Анализ технологического процесса добычи углеводородного сырья

ВВЕДЕНИЕ 8
1 Геолого-промысловая характеристика объекта разработки 10
1.1 Характеристика района работ 10
1.2 Стратиграфия и тектоника месторождения 15
1.3 Нефтегазоносность месторождения 15
1.4 Состав и коллекторские свойства горных пород 16
1.5 Свойства и состав пластовых флюидов 18
1.6 Запасы нефти и попутного нефтяного газа 21
2 Состояние разработки залежи 23
2.1 Краткие сведения об открытии месторождения и этапы его освоения 23
2.2 Проектирование разработки объекта 25
2.3 Текущее состояние разработки объекта 27
3 Состояние эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин 33
3.1 Фонд действующих скважин 33
3.2 Основные сведения о бурении скважин 36
3.3 Характеристика технологических режимов работы добывающих и нагнетательных скважин 39
3.4 Осложнения при эксплуатации скважин 41
4 Сбор и промысловая подготовка скважинной продукции 46
5 Основные выводы по состоянию разработки и эксплуатации рассматриваемого объекта 48
6 Разработка и обоснование рекомендаций, направленных на решение выделенной проблемы 49
6.1 Анализ промысловых данных 49
6.2 Анализ эффективности применения горизонтальных скважин и
боковых стволов при разработке Арланского месторождения 53
6.3 Обоснование проведения мероприятий 55
6.4 Обоснование выбора скважин–кандидатов на забуривание боковых горизонтальных стволов для повышения выработки запасов нефти 59
6.5 Определение технологической эффективности при бурении бокового горизонтального ствола скважины 66
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 71
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 73

Весь текст будет доступен после покупки

Наиболее полный анализ мировой истории развития бурения горизонтальных скважин (ГС) и боковых стволов (БС) выполнен профессором Н.Ф. Кагармоновым. Им было показано, что обычные скважинные методы разработки, основанные на бурении вертикальных и наклонных скважин с применением заводнения, позволяют извлечь лишь 30-50% нефти, содержащейся в пласте. Технология бурения ГС напротив отвечает самым высоким требованиям эффективности и экологичности. Технология позволяет увеличить дебиты скважин в 3-5 и даже в 10 раз, а коэффициент извлечения нефти довести до 70-80% [1].
Применение многоствольных скважин было предложено еще в 1941 году Н.С. Тимофеевым. Начало бурения ГС в СССР было положено в Башкирии.
В 1947г. под руководством А.М. Григоряна и В.А. Брагина на Краснокамском месторождении из основного вертикального ствола длиной 240м в продуктивном пласте пробурили два дополнительных горизонтальных ствола по 30 и 35м.
Внедрение горизонтального бурения на месторождениях Башкирии показало, что оно может успешно применяться как на начальной стадии разработки, так и на поздней, с целью повышения эффективности реализуемых систем разработки.

Весь текст будет доступен после покупки

1 ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА РАЗРАБОТКИ

1.1 Характеристика района работ
Арланское нефтяное месторождение расположено на северо-западе республики Башкортостан и частично – на юго-востоке Удмуртской республики. В административном отношении территория месторождения входит в состав Краснокамского, Калтасинского, Дюртюлинского и Илишевского районов Республики Башкортостан.
На обзорной карте (рис. 1) представлены населенные пункты и основные коммуникации территории месторождения: дороги, ЛЭП, нефте- и газопроводы, УКПН, НСП, системы нефтесборных парков (Ташкиново, Ашит, Шушнур, Кутерем, Керметово, Ангасяк) и нефтепроводов, подключенных к основной магистрали нефтепровода Арлан-Чекмагуш-Уфа. Через район также проходит магистральный нефтепровод Альметьевск-Пермь.
Ближайшей железной дорогой является линия Казань-Екатеринбург. Крупными железнодорожными станциями района являются Камбарка с веткой на города Нефтекамск и Янаул. Вблизи станции Камбарка (Республика Удмуртия) имеется пристань на реке Кама. Северо-западная граница месторождения на всем протяжении примыкает к реке Кама в районе её среднего течения, а вдоль юго-восточной, южной и юго-западной границы протекает р. Белая. Эти судоходные реки с мая по октябрь месяцы включительно служат путями сообщения для грузоперевозок и связывают район с крупнейшими хозяйственными центрами страны.
Климат северо-западной части Башкирии резко-континентальный. Средняя годовая температура воздуха около +2,4оС. Средняя июльская температура воздуха составляет от 19 до 20оС, зимняя температура января от 15 до 16оС. Абсолютная максимальная температура воздуха составляет +40оС, а минимальная – 50оС. Продолжительность безморозного периода 110 дней. Зима продолжительная (5 месяцев), холодная, с резкими ветрами и большим количеством осадков. Высота снежного покрова на равнинах, не защищенных лесом, достигает от 1,5 до 2 м. Направление ветра преимущественно юго-западное со средней скоростью 4,3 м/с. Максимальная скорость ветра достигает 12 м/с. Годовая сумма осадков составляет от 600 до 630 мм. Доля твердых осадков равна 30-38 % от годовых.
В геоморфологическом отношении территория расположена в Камско-Бельском понижении на правобережье нижнего течения р. Белой.
Современные формы рельефа исследуемого района представлены двумя генетическими типами: эрозионно-тектоническим и аккумулятивно-эрозионным, сформированными на пластовом основании, сложенном породами пермского возраста.
Большая часть территории (70 %) представляет собой поверхность аллювиальных толщ, структурно-усложненных комплексом пойменных и надпойменных террас.
На территории месторождения отмечается большое количество пойменных озер, наиболее крупные из них: по правобережью реки Камы – озера Большое, Долгое, Ольховое. На правобережье р. Белой – озера Юсупово, Грязное, Елань. Значительное количество более мелких озер. Длина крупных озер достигает от 4 до 5 км при ширине до 200-400 м.
Из полезных ископаемых, кроме нефти, можно выделить залежи торфа, имеющие значительное распространение на площади и связанные с первой и реже со второй надпойменными террасами реки Белой.
На части территории в коренном залегании обнажены пермские отложения, поймы рек выполнены аллювиальными отложениями. Суглинки и глины широко распространены в северной части, а наиболее мощные выходы песков имеются по уступу первой надпойменной террасы р. Кама и р. Белая. Гравий и галечники встречаются в наиболее приподнятых участках рельефа и по уступам речных террас.

Весь текст будет доступен после покупки

1. ДОПОЛНЕНИЕ К ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЕ РАЗРАБОТКИ АРЛАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, 2017г.
2. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 1973, 384 с.
3. Дополнение к технологической схеме разработки Арланского нефтяного месторождения, ОАО «БашНИПИнефть», 2017 г., 329 с.
4. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газовых месторождений. РД 153-39-007-96.
5. Крылов А.П., Глоговский М.М., Мирчинк М.Ф., Николаевский Н.М., Чарный И.А. Научные основы разработки нефтяных месторождений. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004, 416 с.
6. Справочник по добыче нефти /В.В. Андреев, К.Р. Уразаков, В.У. Далимов и др.; Под ред. Уракова К.Р.- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000, 374 с.
7. Кудинов В.И., Сучков Б.М., Новые технологии повышения добычи нефти. – Самара: Кн. Из-во, 1998, 368 с.
8. Гиматудинов Ш. К. Справочная книга по добыче нефти под редакцией.
9. В.Г.Уметбаев “Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин” Москва Недра 1989.
10. Щелкачев В.Н., Пыхачев Г.Б. Интерференция скважин и теория пластовых водонапорных систем. – Баку: АзГОНТИ, 1939, 288с.

Весь текст будет доступен после покупки