Внедрение технологии использования растворенного газа для поддержания давления в залежи на Приобском месторождении

Содержание
ВВЕДЕНИЕ 3
Глава 1.ПРИРОДНО- КЛИМАТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРИОБСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
5
1.1 Географическое положение объекта исследования 5
1.2 Природно-климатические условия района исследования 5
1.3 Геологические условия района исследования 7
1.4 Тектоническое строение района исследования 11
1.5 Нефтеносность объекта исследования 12
1.6 Характеристика продуктивных пластов объекта исследования 13
Глава 2. ВИДЫ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ 17
2.1 Виды пластовых давлений 17
2.2 Классификация видов пластовой энергии 20
2.3 Виды режима работы залежи 22
2.4 Цели и методы воздействия на пласт 25
Глава 3. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ ПРИОБСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
28
3.1 Физико-химические свойства и состав нефти, газа воды Приобского месторождения 28
3.2 Анализ выработки пластов 31
3.3 Характеристика показателей разработки месторождения 33
Глава 4. ТЕХНОЛОГИИ И ИСПОЛЬЗУЕМАЯ ТЕХНИКА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ
36
4.1 Методы заводнения при поддержании пластового давления 36
4.2 Физико-химические методы воздействия 39
4.3 Тепловые и виброакустические методы ПДД 48
4.4 Оборудование для закачки воды и газа 55
4.5 Оборудование для термического метода ППД 59
Глава 5. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ ПРИОБСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
62
5.1 Обоснование вариантов разработки Приобского месторождения 62
5.2 Анализ технологий водогазового воздействия на продуктивный пласт 63
5.3 Анализ проблем использования насосно-эжекторных систем при водогазовом воздействии
68
5.4 Насосно-эжекторные системы в составе систем повышения нефтеотдачи 70
5.5 Анализ технологических схем реализации водогазового воздействия с использованием насосно-эжекторных систем
74
5.6 Обзор новых технологий реализации водогазового воздействия 78
5.7 Расчет технологической схемы для проведения водогазового воздействия на Приобском месторождении
82
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 90
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 95

Весь текст будет доступен после покупки

В данный момент основными проблема нефтяной промышленности в России являются несовершенства геологического и технического характера. Тенденция изменения структуры запасов углеводородов идет к увеличению доли трудноизвлекаемых углеводородов.
Самые крупные месторождений, занимающие мажоритарную долю в общей добыче по стране, истощаются. Темпы извлечения запасов стали превышать темпы геологоразведки новых месторождений. Дальнейший рост нефтяной промышленности Российской Федерации связано с разработкой трудноизвлекаемых запасов.
Согласно анализу, проведенному отечественными специалистами, доля трудноизвлекаемых запасов достигнет 70% к 2025 году. Добыча запасов, расположенных в низкопроницаемых пластах, используя общепринятые, укоренившиеся системы заводнения, экономически неэффективна. Основными недостатками этой системы являются преждевременное увеличение обводненности извлекаемого флюида, из-за прорыва воды к добывающим скважинам, относительно низкий коэффициент охвата.
Необходимо применять новые технологии для добычи трудноизвлекаемых углеводородов. В США, например, самый распространенный метод повышения нефтеотдачи является газовое воздействие по объёму и количеству реализуемых проектов. В России применения технологии закачки газа в пласт могут оказаться весьма действенными и продуктивными.

Весь текст будет доступен после покупки

Глава 1. ПРИРОДНО- КЛИМАТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРИОБСКОГО НЕФТЯНОГОМЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Географическое положениерайона исследования

Приобское нефтяное месторождение представляет собой крупнейшее нефтяное месторождение, расположенное в Ханты-Мансийском автономном округе Тюменской области, в 65 км от г Ханты-Мансийска и в 200 км от г Нефтеюганска (рисунок 1), которое было открыто в 1982 г. Оно относится к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Месторождение удаленное, труднодоступное.









Рисунок 1 – Местоположение Приобского нефтяного месторождения

В 1985 г была заложена 1я разведочная скважина. В 1988 г на его левом берегу началась эксплуатационная добыча фонтанным способом со скважины №181-Р с дебитом 37 т/сутки. На начало 2006 г. на месторождении было учтено 954 добывающих и 376 нагнетательных скважин. Геологические запасы оцениваются в 5 млрд т нефти. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 2,4 млрд т.

1.2 Природно-климатические условия района исследования

Приобская площадь северной своей частью расположена в пределах Обской поймы - молодой аллювиальной равнины с аккумуляцией четвертичных отложений сравнительно большой мощности. Абсолютные отметки рельефа составляют 30-55 м . Южная часть площади тяготеет к плоской аллювиальной равнине на уровне второй надпойменной терассы со слабо выраженными формами речной эррозии и аккумуляции . Абсолютные отметки здесь составляют 46-60 м.
Гидрографическая сеть представлена протокой Малый Салым, которая протекает в субширотном направлении в северной части площади и на этом участке соединяется мелкими протоками Малой Берёзовской и Полой с крупной и полноводной Обской протокой Большой Салым. Река Обь является основной водной магистралью Тюменской области . На территории района имеется большое количество озёр, наиболее крупные из которых озеро Олевашкина, озеро Карасье, озеро Окунёвое . Болота непроходимые, замерзают к концу января и являются главным препятствием при передвижении транспорта .

Весь текст будет доступен после покупки

1. Багаутдинов, А.К. Технологическая схема разработки (внеплановая работа) Приобского месторождения СибНИИНП: учебное пособие / А.К. Багаутдинов [и др.] – Тюмень, 1976– 34 с.
2.Басарыгин, Ю.М. Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин: учеб. для вузов / Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников [и др.]–М.: НЕДРА-Бизнесцентр, 2001. – 543 с.
3. Бухаленко, Е.И.Нефтепромысловое оборудование. / Е.И.Бухаленко, В.В. Вергинова –М.: Изд-во Искра, 2000 г. – 421 с.
4. Цегельский, В.Г. Двухфазные струйные аппараты / В.Г. Цегельский– М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2003.– 408 с.
5.Дроздов, А.Н. Водогазовое воздействие на пласт: механизм действия, известные технологии. Насосно-эжекторная технология и насосно-компрессорная технология как ее разновидность / А.Н. Дроздов, В.П. Телков, Ю.А. Егоров // Труды РГУНГ имени И.М. Губкина. 2009. № 1.– С. 23–33.
6. Дроздов, А.Н. Проблемы внедрения водогазового воздействия на пласт и их решения / А.Н. Дроздов // Нефтепромысловое оборудование. 2014. № 8. –С. 100–104.
7. Гатауллина, Э. На новый горизонт / Э. Гатауллина // Нефтесервисный холдинг «ТАГРАС». – 2015. –№ 4 (88). – С. 3.
8.Гиматудинов Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождении. Добыча нефти: учебник / под общ. ред. Ш.К. Гиматудинова [и др.] – М.: Недра, 1983. — 455 с.
9.Гарифов, К.М. История и современное состояние техники и технологии ОРЭ пластов в ОАО «Татнефть» / К.М. Гарифов // Инженерная практика. 2010. № 1. C. 16–19.

Весь текст будет доступен после покупки