Анализ эффективности технологии закачки КРК с целью восстановления продуктивности скважин Карамалинской площади Ромашкинского месторож

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 09 Марта 2011 в 17:05, курсовая работа

Описание работы

Основной задачей курсового проекта является оценка эффективности технологии закачки КРК с целью восстановления продуктивности скважин Карамалинской площади Ромашкинского месторождения.

Содержание работы

Введение………………………………………………………………………4
Краткая характеристика геологического строения промыслового
объекта .................................................................................................5
Основные коллекторские свойства продуктивных горизонтов…………..8
Состав и физико-химические свойства флюидов………………………….12
Характеристика фонда механизированных скважин.(Анализ конструкции скважин, типов применяемого устьевого и подземного оборудования. Распределение скважин по дебитам жидкости , обводненности, глубины спуска насоса)………………………………………………………………...16
Анализ причин ухудшения состояния призабойных зон скважин. Анализ динамики коэффициента продуктивности по скважинам промыслового объекта ………………………………………………………………………..27
Управление продуктивностью скважин. Классификация методов восстановления продуктивности скважин, их краткая характеристика….37
Анализ технологической эффективности методов восстановления продуктивности скважин на промысловом объекте……………………….49
Расчет технологической эффективности методов восстановления продуктивности скважин на промысловом объекте………………………54
Проведение ОПЗ скважин композициями на основе растворителей и отходов нефтехимиче6ских производств – КРК. Характеристика применяемых материалов и технических средств ………………………..71
Выбор фонда скважин промыслового объекта для проведения ОПЗ закачкой КРК…………………………………………………………………78
Расчет технологического процесса метода ОПЗ закачкой КРК…………..80
Выводы и рекомендации по дальнейшему применению метода ОПЗ закачкой КРК на промысловом объекте……………………………………86
Приложение 1
Графическая часть
Схема предлагаемого оборудования для метода ОПЗ закачкой КРК
Гистограмма основных технологических анализов

Скачать архив (745.58 Кб) Сколько стоит заказать работу?

Файлы: 14 файлов

геология сдн (Автосохраненный).doc

— 235.00 Кб (Скачать файл)

Таблица 2.3

Средние нефтенасыщенные толщины по пластам

Пласт

Группа

Блок

По пласту в целом

(1)

Среднее

2,3

1,9

1,6

1,9

3,1

1,9

1,7

2,8

2,3

1,4

2,6

2,1

1,8

1,6

1,9

2,6

1,7

1,6

2,1

б₁

(1)

Среднее

2,4

1,8

1,5

2,0

2,5

1,6

1,2

2,2

1,8

2,2

1,8

2,3

1,4

1,5

2,0

2,3

1,6

1,4

2,0

б₂

(1)

Среднее

2,0

1,9

1,5

1,9

2,2

1,0

1,8

1,5

1,2

1,4

1,6

1,8

1,6

1,8

1,9

1,5

1,8

б₃

(1)

Среднее

2,2

1,4

2,2

1,9

1,2

1,8

1,3

1,5

1,4

1,2

1,7

1,8

1,4

2,6

1,5

1,6

1,9

(1)

Среднее

2,6

3,1

1,9

2,5

1,8

0,8

1,8

1,6

1,4

1,5

2,3

2,2

1,8

2,2

гд

(1)

Среднее

2,4

4,4

2,7

2,4

4,4

2,7

Таблица 2.4

Характеристика коэффициентов слияния пластов объекта разработки

Пласт	1		2		3		4		По площади в целом
Пласт	Ксл.н.	Ксл.в.	Ксл.н.	Ксл.в.	Ксл.н.	Ксл.в.	Ксл.н.	Ксл.в.	Ксл.н.	Ксл.в.
а	0,175	0,167	0,419	0,388	0,294	0,316	0,341	0,238	0,310	0,314
б₁	0,225	0,345	0,215	0,368	0,423	0,292	0,374	0,314	0,296	0,370
б₂	0,505	0,467	0,534	0,579	0,472	0,452	0,479	0,531	0,462	0,498
б₃	0,333	0,352	0,596	0,522	0,406	0,460	0,460	0,406	0,459	0,448
в	0,352	0,302	0,481	0,420	0,296	0,408	0,362	0,296	0,407	0,362
гд	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-

Наибольшая средняя нефтенасышенная толщина в целом по площади отмечается по пласту "в", а минимальные — по пластам "б₂" и "бз" (табл. 2.3). При этом почти по всем пластам средние толщины по высокопродуктивной неглинистой группе выше, чем по коллекторам высокопродуктивной глинистой или малопродуктивной групп. Так, в целом, по площади значения нефтенасыщенных толщин по 1 группе изменяются по пластам от 1,8 м (пласт "б") до 2,6 м (пласты "а" и "б₃"), а по (1) и 2 группам — соответственно от 1,5 м (пласт "б₃") до 2,2 м (пласт "в") и от 1,4 м (пласты "б₁") до 1,8 м (пласт "в").[1]

Таким образом, пласты эксплуатационного объекта характеризуются высокой гидродинамической связанностью между собой, о чем свидетельствуют данные, приведенные в таблице 2.4. Самый высокий коэффициент слияния с нижним пластом (К_СЛ.Н.), рассчитываемый как соотношение количества скважин, вскрывших коллектор в слиянии с нижним интервалом, к общему количеству скважин, вскрывших коллектор по рассматриваемому пласту, в целом по площади приходится на пласт "б₂" (0,492). По остальным пластам величина К_СЛ.Н значительно ниже и изменяется от 0,256 (пласт "б₁") до 0,459 (пласт "б₃"). В пределах II и IV блоков наибольшими коэффициентами слияния с нижним пластом характеризуется пласт "бз", а на I и III блоках — пласт "б₂".

По величине коэффициента слияния с верхним пластом (К_СЛ.В.) в целом по площади наиболее высокими значениями выделяются пласты "б₃" (К_СЛ.В.=0,498 и К_СЛ.В.=0 448). По остальным пластам доля продуктивной площади, приходящейся на зоны слияний, изменяется от 0,314 (пласт "б₁") до 0,370 (пласт "б₂").

3.Состав и физико-химические свойства флюидов

Исследование физико-химических свойств нефтей в пластовых и поверхностных условиях проводились по пластовым пробам в отделе исследования нефтей ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ПТУ. Пробы опирались глубинными пробоотборниками типа ПД-3 и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ (вискозиметр высокого давления универсальный) и капиллярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти н газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался на хроматографах типа ЛХМ-8М ХРОМ-5. Все данные исследования приведены согласно РД-155-39-007-96 "Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений". [2]

Всего по пашийскому горизонту Карамалинской площади проанализировано: пластовых- 147 проб, поверхностных - 92 пробы.

При расчете средних значений параметров проводилась отбраковка данных анализов некачественно отобранных проб. Ниже приводится краткая характеристика нефти по горизонту .

Таблица 3.1

Свойства пластовой нефти и газа на объектах Карамалинской площади

Наименование	Количество исследованных		Диапазон изменения	Среднее значение
Наименование	скважин	проб	Диапазон изменения	Среднее значение
Нефть
Давление насыщения газом, МПа	19	32	70,2-72,8	7,12
Газосодержание при однократном разгазировании , м³/т	19	32	46,8-48,8	46,9
Объемный коэффициент при однократном разгазировании , д.ед.	19	32	1,12-1,13	1,123
Газосодержание при диф. разгазировании в рабочих условиях, м³/т	Не опр.	Не опр.	Не опр.	Не опр.
Суммарное газосодержание,м³/т	Не опр.	Не опр.	Не опр.	Не опр.
Плотность,кг/м³	19	32	836-840,1	837,6
Вязкость, мПа · с	19	32	6,33-7,05	6,45
Объёмный коэффициент при диф. разгазировании в рабочих условиях, доли ед.	19	32	1,097	1,097
Пластовая вода
Газосодержание, м³/т В т.ч сереводорода, м³/т	-	-	-	0,26

Продолжение таблицы 3.1

Наименование	Количество исследованных		Диапазон изменения	Среднее значение
Наименование	скважин	проб	Диапазон изменения	Среднее значение
Вязкость, мПа · с	29	1	1,82-2	1,85
Объёмный коэффициент, доли ед.	-	-	-	1,013
Общая минерализация, г/л	29	29	260,7-277,5	271,6
Плотность,кг/м3	29	29	1179-1195	1187,7

Исследование свойств нефти пашийского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 49 скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов, следующие: давление насыщения - 7,12 МПа, газосодержание - 46,92 м7т, объемный коэффициент -1,123, динамическая вязкость составляет 6,45 мПа*с. Результаты этих анализов были учтены при обобщении материала и расчете средних значений параметров. Плотность пластовой нефти – 837,6 кг/м, сепарированной -873,5 кг/м . По данным анализов поверхностных проб нефть пашийского горизонта средняя. По содержанию серы - 2,21 % масс, нефть является сернистой. Кинематическая вязкость при 20⁰ С составляет 29,0* 10^-6 м²/с.[2]

Промысловые исследования по выявлению закономерностей изменения физико-химических свойств нефти при разработке Карамалинской площади Ромашкинского месторождения проводились с 1964 по 1995 год в следующих направлениях: нахождение закономерностей изменения газосодержания, давления насыщения, вязкости и плотности пластовой нефти, определение изменений физико-химических свойств дегазированной нефти, происходящих в процессе разработки.

Наибольшую сложность представляло установление закономерностей изменения основных свойств пластовой нефти из-за большого количества данных исследования полученных в процессе разработки площади, поэтому были вычислены средние значения основных параметров нефти по годам.[2]