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 3.2

Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %) Карамалинской площади

Наименование	При однократном разгазировании пластовой нефти в ст. усл.		При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях		Пластовая нефть
Наименование	выделившийся газ	нефть	выделившийся газ	нефть	Пластовая нефть
Сероводород	0,03	-	-	-	0,00
Углекисл. газ	1,16	-	0,44	-	0,37

Продолжение таблицы 3.2

Наименование	При однократном разгазировании пластовой нефти в ст. усл.		При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях		Пластовая нефть
Наименование	выделившийся газ	нефть	выделившийся газ	нефть	Пластовая нефть
Сероводород	0,03	-	-	-	0,00
Гелий	8,32	-	9,70	-	2,40
метан	37,58	3,45	45,59	-	12,34
этан	24,31	1,84	21,97	-	7,63
пропан	17,57	1,25	14,37	-	7,94
изобутан	2,09	0,95	1,51	-	1,29
н. бутан	5,77	0,95	4,00	-	4,22
изопентан	1,59	0,77	0,76	-	1,97
н. пентан	1,45	0,77	0,88	-	1,99
Молекулярная масса остатка	30,54	178,3	-	-	205,3
Плотность кг/м3	1,053	873,5	-	-	837,6

Таблица 3.3

Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти Карамалинской площади

Наименование	Кол-во исследований		Диапазон изменения	Среднее значение
Наименование	скв.	проб	Диапазон изменения	Среднее значение
1	2	3	4	5
1) Месторождение, площадь	Ромашкинское, Карамалинская
2) Горизонт	пашийский
3) Вязкость, мПа·с
при 20 ⁰C	19	37	23-34	29,2
при 50 ⁰C	19	37	7,3-8,8	8,2
4) Массовое содержание
- смол селикагелевых	19	37	20-23,2	21,77
- серы	19	37	2,0-2,3	2,21
- асфальтенов	19	37	4,4-5,2	4,69
- парафинов	19	37	3,0-4,0	3,3
6) Объемный выход фракции,%
- Н.К. – 100 ⁰C	19	37	5,9-8,7	7,5
- до 150 ⁰C	Не опр.	Не опр.	Не опр.	Не опр.
- до 200 ⁰C	19	37	24,2-23,1	23,97
- до 300 ⁰C	19	37	44,23-52,5	46,9

Пластовый газовый фактор в среднем по площади составляет 62,30 м³/т. В процессе сбора, транспорта и подготовки нефти рабочий газовый фактор, т.е. количество выделенного газа на 1-ой и 2-ой ступенях сепарации равняется 50,10 м³/т. Потери нефти от испарения лёгких фракций при дальнейшей её

подготовке составляют 3,84 м³/т, а её потери в процессе подготовки сточных

вод порядка 0,022 м³/т.

Таким образом, разница между пластовым газовым фактором и суммарным количеством газа, выделенным в процессе подготовки нефти, составляет 8,25 м³/т. Эта разница ушла вместе с товарной нефтью.

Пластовые воды продуктивных отложений терригенного девона представляют собой рассолы хлоркальциевого типа с общей минерализацией изменяющейся от 260 г/л до 277 г/л. В табл. 3.4 приведены данные по результатам исследований проб пластовой воды Карамалинской площади. [2]

Таблица 3.4

Свойства и ионный состав пластовой воды Карамалинской площади

Наименование	Количество исследованных скважин	Диапазон изменения	Среднее значение
Cl-	29	4587,76 – 4885,34	4786,22
SO42-	29	0 ,02- 1,03	0,21
HCO3-	29	0,1 – 0,6	0,23
Ca2+	29	554 – 619,25	608,17
Mg2+	29	178,67 – 206,5	202,97
K++Na+	29	3063,64 – 3269,43	3173,59
pH	29	0-5,8	3,86

Таким образом, можно сделать вывод, что по плотности нефти (плотность сепарированной нефти 860,6 кг/м³)относятся к типу средних нефтей.

Содержание серы в нефти колеблется от 2,0% до 2,3%, среднее 2,21%; содержание парафинов от 3,0% до 4,0%, среднее 3,3%.

Следовательно, нефти пашийского горизонта Карамалинской площади относятся к классу сернистых и парафинистых нефтей. Среднее значение выхода светлых фракций составляет при T = 100 ⁰C - 7,5%, при T = 200 ⁰C – 23,97%, при T = 300 ⁰C – 46,9%.

Таким образом, по химическому составу пластовые воды являются хлоридно-натриевыми, высокоминерализованными рассолами со значительным содержанием кальция (по В.А. Сулину). Общая их минерализация колеблется от 260 до 277 г/л. Плотность воды в среднем составляет 1179 кг/м³, вязкость в пределах 1,85 мПа.с , pH равно 6.2 .Газовый

состав подземных вод азатно-метановый. Газонасыщенность достигает 0,26 м³/т. Упругость газа составляет 6,75 – 9,8 МПа. Объёмный коэффициент составляет 1,013.