Применяемые виды РИР на Арланском месторождении и способы повышение их успешности

ВВЕДЕНИЕ ………………………………………………………………….. 2
1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ……………………………………………. 4
1.1. Геолого-физическая характеристика месторождения………………. 4
1.2.Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов…………………………………………………………………
8
1.3. Физико-химические свойства нефти, газа, воды……………………… 9
1.4. Осложняющие факторы геологического строения разреза Арланского месторождения………………………………………………
13
Выводы по геологическому разделу……………………………………… 14
2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ………………………………………… 16
2.1. Проблемы, возникающие при эксплуатации нефтяных скважин……………………………………………………………………….
16
2.2. Причины обводнения скважин ……………………...………………… 16
2.3. Определение причин притока воды в скважины и оценка технического состояния скважины………………………………………..
19
2.4. Способы ограничения водопритока, ремонтно-изоляционные работы…………...…………………………………………………………….
23
2.5. Литературный обзор методических аспектов повышения эффективности ремонтно-изоляционных работ……………………………
25
2.6. Выбор объектов воздействия для проведения ремонтно-изоляционных работ…………………………………………………………
31
2.7. Выбор технологии РИР, расчет объема тампонирующих составов их приготовление и закачка………..………………………………………
32
2.7.1 Состав тампонажных растворов на основе смолы КФ-Ж и алюмохлорида…………………………...…………………………………
35
2.7.2 Расчет состава тампонажного раствора на основе смолы Резойл К-1 и алюмохлорида……………………………………………………………
38
2.8. Выбор нефтепромыслового оборудования и расчет режима закачки………………………………...………………………………………
43
2.8.1 Расчет времени закачки тампонажного состава на основе смолы Резойл К-1 в скважину 6276…………………………………………………
47
2.9. Пуск скважины в работу и оценка технологической эффективности РИР……………………………………………………………………………
49
2.10. Обеспечение требований промышленной безопасности при проведении РИР………………………………………………………………
58
Вывод по технологическому разделу………………………………………. 61
3 ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ…………………………………………… 64
3.1. Краткое изложение эффективности проектируемого технологического решения…………………………………………………
64
3.2. Исходные данные для расчета………………………………………… 64
3.3. Расчет экономических показателей проекта………………………… 65
Выводы по экономическому разделу……………………………………… 68
ЗАКЛЮЧЕНИЕ……………………………………………………………… 68
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ……………………… 71

Весь текст будет доступен после покупки

На сегодняшний день большинство нефтяных месторождений России и, в частности, Республики Башкортостан находятся на поздней стадии разработки, которая характеризуется снижением уровня добычи нефти и высокой обводненностью добываемой продукции, что является одной из причин, способствующих выходу скважин из действующего фонда. Не является исключением и Арланское месторождение, эксплуатируемое НГДУ «Арланнефть».
Действующий фонд добывающих Арланского месторождения составляет около 2800 скважин, и в 55 % из них продукция содержит более 90% воды. Эксплуатация таких скважин, особенно на поздней стадии разработки часто становится убыточной для нефтедобывающего предприятия. В результате количество бездействующих и ликвидированных скважин ежегодно увеличивается.
По причине ряда проблем, связанных с высокой обводненностью добываемой продукции и недостаточной эффективностью технологий ограничения водопритока, указывает на актуальность задачи определения наиболее эффективных технологий и тампонажных составов для работ по селективному отключению обводненных интервалов пласта.
Цель дипломного проекта – выполнить анализ применяемых скважинах НГДУ «Арланнефть» технологий РИР по селективному отключению обводненных интервалов пластов, выявить наиболее эффективную технологию РИР и предложить оптимальные методы проведения ограничения добычи воды.
Для достижения целей предполагается решить следующие задачи:
- дать геолого-промысловую характеристику Арланского месторождения, описать текущее состояние разработки месторождения;
- выявить существующие осложнения в эксплуатации скважин месторождения, определить причины обводнения продукции скважин;
- описать применяемые в скважинах НГДУ «Арланнефть» технологии РИР по селективному отключению обводненных интервалов пластов;
- составить проект проведения РИР по технологии с применением составов на основе смол и по технологии с применением составов на основе ДНПХ-8700;
- провести сравнительный анализ результатов проведения РИР по двум технологиям;
- оценить экономическую эффективность методов РИР и провести сравнение затрат на проведение РИР по двум технологиям;
- описать правила техники безопасности и организацию мероприятий по охране окружающей среды.

Весь текст будет доступен после покупки

1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
1.1. Геолого-физическая характеристика месторождения
НГДУ «Арланнефть» ведет свою деятельность на территории Арланского месторождения, открытого в 1955 г., введенного в разработку в 1958 г. Протяженность месторождения имеет длину 100 км при ширине до 25 км. Арланское месторождение в административном отношении находится в Дюртюлинском, Краснокамском районах Башкортостана и Республике Удмуртия.
Арланское нефтяное месторождение - одно из крупнейших в России.
В него входят четыре площади (с юга на север): Новохазинская, Арланская, Николо-Березовская и самая северная – Вятская.
В турнейском ярусе выявлено несколько залежей нефти приуроченных к наиболее приподнятым участкам залегания турнейских известняков, представленных чередованием органогенно-шламовых разностей. Дебиты скважин из турнейских известняков небольшие, в среднем 0,8 – 5,2 т/сут нефти.
Терригенная толща нижнего карбона стратиграфически соответствует елховскому, на отдельных участках радаевскому, бобриковскому и частично тульскому горизонтам визейского яруса. Представлена она темно-серыми аргиллитами и светло-серыми и бурыми алевролитами и песчаниками. Песчаники и алевролиты, являющиеся коллекторами нефти, имеют кварцевый состав и обычно слабо или средне сцементированы.
Всего насчитывается до шести - восьми пластов (нефтенасыщенными являются верхние шесть - семь пластов). Общая толщина песчаников от 2 до 57 м. Нижний (СVI) нефтенасыщенный пласт наиболее мощный (до 12 м) относится к бобриковскому горизонту. Остальные пласты (от V до I) стратиграфически приурочены к тульскому горизонту. Наиболее широко развит на территории месторождения II пласт. Пласты I, III, IV, V представлены линзами и линзовидными прослоями.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Усманов Т.С., Хатмуллин И.Ф., Мухамедшин Р.К., Муллагалин И.З., Телин А.Г., Афанасьев И.С., Чукашов В.Н., Тазиев М.М. Снижение рисков при проведении ремонтно-изоляционных работ // Нефтяное хозяйство. 2004. № 8. С. 86-89.
2. Стрижнев К.В. Ремонтно-изоляционные работы в скважинах: теория и практика. СПб.: Недра, 2010. 560 с.
3. Латыпов А.Р., Куликов А.Н., Стрижнев В.А. Совершенствование методики выбора скважин для проведения работ по изоляции источников обводнения в добывающих скважинах // Нефть. Газ. Новации. 2009. № 5. С. 91-95.
4. Федоров К.М., Печёрин Т.Н. Сравнительная эффективность методик диагностики причин обводнения продукции // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2009. № 4. С. 49-57.
5. А.В. Корнилов, В.А. Стрижнев, В.И. Никишов. Анализ применения тампонажных материалов при ремонтно-изоляционных работах за рубежом в 1997-2007 гг. - Уфа: изд-во «Новый стиль», 2007. - 176-196 с.
6. В.А Блажевич, Е.Н Умрихина, В.Г Уметбаев. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений.- Москва, Недра, 1981. - 237с.
7. Якубов Р.Н., Стрижнев В.А., Ленченкова Л.Е., Телин А.Г., МЕТОДИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ , 2020
8. В.А. Стрижнев. Анализ мирового опыта применения тампонажных ма¬териалов при ремонтно-изоляционных работах// Нефтепромысловое дело. - 2008. - № 4. - С. 28-34.
9. Временная инструкция по технологии изоляции обводнённых интервалов пласта на основе синтетической смолы «Резойл К-1». / ООО «Башгеопроект». – Уфа, 2018.-17с.
10. Демахин С.А., Демахин А.Г. Селективные методы изоляции водопритока в нефтяные скважины. Саратов: Из-во ГосУНЦ «Колледж», 2003. 97 с.
11. ПБ-03-517-02. Общие правила промышленной безопасности для организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов, утв. приказом Ростехнадзора №667 от 31.07.2009 г.
12. Пакерно-якорное и подземное оборудование для строительства, эксплуатации и ремонта скважин / ООО НПФ «Пакер». – Октябрьский, 2010, - 232 с.
13. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности утв. Ростехнадзором России № 101 от 12.03.2013 г.
15. Проект разработки Арланского месторождения. Отчет/Башнипинефть; рук. Ефремов Ф. М., 1993 г.-231 с.
16. СТО 00135645-206-2007. Технологии ограничения водопритока и выравнивания профиля приемистости пластов на основе растворов маточных МР-X, MP-Y для месторождений ОАО «АНК «Башнефть». / ООО «Башгеопроект». – Уфа, 2007.-16с.
17. СТО 00135645-223-2008. Применение натрия сернокислого технического в качестве добавки к цементу при проведении изоляционных работ. / ООО «Башгеопроект». – Уфа, 2008.-9с.
18. Годовой отчёт НГДУ «Арланнефть», 2019. – 51 с.
19. Положение №7 от 12.02.2010 ООО «Башнефть-Добыча» «Об организации работ по охране труда на предприятии», 2010. – 142 с
20. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. – М.: Госгортехнадзор России, 1993. – 125 с.
21. Проект нормативов предельных допустимых выбросов для НГДУ «Арланнефть», 2018. – 115 с.
22. РД 5753490-028-2010. Регламент по охране окружающей среды при проектировании и производстве работ на скважинах ООО «Башнефть-Добыча», 2010. – 131 с

Весь текст будет доступен после покупки