иногда поднятия объединяются в единые валообразные структуры, в следствие чего залежи имеют длину до 11 км.

Залежи верхнетурнейского и нижнетурнейского подяруса в большинстве случаев имеют единый ВНК. Глубина залегания турнейских отложений изменяется от 956 до 1142 м.

В зонах распространения "врезов", где часть турнейских отложений размыта, в контуре нефтеносности резко сокращены или полностью отсутствуют эффективные нефтенасыщенные пропластки.

Третий природный резервуар - глинисто-карбонатные отложения верейского горизонта и карбонаты башкирского яруса. Залежи нефти, также как и во втором природном резервуаре, приурочены к небольшим локальным поднятиям, совпадающим в плане друг с другом по этажам, размеры залежей до 25 км², высота залежей до 60 м, нефть тяжелая (915 - 940 кг/м³), высоковязкая (до 80 мПас).

Таким образом, осадочная толща на Ново-Елховской площади представлена терригенно-карбонатными породами девонской, каменноугольной и пермской систем. Основными эксплуатационными объектами месторождения являются отложения кыновского (пласт Д₀) и пашийского горизонта (Д_I) нижнефранского подъяруса верхнего девона, представленные переслаиванием песчаных, песчано-алевритовых и аргиллитовых пород. Значительные запасы нефти также выявлены в разрезе нижнего карбона в терригенных отложениях тульского и бобриковского горизонтов и в карбонатных коллекторах турнейского яруса.

2.2 Нефте-, газо-, и водонасышенность

Основными объектами разработки на Ново-Елховской площади являются терригенные отложения кыновского и пашийского горизонтов франского яруса верхнего девона - горизонты Д₀ и Д₁ по промысловой индексации. Сложены они песчаниками, алевролитами и аргеллитами, переслаивающимися между собой и переходящими друг в друга. Откладывались они в условиях прибрежно-морских и дельтовых фаций. Минеральный состав - кварцевый, в небольшом количестве присутствуют пелитизированные серпицитизированные полевые шпаты. По гранулометрии - в составе преобладают две фракции: мелкозернистая псаммитовая и крупнозернистая алевролитовая, находящиеся на границе песчаников и алевролитов.

Гранулометрический состав песчаников и алевролитов по территории площади и разрезу продуктивных отложений одинаков, т.е. по литологии пласты объекта неотличимы.

Обоснование кондиций коллекторов и их классификация проведена по методике с применением взаимной парной корреляции по следующим параметрам: пористость, проницаемость, глинистость, остаточная водонасыщенность, остаточная нефтенасыщенность, удельный дебит по нефти, коэффициент вытеснения нефти водой (таблица 2.2.1.2).

Одной из главных особенностей геологического строения объекта является его расчлененность, которая на площади достаточно высока: в разрезе выделяются до 9-10 пластов, а для нефтенасыщенной части разреза 6-9 пластов.

Детальная корреляция разрезов скважин с использованием номограмм показала, что в разрезе четко выделяется 7 зональных интервалов, к которым приурочены пласты объекта. Индексация их принята такой же, как и на всем юго-востоке Татарстана: сверху вниз - Д_{0 (}кыновский горизонт), а, б₁, б₂₊₃ (верхнепашийский подгоризонт), в, г, д.

Пласты девонских отложений обладают малой толщиной, но сравнительно хорошими емкостно-фильтрационными свойствами (таблица 2.2.1.1).

Таблица 2.2.1.1 - Средневзвешенные параметры коллекторов Ново-Елховской площади Ново-Елховского месторождения

Пласты	Класс коллектора	Нефтенасыщенная толщина, м	m, %	Кн, %	К,10-3 мкм2
Д0	1	2,5	16	82	140
	2	3,6	20	87	500
А	1	1,9	16	82	140
	2	2,4	20	87	500
б1	1	2	16	82	140
	2	3	20	87	500
б2+3	1	2,4	16	82	140
	2	3,9	20	87	500
В	1	1,9	16	82	140
	2	3	20	87	500
Г	1	4,5	16	82	140
	2	6,1	20	87	500
Д	1	1,8	16	82	140
	2	2,3	20	87	500

Таблица 2.2.1.2 - Граничные значения пород-коллекторов и их классификация для горизонтов Д₀ и Д₁ Ново-Елховского месторождения

Параметры	Не коллектор	Коллектор
	Аргиллиты, алевр-ты, мелко и ср. зернистые, глинистые	1 класс низкопрониц. или низкопродуктивные	2 класс хорошопрониц. или высокопродуктивные
		Крупнозернистые и мелкозернистые песчаники	Мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты
1	2	3	4
Пористость m, %	менее 14	14-18	более 18
Проницаемость, К, 10-3 мкм2	менее 70	70-200	более 200
Нефтенасыщенность, КН, %	менее 70	70-85	более 85
Глинистость, КГЛ, %	более 5	5-2,5	менее 2,5
Динамическая нефтенасыщ-ть КН, %	менее 10	10-16	более 16
Коэффициент вытеснения КН, %	-	68-72	72-85
Удельный дебит, т/сут·м	менее 0,5	0,5-2,0	более 2,0

2.3 Толщина пластов

Общая толщина отложений горизонта Д_I составляет в среднем 28,9 м, общая нефтенасыщенная толщина - 14,2 м, а средняя эффективная нефтенасыщенная - 6,9 м. Общая толщина отложений кыновского горизонта составляет 16,4 м, а эффективная нефтенасыщенная - 3,1 м. Анализ толщин по отдельным пластам указывает на наличие различий средних нефтенасыщенных толщин как по пластам, так и группам коллекторов (таблица 2.2.2.1). Наименьшей средней нефтенасыщенной толщиной (около двух м) характеризуются пласты "а" и"б₁", а по другим пластам она составляет около трех метров. Сопоставление толщин по группам коллекторов указывает на то, что в целом нефтенасыщенная толщина пластов, представленных высокопродуктивными коллекторами выше, чем по группе высокопродуктивных глинистых и малопродуктивных. Для водонасыщенных характерна такая же тенденция.

Таблица 2.2.2.1 - Толщины пластов

Пласты	Нефтенасыщенная / водонасыщенная толщина, м	Всего по пласту
	группы пород
	I	(I)	2
Д0	3,2 /2,7	1,8/3,9	1,8/2,2	3,1/2,8
ДI а	1,8/1,6	1,4/1,3	1,2/1,4	1,5/1,5
ДI б1	2,1/2,0	1,5/1,6	1,3/1,6	1,8/1,9
ДI б2+3	3,7/3,4	2,0/2,0	1,9/1,8	3,2/3,1
ДI в	2,6/2,5	1,4/1,5	1,6/1,7	2,5/2,3
ДI г	3,9/6,9	2,3/3,0	1,7/2,6	3,9/6,7
ДI д	2,1/3,2	0/2,4	0/2,0	2,1/3,0

О степени гидродинамической связанности продуктивных пластов может свидетельствовать и толщина глинистых разделов между ними (таблица 2.2.2.2). Минимальная толщина раздела между всеми пластами составляет 0,4м.

Таблица

2.2.2.2 - Характеристика глинистых разделов между пластами

Толщина	Толщина глинистых разделов, м
	Д0 - а	а - б1	б1 - б2+3	б2+3 - в	в - г	г - д
Количество	240	147	301	607	309	251
Минимальная	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4
Максимальная	13,4	4,6	5	7,6	7,6	12
Средняя	3	1,2	1,3	3,6	1,9	3,4

Максимальная толщина раздела установлена между пластами "Д₀" и "а" (13,4 м), а между пластами пашийского горизонта изменяется от 4,6 м до 12,0 м. Средняя толщина раздела изменяется от 1,2 до 3,6 м.

2.3.1 Показатели неоднородности пластов

Рассматриваемые отложения отличаются неоднородным строением как по разрезу, так и по площади, о чем свидетельствуют данные таблиц 2.2.3.1 и 2.2.3.2

Таблица 2.2.3.1 - Статистические показатели характеристик неоднородности. Коэффициенты песчанистости и расчлененности

Горизонт (пласт)	Коэффициент песчанистости (в целом / по продукт. части), д. ед.	Коэффициент расчлененности, (в целом / по продукт. части), д. ед.
	кол-во скважин	среднее значение	коэфф. вариации	кол-во скважин	среднее значение	коэфф. вариации
кыновский (Д0)	709/643	0,365/ 0,330	0,25/0,22	707/699	1,13/1,12	0,329/0,329
пашийский (ДI)	790/444	0,565/ 0,465	0,327/1,944	790/446	3,53/2,75	0,402/0,509

Таблица 2.2.3.2 - Зональная неоднородность пластов

Пласты	Вероятность вскрытия коллектора, д. ед.	Коэффициент выдержанности, д. ед.	Коэффициент сложности, д. ед.
Д0	0,511	0,835	7,027
ДIа	0,321	0,45	15,571
ДIб1	0,505	0,604	14,17
ДIб2+3	0,78	0,876	7,422
ДIв	0,585	0,757	10,988
ДIг	0,967	0,987	2,585
ДIд	0,668	0,704	9,371

В таблице 2.2.3.1 значения коэффициентов песчанистости (К_пес) и расчлененности (К_р) представлены как в целом по кыновскому и пашийскому горизонтам, так и по их продуктивной части. Можно отметить, что приведенные показатели вполне закономерно различаются при общей характеристике объекта. Так, например, песчанистость в целом по пашийскому горизонту в целом равна 0,565, а по его продуктивной части - 0,465; по кыновскому горизонту, соответственно, 0,365 и 0,330. При анализе величин К_р видно, что, по пашийскому горизонту этот коэффициент в целом составляет 3,5, а по продуктивной части - 2,8, т.е. в среднем в каждой из скважин площади при бурении вскрывалось от 3 до 4 продуктивных пластов. По кыновскому горизонту эти величины равны, соответственно, 1,13 и 1,12, т.е. в большей части скважин вскрывался один пласт. В пределах продуктивной части значительно различаются показатели зональной неоднородности по пластам изучаемого объекта (таблица 2.2.3.2). Так, вероятность вскрытия коллектора по пластам изменяется в пределах от 0,321 до 0,967, а коэффициент выдержанности - от 0,450 до 0,987. Коэффициент сложности изменяется по пластам в довольно широких пределах (от 2,585 до 15,571).

2.4 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

Изучение свойств нефти и растворенного газа Ново-Елховского месторождения проводилось в ТатНИПИнефть и в ЦНИЛе объединения "Татнефть". Исследования пластовой нефти проводились на установках СКБ-5 (1957-65 г. г.), УИПН-2 и АСМ-300. Анализ газов выделенных при разгазировании нефти, проводился на аппаратах ВТИ-2, ЦИАТИМ-51У и хроматографах. Анализ поверхностных проб нефти выполнялся по существующим ГОСТам при стандартных условиях (20 ⁰С и 760 мм. рт. ст.).

Нефть терригенных отложений девона Ново-Елховской площади сернистая (0,5-2 %), среднепарафинистая (1,5-6 %), содержание фракций выкипающих до 350 ⁰С (30-45 %), маловязкая (до 4 мПа•с). Различия в свойствах нефти между горизонтами Д₀ и Д₁ хотя и имеются, но несущественны. Данные о средних параметрах основных свойств пластовой и поверхностной нефти приведены в таблице 2.3.1.

Таблица 2.3.1 - Средние параметры основных свойств пластовой и поверхностной нефти по Ново-Елховской площади

Параметры	Среднее значение
Давление насыщения, МПа	8,24
Газосодержание, м3/т	53,5
Пересчетный коэффициент	0,8795
Вязкость пл. нефти, мПа·с	3,97
Плотность пов. нефти, кг/м3
Д0	862
Д1	863
Содержание серы, % вес	1,6

Для залежей нефти, по которым могут быть рассмотрены варианты разработки на режимах истощения, приводятся зависимости газосодержания (г), объемного коэффициента (b) и вязкости нефти (м) от давления (р) при пластовой температуре (рисунок 2.3.1).

Рисунок 2.3.1 - Гидродинамические характеристики Ново-Елховской площади, пашийского горизонта

Нефти турнейского яруса по Ново-Елховской площади имеют следующие свойства: давление насыщения нефти изменяется от 1,5 до 5 МПа, среднее значение равно 3 МПа; газовый фактор равен 9,8 м³/т; вязкость пластовой нефти изменяется от 17,5 до 65,9 мПа·с, среднее значение равно 22,9 мПа·с; объемный коэффициент изменяется от 1,011 до 1, 067, среднее значение равно 1,0455; плотность дегазированной нефти при дифразгазировании изменяется от 886 до 912 кг/м³, среднее значение - 903 кг/м³; вязкость поверхностной нефти при 20⁰С изменяется от 24,5 до 207,8 мПа·с, среднее значение - 85,4 мПа·с; при 50⁰С вязкость изменяется от 13,8 до 60,3 мПа·с, среднее значение - 24,1 мПа·с; содержание серы изменяется от 1,6 до 3,1%, среднее значение - 2,7. При разгонке нефти получено фракций до 100⁰С - 4,5%; до 200 ⁰С - 22,4%; до 350⁰С - 45,4%.

Параметры пластовой нефти бобриковского горизонта на Ново-Елховской площади изменяются в следующих пределах: давление насыщения от 2,03 до 6,8 МПа, среднее значение 4,1 МПа; средняя величина газового фактора составляет 13,4 м³/т; вязкость изменяется от 14,8 до 69,3 мПа·с, среднее значение составляет 31,5 мПа·с; плотность дегазированной нефти при дифразгазировании изменяется от 880 до 918кг/м³, средняя величина равна 905кг/м³; средняя величина объемного коэффициента составляет 1,0466, содержание серы в нефти изменяется от 1,5% до 3%, в среднем равно 2,6%, вязкость поверхностной нефти при 20⁰С равна - 162,6 мПа·с; при 50⁰С - 39,8мПа·с. При разгонке нефти получено фракций до 100⁰С - 5,5%; до 200⁰С - 22,9%; до 350⁰С - 42,8%.

Нефти тульского горизонта по Ново-Елховской площади имеют следующую характеристику: давление насыщения по горизонту изменяется от 1,1 до 5 МПа, среднее 1,8 МПа; газовый фактор равен 6,1 м³/т; вязкость изменяется от 20,6 до 68,3 мПа·с, среднее значении - 28,6 мПа·с; объемный коэффициент изменяется от 1,027 до 1,072, среднее значение 1,0466; плотность дегазированной нефти при дифразгазировании изменяется от 891 до 949 кг/м³, среднее значение - 905 кг/м³; содержание серы изменяется от 2,2 до 3%, среднее значение - 2,9%. При разгонке нефти получено фракций до 100⁰С - 6,2%; до 200⁰С - 24,9%; до 350⁰С - 44,9%.

Таким образом, по данным исследования поверхностных и пластовых нефтей нижнего карбона, изменчивость основных параметров нефти по горизонтали небольшая. По своим физико-химическим характеристикам нефти нижнего карбона являются высокосернистыми, вязкими, выход фракций выкипающих до 350⁰С - от 35 до 45%.

Водоносность продуктивных отложений верхнего девона приурочена к песчано-алевролитовым пластам пашийского и кыновского горизонтов. Дебиты скважин колеблются от 7 до 92 м³/сут при понижении уровня воды в скважинах на 370-400 метров от устья. Наименьшая водообильность приурочена к горизонту Д₀, в связи с небольшой толщиной пластов и их линзовидным, полосообразным распространением.

Подземные воды горизонтов Д₀ и Д₁ представляют собой хлоркальциевые рассолы (по В.А. Сулину) с плотностью 1180-1190 кг/ м³ и вязкостью в пластовых условиях 1,22-1,5 мПас. Общая минерализация составляет 250-300 г/л. Из микрокомпонентов присутствует бром 605-823 мг/л; йод 6,6-10 мг/л; аммоний 173-200 мг/л; бор 9-18 мг/л. Нафтеновые кислоты, сероводород не обнаружены.

Газовый состав подземных вод азотно-метановый, газонасыщение вод составляет 240-460 см³/л, наибольшее газонасыщение приурочено к зонам ВНК.

Единство химического и газового состава подземных вод, примерно одинаковые статистические уровни в скважинах, вскрывших горизонты Д₀ и Д₁ свидетельствуют об одинаковых условиях формирования качественного состава вод и наличии хорошей гидродинамической связи между горизонтами.

В отложениях турнейского яруса водоносными являются трещиноватые и кавернозно-трещиноватые известняки и доломиты. Дебит скважин колеблется от 3 до 18 м³/сут при динамических уровнях до 800 м. Статические уровни устанавливаются на абсолютных отметках +20-22 м. Режим залежи упруговодонапорный.

По химическому составу подземные воды относятся к хлоркальциевому типу (по В.А. Сулину), пластовое давление колеблется в пределах 11-13,2 МПа. Температура пластовой воды - 25-27⁰С. Для них характерен следующий ионно-солевой состав (в моль/м³): CL ^- 4858,94; SО₄ ^- 0,38; HCО₃ ^- 0,73; Cа⁺⁺ - 521,5; Mg⁺⁺ - 163,82; K⁺ + Nа^{+ -} 3496,57. Плотность вод составляет 1166,9-1192 кг/м³ (в среднем 1190,0), вязкость - 1,73-2,00 мПа. с (в среднем 1,96); газонасыщенность вод равна в среднем 0,35 м³/т, объемный коэффициент - 0,9997. Упругость газа составляет 5,0 - 10,0 мПа, Газовый состав вод - азотно-метановый.

Таблица 2.3.2 - Содержание ионов и примесей в пластовой воде пашийско-кыновских отложений

Содержание ионов, моль/м3 и примесей, г/м3	Количество исследований	Диапазон изменения	Среднее значение
	скважин	проб
Cl - -	93	93	4122,96 - 5334,74	4858,94
SО - -4	93	93	0,01 - 3,27	0,38
НСО3	93	93	0,02 - 1,88	0,73
Cа++	93	93	446,39 - 601,52	521,5
Mg++	93	93	98,0 - 202,27	163,82
К+ + Nа+	93	93	2747,81 - 4009,66	33496,57
Примеси			не опр.	не опр.
рН	93	20	3,70 - 6,70	4,93

Общая минерализация составляет 234,2-244,5 г/л., плотность - 1163,4 - 1165,6 кг/м³, вязкость - 1,70-1,74 мПа·с, газонасыщенность достигает 0,05 - 0,45м³/т. Состав газа - метано-азотный. Объемный коэффициент равен 1,001.

В бобриковско-тульских отложениях водоносными являются песчаники и алевролиты. Дебит скважин колеблется от 2 до 25м³/сут при динамических уровнях до 800м, статические уровни устанавливаются на абсолютных отметках +20 - 40м. Начальное пластовое давление находится в пределах 10-12МПа, температура воды не превышает 25⁰С. Состав газа - метано-азотный. Газонасыщенность составляет 0,18-0,35м³/т. Объемный коэффициент равен 1,0008.

В связи с закачкой в нагнетательные скважины пресных вод, содержащих сульфаты и сульфатвосстанавливающие бактерии в разрабатываемых горизонтах появляется сероводород. Поэтому необходимо предусмотреть мероприятия по защите нефтепромысловых сооружений от коррозии.

Исходя, из вышесказанного можно сделать вывод, что плотность кыновской пластовой нефти равна 820,0 кг/м³, пашийской - 816,0 кг/м³; сепарированной кыновской 871,8 кг/м³, пашийской - 872,0 кг/м³. По данным анализов поверхностных проб нефть пашийского и кыновского горизонтов может квалифицироваться как средняя. По содержанию серы (1,6 - 1,8 % масс), парафина (1,97 - 1,89 % масс.) Давление насыщения - по кыновскому 7,2 МПа и по пашийскому 7,9 МПа, газосодержание - 49,2 м³/т и 53,2 м³/т, объемный коэффициент при однократном разгазировании - 1,135 и 1,162, вязкость составляет 4,1 мПас и 4,0 мПас. Минерализация сеставляет от 234,62 до 305,65мг/л.

2.5 Начальные балансовые и извлекаемые запасы

В процессе разработки Ново-Елховской площади по ней неоднократно составлялись проектные документы и оценивались запасы нефти. Величина запасов постоянно уточнялась в зависимости от состояния разбуренности площади, а также используемой классификации коллекторов.

По нормам разработки с СПС было предусмотрено добыть 0,180 млн. т. нефти, фактически добыто 0,181 млн. т., это на 0,009 млн. т. выше норм. Средний дебит одной скважины по нефти снизится и составляет 3,75 т/сут.

За 2006 год по площади новые скважины не вводились. С начала разработки отобрано 8760,5 млн. т. нефти, что составляет 65,53% от НИЗ, обводненность продукции среднегодовая 63,5%. По пласту "Д" отобрано нефти 0,016 млн. т., от НИЗ составляет 11,9%. По пласту "а" извлечено 0,960 млн. т., что от НИЗ составляет 42,9%. По пласту "б" отобрано 2,072 млн. т., что от НИЗ составляет 66,3%. По пласту "б" - 4,506 млн. т., что составляет 68,4% от НИЗ. По пласту "в" отобрано 1, 206 млн. т., что составляет 93,7% от НИЗ.

Добыча нефти по Ново-Елховскому месторождению из девонских горизонтов составила в 2005 г.1245,9 тыс. т (9,8% от максимального уровня), добыча жидкости - 10237,9 тыс. т. С начала разработки на 01.01.2006 г. было отобрано 253,4 млн. т нефти и 818,8 млн. т жидкости. Текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг 0,427 д. ед.

2.6 Геологическое описание разреза продуктивной части

Нижняя часть разреза, до кыновского горизонта включительно, сложена терригенными породами, песчано-глинистыми, песчано-алевролитовыми, среди которых выделяется ряд пластов коллекторов, разделенных плотными и глинистыми породами. Общая толщина терригенной части девона составляет до 200 метров. Верхняя часть разреза девона от саргаевского горизонта и выше сложена карбонатными породами - известняками, доломитами и их переходными разностями. Общая толщина карбонатной части девона составляет, в среднем, 400-500 метров. В карбонатной толще девона выделяется большое число пористо-проницаемых интервалов.

Каменноугольная система представлена всеми тремя отделами в объеме семи ярусов от турнейского до гжельского, включая 15 горизонтов. Отложения вскрыты на глубинах от 460 до 1280 метров, общая толщина до 820 метров.

Основная часть разреза (более 80 %) сложена различными разностями карбонатных пород, и только бобриковский, елхово-радаевский горизонты нижнего карбона и верейский горизонт среднего карбона сложены терригенными породами - песчаниками, глинами, глинистыми сланцами с прослоями карбонатов и углей.

Отложения турнейского, фаменского и франского ярусов образуют нижний карбонатный комплекс палеозоя. Здесь происходит уменьшение турнейского яруса до 120-200 метров и заметным увеличением толщи карбонатной части девона.

Пермская система представлена двумя отделами. Наиболее полно представлены отложения нижнего отдела, от ассельского до кунгурского ярусов - известняки, доломиты, ангидрит, гипс. Отложения верхнего отдела - красноцветные, песчано-глинистые отложения с прослоями карбонатов, залегают с размывом на породах нижнего отдела. Отложения пермской системы залегают от дневной поверхности до 460 м.

По всей площади дизъюктивных нарушений не зафиксировано, несмотря на большое количество пробуренных скважин. Ловушки нефти являются структурными. Все залежи нефти терригенных отложений являются пластовыми сводовыми литологически осложненными, а в карбонатных отложениях - от массивных до пластовых сводовых литологически осложенных.

На Ново-Елховской площади нефтегазопроявления различной интенсивности и значимости, по данным бурения и керна, зафиксированы в различных интервалах палеозоя - от уфимских отложений на глубинах 200 - 250 м до живетских (1800-1900 м) включительно.

По распределению пористо-проницаемых интервалов и нефтегазопроявлений в разрезе палеозоя на юго-востоке Татарстана, в т. ч. и на Ново-Елховском месторождении, выделяется три регионально выдержанных водоупора, которые делят разрез палеозоя на три гидродинамически самостоятельные толщи - природные резервуары первого, второго и третьего порядков.

Нижний природный резервуар - терригенные отложения девона. Здесь выделяется более 10 песчано-алевролитовых пластов: Д₀ кыновского горизонта, пласты "а-д" пашийского горизонта (горизонт Д₁) и пласты Д₂-Д₅ живетского и эйфельского ярусов.

Залежи нефти кыновского и пашийского горизонтов являются основным объектом и с 1961 г. находятся в разработке. Водонефтяной контакт (ВНК) для всех пластов объекта общий, все пласты - это единый гидродинамический связанный резервуар

2.7 Расчетно-техническая часть

Расчет осуществляется по методике ТатНИПИнефть.

В данной методике за основу принята зонально и послойно неоднородная модель пласта, для которого по данным коэффициентов вариации послойной и зональной неоднородности с учетом эмпирического коэффициента, выражающего отличие подвижности нефти о воды, определяется расчетный коэффициент вариации неоднородности пласта. Далее строится соответствующая статистическая модель слоистого пласта. Принимается послойная поршневая модель вытеснения нефти водой без перетоков жидкости между слоями. Затем определяются расчетные значения амплитудного дебита, начальные извлекаемые запасы нефти и жидкости из залежи.

Определение динамики добычи нефти и жидкости по годам производится на основе следующих предположений:

1. Введенные начальные извлекаемые запасы нефти и жидкости пропорциональны числу скважин;

2. Текущая (годовая) добычи нефти и жидкости прямо пропорциональны введенным остаточным и извлекаемым запасам нефти и жидкости;

3. После ввода всех запасов нефти считается, что в течение нескольких лет годовые показатели остаются постоянными (второй этап). При этом параллельно ведется уточнение амплитудного дебита залежи;

4. На третьей стадии расчеты производятся с использованием амплитудного дебита, полученного в конце второй стадии.

Для расчета прогнозных показателей разработки залежи нефти, находящейся в эксплуатации, в первую очередь необходимо уточнить значение амплитудного дебита по фактическим данным разработки данного объекта за последние 2-3 года.

Расчет показателей разработки.

1. Зная площадь нефтеносности и общее число нагнетательных и добывающих скважин, находим плотность сетки скважин:

. (4.1.1)

2. Определяем соотношение добывающих и нагнетательных скважин, при котором достигается максимум амплитудного дебита,

= ; (4.1.2)

где - показатель, учитывающий отличия средних коэффициентов продуктивности нагнетательных и добывающих скважин (зависит от зональной неоднородности); - коэффициент, учитывающий отличия подвижностей вытесняющего агента (воды) и нефти в пластовых условиях.

; (4.1.3),

. (4.1.4)

3. Определяем относительный коэффициент продуктивности скважин, выбираемых под нагнетание воды,:

. (4.1.5)

4. Определяем функцию относительной производительности скважин:

. (4.1.6)

5. Определяем амплитудный дебит всей рассматриваемой нефтяной залежи ():

; (4.1.7)

где = - принимаемый перепад давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин в расчетном варианте, Па.

Расчет конечной характеристики использования запасов нефти.

1. Подвижные запасы нефти ():

; (4.1.8)

где

- балансовые запасы нефти;

- коэффициент сетки, показывающий долю объема нефтяных пластов при данной сетке скважин,

; (4.1.9)

где

- постоянный коэффициент (); - площадь приходящаяся на одну скважину, км²; - коэффициент вытеснения нефти при неограниченно большой прокачке вытесняющего агента (воды).

2. Расчетная послойная неоднородность пласта, определяемая с помощью коэффициента , находится с учетом языкообразования фронта вытесняющего агента вблизи добывающих скважин и неравномерности продвижения фронта агента с разных сторон к скважинам стягивающего добывающего ряда.

. (4.1.10)

3. Предельная доля воды в дебите жидкости добывающей скважины:

; (4.1.11)

; (4.1.12)

где - предельная массовая доля воды (предельная обводненность) = 0,99;

- коэффициент, учитывающий отличия вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях по подвижности в раз и по плотности в раз.

4. Коэффициент использования подвижных запасов нефти () при данной послойной неоднородности пласта () и предельной доле агента (А):

; (4.1.13)

; (4.1.14), . (4.1.15)

5. Расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти определяется из соотношения:

. (4.1.16)

6. Начальные извлекаемые запасы жидкости () и нефти ():

; (4.1.17)

. (4.1.18)

При этом массовые начальные извлекаемые запасы жидкости () в поверхностных условиях будут равны:

. (4.1.19)

7. Средняя массовая доля воды (обводненность) в суммарной добыче жидкости:

; (4.1.20)

а нефтеотдача пластов:

. (4.1.21)

Расчет динамики дебитов нефти и воды.

1. На первой стадии текущий дебит нефти:

, (4.1.22)

где - годы, - число действующих скважин в -м году;

; (4.1.23)

- число пробуренных скважин в -м году;

- общее число пробуренных скважин до -го года.

Расчетный текущий дебит жидкости в пластовых условиях:

. (4.1.24)

Массовый текущий дебит жидкости в поверхностных условиях:

. (4.1.25)

2. На второй стадии выдерживается постоянным текущий дебит нефти залежи и расчеты проводятся по следующим формулам.

Уточненный текущий амплитудный дебит:

, (4.1.26)

расчетный текущий дебит жидкости:

, (4.1.27)

массовый текущий дебит жидкости:

. (4.1.28)

На третьей стадии залежь разрабатывается при фиксированных условиях, создавшихся в конце второй стадии, и расчет ведется по формулам первой стадии.

2.8 Исходные данные расчета

Таблица 4.2.1 - Исходные данные расчета

Базовые исходные данные	Величина
1	2
Балансовые запасы нефти Q6, млн. т	3,5
Площадь нефтеносности, м	36,4•106
Средний коэффициент продуктивности Кср, Т/ (сут•Па)	0,0000347
Зональная неоднородность U23	0,421
Соотношение вязкостей нефти и воды в пластовых условиях	2,8
Соотношение плотностей воды и нефти в пластовых условиях с*= св/с н	1,453
Коэффициент вытеснения нефти водой К

Страница:

•  1 
•  2 
•  3 

курсовая работа "Ново-Елховское месторождение одновременно-раздельной эксплуатации" скачать

Подобные документы

• Оптимизация и повышение эффективности эксплуатации скважин с помощью УЭЦН на примере Илькинского месторождения

  Литолого-стратиграфическая характеристика Илькинского месторождения. Анализ показателей разработки пластовых жидкостей и газов. Применение установок электроцентробежных насосов для эксплуатации скважин. Расчет экономической эффективности предприятия.
  
  дипломная работа [2,2 M], добавлен 17.06.2017
  

• Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения

  Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Кыртаельского месторождения. Анализ состояния скважины, расчеты процесса освоения, условий фонтанирования на начальных и текущих стадиях. Техническое обоснование оборудования и способа эксплуатации.
  
  курсовая работа [547,0 K], добавлен 06.01.2011
  

• Эксплуатация Арланского нефтяного месторождения

  Сведения и геолого-промысловая характеристика Арланского месторождения. Физико-химические свойства нефти, газа и воды. Режим работы нефтесборных сетей месторождения. Проектирование трубопроводов системы сбора. Расчет экономической эффективности проекта.
  
  дипломная работа [361,1 K], добавлен 11.03.2012
  

• Проектное решение по разработке месторождения

  Характеристика района работ и история освоения Хохряковского месторождения. Свойства и состав нефти и нефтяного газа . Сопоставление проектных и фактических показателей разработки месторождения. Фонд добывающих скважин и показатели его эксплуатации.
  
  дипломная работа [8,7 M], добавлен 03.09.2010
  

• Анализ системы разработки Вахского нефтяного месторождения

  Геолого-физическая характеристика Вахского месторождения. Свойства и состав нефти, газа. Анализ динамики добычи, структура фонда скважин и показателей их эксплуатации. Обзор методов воздействия на пласт, применявшихся на месторождении за последние годы.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 28.04.2015
  

• Анализ текущего состояния разработки Новоуренгойского месторождения

  Геолого-физические сведения о Новоуренгойском месторождении. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза: продуктивность пластов, нефтегазоносность, пластовые флюиды. Анализ состояния разработки: фонд скважин, показатели эксплуатации, газоотдача.
  
  курсовая работа [2,6 M], добавлен 12.11.2014
  

• Геология и нефтеносность продуктивных пластов Приобского месторождения (Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция)

  Расположение Приобского нефтяного месторождения, анализ его геологического и тектонического строения, нефтеносности продуктивных пластов. Литолого-стратиграфическая характеристика. История и условия осадконакопления. Состав и свойства пластовых флюидов.
  
  курсовая работа [2,5 M], добавлен 10.11.2015
  

• Разработка Туймазинского месторождения

  Геолого-физическая и литолого-стратиграфическая характеристика Туймазинского месторождения. Описание продуктивных горизонтов. Строительство буровой вышки. Автоматизированные групповые замерные установки "Спутник". Лабораторные исследования нефти.
  
  отчет по практике [2,3 M], добавлен 13.10.2015
  

• Технологическое оборудование газонефтепроводов и газонефтехранилищ

  Назначение компрессорных станций магистральных газопроводов. Основное технологическое оборудование КС и его размещение. Порядок эксплуатации средств контроля и автоматики. Характерные неисправности и способы их устранения. Описание основных систем защиты.
  
  курсовая работа [237,1 K], добавлен 27.10.2015
  

• Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 1263, Объект АС10, Месторождение Лянторское

  Геолого-промысловая характеристика и состояние разработки Лянторского месторождения. Анализ технологических режимов и условий эксплуатации добывающих скважин. Характеристика призабойной зоны пласта. Условия фонтанирования скважины и давления в колоннах.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 06.01.2011
  

• Технологическое оборудование ресторанов: классификация машин и аппаратов, принцип действия, характеристика эксплуатации

  История возникновения и развития технологического оборудования, его виды и классификация, особенные требования. Анализ зарубежного, российского и регионального рынка. Основные производители и поставщики специализированного оборудования для ресторанов.
  
  курсовая работа [74,1 K], добавлен 12.06.2010
  

• Оборудование для фонтанной и газлифтной эксплуатации

  Описание основных способов добычи нефти. Характеристика оборудования для эксплуатации нефтяных скважин фонтанным способом: арматура, запорные и регулирующие устройства, фланцевые соединения. Особенности и принцип действия газлифтной эксплуатации скважин.
  
  реферат [8,7 M], добавлен 17.05.2012
  

• Нестационарное заводнение в условиях Лянторского месторождения

  Обзорная карта месторождений ОАО "Сургутнефтегаз". Стратиграфия и тектоника района. Характеристика нефтегазоносных пластов и пластовых флюидов. Процедура нестационарного заводнения добывающих скважин. Период разработки блоков в нестационарном режиме.
  
  курсовая работа [692,1 K], добавлен 05.03.2015
  

• Процесс измельчения пищевого сырья

  Общая характеристика и этапы процесса измельчения, оценка его эффективности и влияющие факторы. Применяемое оборудование, его классификация и виды, функциональные особенности. Правила эксплуатации и способы расчета технологического оборудования.
  
  курсовая работа [791,0 K], добавлен 22.11.2014
  

• Основные физико-химические свойства нефти и нефтепродуктов

  Физико-химические, эксплуатационные свойства нефти. Абсолютная плотность газов при нормальных условиях. Методы определения плотности и молекулярной массы. Важный показатель вязкости. Предельная температура фильтруемости, застывания и плавления нефти.
  
  презентация [1,1 M], добавлен 21.01.2015
  

• Исследование нагнетательных скважин на месторождении

  Характеристика геологического строения Самотлорского месторождения и продуктивных пластов. Гидродинамические исследования водонагнетательных скважин. Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений.
  
  курсовая работа [59,6 K], добавлен 14.11.2013
  

• Разработка Киняминского месторождения

  Характеристика Киняминского месторождения. Подсчет балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа. Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации. Технологии воздействия на пласт и призабойную зону пласта. Оценка капитальных вложений.
  
  курсовая работа [264,4 K], добавлен 21.01.2014
  

• Использование промышленных газов на металлургическом комбинате

  Общая характеристика производства чугуна и стали. Физико-химические свойства получаемых и используемых газов. Некоторые физические явления при использовании промышленных газов и пара на Челябинском металлургическом комбинате. Физика в газовой сфере.
  
  реферат [19,6 K], добавлен 13.01.2011
  

• Переработка газов

  Классификация углеводородных газов. Процесс очистки газов от механических примесей. Осушка газа от воды гликолями. Технология удаление сероводорода и углекислого газа. Физико-химические свойства абсорбентов. Процесс извлечения тяжелых углеводородов.
  
  презентация [3,6 M], добавлен 26.06.2014
  

• Технологическое оборудование АТП

  Принципы и закономерности технической эксплуатации оборудования автотранспортного предприятия, определение потребности в нем. Механизация производственных процессов. Классификация технологического оборудования и требования, предъявляемые к нему.
  
  дипломная работа [1,9 M], добавлен 28.12.2010
  

Другие документы, подобные "Ново-Елховское месторождение одновременно-раздельной эксплуатации"

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам