Анализ и обоснование эффективности применения газодинамического разрыва пласта в ходе дальнейшей разработки Ромашкинского месторождения.

ЗАДАНИЕ на ВКР...…………………………………………………………………
КАЛЕНДАРНЫЙ ГРАФИК………………………………………………………...
СОДЕРЖАНИЕ……………………………………………………………………...
ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………………….….
Перечень применяемых сокращений……………………………………………….
1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ………………………………………………….…...
1.1 Общие сведения о месторождении……………………………………………..
1.2 Геологическое строение эксплуатационного объекта………………………………...
1.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов…………………………………..
2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ…………………………………………………..
2.1 Фонд скважин и текущее состояние разработки Ромашкинского нефтяного месторождения……………………………………………………………………….
2.2 Проблемы разработки трудноизвлекаемых нефтей и применение новых технологий на поздней стадии разработки Ромашкинского нефтяного месторождения………………………………………………………………………
2.3 Дальнейшее повышение эффективности разработки Ромашкинского нефтяного месторождения путем внедрения газодинамического разрыва пласта…………………………………………………………………………………
3 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ………………………………….…………….………...
3.1 Эксплуатация скважин насосными установками………………………………
3.1.1 Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами……………….
3.1.2 Эксплуатация скважин бесштанговыми глубинными насосами……………
3.2 Оборудование применяемое в технологическом процессе ГДРП……………
4 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ………………………………………..
4.1 Обоснование и разработка мероприятий по снижению уровней опасного и вредного воздействия и устранению их влияния на работающих………………..
4.1.1 Санитарные требования к помещению и размещению используемого оборудования…………………………………………………………………………
4.1.2 Обеспечение безопасности технологического процесса…………………….
4.1.3 Обеспечение взрывопожарной и пожарной безопасности………………….
4.1.4 Обеспечение безопасности в аварийных и чрезвычайных ситуациях……..
4.2 Экологическая безопасность…………………………………………………….
ЗАКЛЮЧЕНИЕ………………………………………………...…………...…..........
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ………………………………………...…………...…….
ПРИЛОЖЕНИЯ……………………………………………..……...……..……...…. 2

Весь текст будет доступен после покупки

Повышение эффективности извлечения углеводородов из недр, максимальное использование каждой добывающей и нагнетательной скважины в соответствии с потенциальными возможностями эксплуатируемого продуктивного объекта требуют применения высокоэффективных технологий по восстановлению прискважинной зоны продуктивных пластов.
На месторождениях ОАО «Татнефть» испытывается и внедряется широкий спектр технологий воздействия ПЗП, в частности разработанна технология газодинамического разрыва пласта.
Цель этого метода раскрытие существующих и формирование в пласте новых трещин под действием высокого давления газообразных продуктов, образующихся при горении твёрдотопливных генераторов давления, опускаемых в скважину на геофизическом кабеле. В результате пласт подвергается механическому, термическому и физико-химическому воздействиям.
Основным преимуществом технологии ГДРП является их низкая стоимость. Второе преимущество заключается в использовании простых и доступных химических реагентов, несложной технологии приготовления из них горючеокислительных составов.

Весь текст будет доступен после покупки

Ромашкинское нефтяное месторождение территориально приурочено к юго-восточной части Республики Татарстан. Месторождение является крупнейшим в России Волго-Уральской провинции.


Рисунок 1.1 - Географическое месторождение Ромашкинского месторождения

В июне 1952 г. Ромашкинское нефтяное месторождение было введено в разработку по предварительному проекту. В 1955 г. утверждена генеральная схема разработки, согласно которой в целях рациональной интенсификации добычи нефти с применением методов законтурного и внутриконтурного заводнения месторождение было разделено на ряд промысловых площадей. Со времени открытия месторождения на нем пробурено свыше 5000 скважин, вскрывших весь осадочный комплекс.
Ромашкинское месторождение да?т за год более 15 млн тонн нефти, или половину объ?мов, добываемых в Республике Татарстан.
Из его недр отобрано более 2,2 млрд тонн нефти, при этом сохраняется высокий потенциал месторождения. Геологические запасы нефти оцениваются в 5 млрд тонн. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 3 млрд тонн.

1.2 Геологическое строение эксплуатационного объекта
Слагающая разрез месторождения осадочная толща достигает мощности до 2000 м и представлена палеозойскими отложениями, залегающими на гранито-гнейсовых породах кристаллического фундамента. В разрезе палеозоя на территории месторождения выделяются отложения среднего и верхнего отделов девонской, всех отделов каменноугольной, пермской, третичной и четвертичной систем, сложенных как карбонатными, так и терригенными породами.
В тектоническом отношении месторождение приурочено к вершине Южно-Татарского свода и по поверхности кристаллического фундамента представляет собой асимметричное платообразное поднятие размером около 100х100 км с относительно слабым расчленением рельефа. Оно ограничено прогибами: с запада – Алтунино-Шунакским, с востока – Уральским и структурными уступами: с севера – Сакловским, с юга – Бугульминским. Наиболее повышенная часть поднятия является крупной структурой блокового строения, достигающей высоты 50 м. В пределах вершины выделяются Миннибаево-Альметьевский, Павловско-Сулеевский и Азнакаевский блоки меридионального направления, разделенные узкими грабенообразными прогибами, возникновение которых обусловлено дизьюнктивными нарушениями. Наличием наиболее возвышенных участков характеризуется восточная вершина.
Сложным строением отличается юго-восточный склон купола. Для западного склона, имеющего моноклинально-ступенчатое строение, характерно меридиональное простирание структурных форм. Северный и северо-восточный склоны характеризуются меньшей расчлененностью.
Структурный план терригенных отложений девона в целом повторяет формы фундамента (рисунок 1.2). Гораздо более сложным строением и наличием относительно малоамплитудных поднятий характеризуется структурный план поверхности каменноугольных отложений, в то время как для структурного плана среднекаменноугольных отложений присуща снивелированность локальных поднятий, сглаженность и плавность структурных форм небольших размеров и амплитуд.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Абдуллин Н.Г., Аминов Л.З., Акишев И.М. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа Волго-Уральской области. – М.: Недра, Татарская АССР, Т.3, 1979.
2. Абдулмазитов Р.Д, Багаутдинов А.К. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России (в 2 томах). - ВНИИОЭНГ, 1996.
3. Вильданов А.А. «Особенности выработки запасов нефти горизонта Д1 на поздней стадии (на примере Павловской площади Ромашкинского месторождения)», Нефтепромысловое дело №4, апрель 2007 г. с 27-31.
4. Галеев Р.Г., Муслимов Р.Х. Состояние нефтяной промышленности Татарстана и пути высокоэффективной разработки месторождений на поздней стадии освоения нефтяных ресурсов II Нефтяное хозхнство.-1995.-№ 12. -С.26-34.
5. Галеев Р.Г. Влияние темпа разработки нефтяных залежей на нефтеотдачу //Межвузовский сборник научных статей "Нефть и газ",- 1997. - №1- С.20-22.
6. Галеев Р.Г., Хабибуллин З.А., Шейх-Али ДМ. Динамика свойств и состава пластовых остаточных нефтей // Изв.ВУЗов"Нефть и газ".-1997.- Хзб- С.99.
7. Галеев Р.Г. «Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырь», КубКа Москва. 1997.
8. ГОСТ 12.0.03 – 74
9. ГОСТ 12.1.004–91
10. ГОСТ 12.4.009–83
11. ГОСТ 30494 –96
12. Ишкаев Р.К., Тазиев М.М., Иванов A.M., Шнейдер И.Б. «Геолого-технические мероприятия по стимуляции притока нефти к добывающим скважинам ОАО «Татнефть» и пути повышения их эффективности». Нефтепромысловое дело №3. 1999 год. ВНИИОЭНГ. С.33.

Весь текст будет доступен после покупки