Анализ технологической эффективности ГТМ на мамонтовском месторождении

Введение 7
1 Геологическая часть 8
1.1 Географическая характеристика района работ 8
1.2 Краткая геологическая характеристика месторождения 9
1.3 Характеристика продуктивных пластов 14
1.4 Свойства пластовых жидкостей и газов 20
2 Технико-технологическая часть 23
2.1 Анализ состояния разработки месторождения 23
2.2 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации 28
3 Специальная часть 31
3.1 Применение ГТМ на месторождении 31
3.2 Анализ эффективности ГТМ на месторождении 31
4 Охрана труда и окружающей среды 39
4.1 Охрана труда 39
4.2 Охрана окружающей среды 42
Заключение 45
Библиографический список 47

Весь текст будет доступен после покупки

В современной нефтяной промышленности России эффективность извлечения нефтяных запасов методами промышленными разработки не превышает 40%, что считается недостаточным при текущих потребностях и ценах на нефть. Увеличение коэффициента извлечения нефти стало одной из важнейших задач мировой нефтяной индустрии. Разработка месторождений на поздних этапах приводит к увеличению содержания воды в нефти и снижению объемов добычи. Для сохранения или увеличения объемов добычи нефти в таких месторождениях применяются геолого-технические мероприятия (ГТМ), которые отличаются от других работ на добывающих и нагнетательных скважинах тем, что дают прирост добычи нефти.
Геолого-технические мероприятия (ГТМ) - это работы, проводимые на скважинах с целью регулирования разработки месторождений и поддержания целевых уровней добычи нефти. Нефтедобывающие компании проводят геолого-технические мероприятия (ГТМ), чтобы обеспечить достижение целевых показателей разработки нефтяных месторождений.
Геолого-технические мероприятия (ГТМ) проводят на всех этапах разработки месторождений. Однако наиболее интенсивные мероприятия проводят на последней стадии разработки.
На Мамонтовском месторождении проводится комплекс геолого-технических мероприятий, направленных на повышение продуктивности скважин, увеличение дебита и достижение максимального извлечения нефти. Это и химические методы (соляно-кислотные обработки ПЗП), механические методы (ГРП, дополнительная перфорация).

Весь текст будет доступен после покупки

1.1 Географическая характеристика района работ
В административном отношении Мамонтовское месторождение расположено в Нефтеюганском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области [10] (рисунок. 1.1).
Географически район Мамонтовского месторождения относится к водоразделу рек Большой и Малый Балык. В геоморфологическом отношении представляет собой слабо расчлененную пологую равнину. Абсолютные отметки рельефа над уровнем моря изменяются от +80м на водоразделах до +30 м в долинах рек. Основные реки имеют большое количество малых притоков, значительную площадь занимают заболоченные труднопроходимые, местами совсем непроходимые участки. Обширные пространства в междуречье покрыты лесом смешанного типа со значительным преобладанием хвойных деревьев (сосна, кедр, лиственница).
Климат региона очень континентальный, с жарким, коротким летом (максимальная температура 35°C в июле) и длинной, холодной зимой (минимальная температура -50°C в январе). Система рек и озер характеризуется продолжительными весенне-летними паводками и относительно низким уровнем воды осенью. Реки судоходны в течение короткого периода с мая по июль. Лед начинает таять в конце октября, а оттепель происходит в первой половине мая. Толщина зимнего льда составляет 10-50 см на реках и 40-80 см на озерах и таежных протоках. Толщина снега достигает 1 м на лугах и в поймах рек и 1,5 м в лесах. Глубина промерзания составляет 1,7 м на голой земле и 0,5-1,0 м на покрытых снегом участках. Период полного оттаивания почвы приходится на первые 10 дней июня.
Ближайшим от месторождения наиболее крупным населенным пунктом является город Нефтеюганск (100 тысяч жителей) с речным портом и аэропортом, принимающим все виды современных самолетов. Железная дорога в 50 км от города (станция Островная). В непосредственной близости от месторождения расположен поселок городского типа - Мамонтово и город Пыть-Ях. Населенные пункты связаны между собой и с месторождением дорогами с асфальтобетонными и грунтово-лежневым покрытием. Из-за сильной заболоченности дорожная сеть развита слабо. Перевозка грузов осуществляется автомобильным, водным и воздушным видами транспорта, а также по железной дороге. Вблизи месторождения проходят газопровод Уренгой - Челябинск - Новополоцк и нефтепровод Нижневартовск - Усть-Балык - Омск.


Рисунок 1.1 - Обзорная карта района работ

1.2 Краткая геологическая характеристика месторождения
В основу стратиграфического расчленения разреза положена унифицированная региональная стратиграфическая схема мезозойско-кайнозойских отложений, принятой на расширенном заседании МСК 09.04.2004 год [10].
Сводный геологический разрез Мамонтовского месторождения представлен на рисунке 1.2.
Породы палеозойского фундамента были вскрыты скважиной 1Р на Мамонтовском месторождении в интервале глубин 3262,0-3294,0 м, литологически представлены андезитовыми и диабазовыми порфиритами и туфами.
Выше по разрезу вскрыты юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные отложения.
Юрская система
Юрская система на Сургутском своде подразделяется на два отдела: нижний-среднеюрский отдел (тюменская свита) и верхний отдел (васюганская, георгиевская и баженовская свиты).
Тюменская свита представлена чередованием слоев песчаников, алевролитов и аргиллитов. Мелкозернистые песчаники и алевролиты серые и светлосерые, в основном полимиктовые с небольшим содержанием обломков пород, реже аркозовые. Аргиллиты темносерые и серые, алевритистые, иногда углистые.

Рисунок 1.2 – Сводный геологический разрез Мамонтовского месторождения
В верхней части тюменской свиты выделяется нефтенасыщенный пласт ЮС2. В скважине 1Р Мамонтовского месторождения толщина тюменской свиты составляет 368 м. Отложения тюменской свиты формировались в условиях низменной аккумулятивной равнины и представлены разнообразными генетическими типами аллювия, озерными и болотными фациями. Толщина 322-331м.
Васюганская свита состоит из двух пачек: нижней аргиллитовой и верхней – песчано-аргиллитовой пачкой (пласт ЮС1). При испытании пласта в скважине 1230Р был получен приток нефти дебитом 6,2 м3/сут. Вскрытая скважиной 1Р Мамонтовского месторождения толщина свиты составляет 52 м. Выше залегают темносерые слабобитуминозные аргиллиты с включениями зерен глауконита георгиевской свиты.

Весь текст будет доступен после покупки

1. «Авторский надзор за реализацией Дополнения к Технологической схеме разработки Южного месторождения».
2. Андреев, А.Е. Справочник инженера по добыче нефти / А.Е. Андреев, В.В. Кожевников, Л.В. Лушникова. – Нефтеюганск: ОАО «Нефтеюганская типография», 2007. «Дополнение к технологической схеме разработки Мамонтовского нефтяного месторождения» (протокол ЦКР Роснедр по УВС № 7901 от 05.08.2020 г.).
3. Безопасность жизнедеятельности и защита окружающей среды (техносферная безопасность): учебник для академического бакалавриата/ С.В.Белов. – 5-е изд., перераб., М.: Издательство Юрайт; ИД Юрайт, 2016. – 702 с. – Серия: Бакалавр. Академический курс
4. «Дополнение к технологической схеме разработки Мамонтовского нефтяного месторождения» (протокол ЦКР Роснедр по УВС № 7901 от 05.08.2020 г.).
5. Закон РФ от 21.07.97 № 116-ФЗ. О промышленной безопасности опасных производственных объектов (с изменениями на 10.01.2003 г.).
6. ПБ от 12.03.2013 г. «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (утв. приказом от 12.03.2013г. № 101, ред. от 12.01.2015 г.).

Весь текст будет доступен после покупки