Министерство  образования РБ

Ишимбайский нефтяной колледж

Технология  извлечения высоковязких нефтей из недр с  использованием внутрипластового

горения

Курсовая  работа

0906ЭСз-2-04

Выполнил…………………………………………………………/Шамсутдинов М.Р./

Проверил………………………………………………………./Елисеева И.С./

2006 
Ишимбайский нефтяной колледж

 

 Дата  выдачи задания «....»...........2006г.               УТВЕРЖДАЮ:

 Дата  окончания проекта  «....».……...2006г           Зам. Директора по учебной роботе

                                                              _____________________КирееВо Т.Н

                                                             «……….»………………………………………………….…2006г. 

Задание

на  курсовую работу по дисциплине

«Разработка нефтяных и газовых  месторождений»

  Студент заочного отделения………Шамсутдинов М.В.…………………………………….……...

  Курса…………………5…………………………………………………………………………………………………………………….………

  группы………………ЭСз-2-04…………………………………………………………………………………………………………..

  Специальность 0906 «Эксплуатация  нефтяных и газовых

  Месторождений

  Тема:………Технология извлечения высоковязких нефтей из недр с использованием внутрипластового ……………………………………………………………………………………..

  ……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………..

  ……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………..

Содержание курсовой работы

      ВВЕДЕНИЕ 

  1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

  1.1    05щие сведения  о районе месторождения

  1.2   Стратиграфия и  тектоника

  1.3   Характеристика нефтегазоносных  пластов

  1.4    Характеристика пластовых  флюидов

  1.5   Состояние разработки  месторождения

  2. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

  2.1 История вопроса

  2.2 Уровень разработанности  проблемы в теории

  2.3 Уровень разработанности  проблемы в практике

  2.4 Расчетная часть 

  ……………………………………………………………………………………………………………………

  ……………………………………………………………………………………………………………………

  ……………………………………………………………………………………………………………………

  ……………………………………………………………………………………………………………………

  2.5 Экологическая безопасность

  3 Заключение

  СПИСОК  ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

  ПРИЛОЖЕНИЯ 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

  Руководитель  курсовой роботы…………………………/И.С. Елисеева /

  Студент………………………………………………………………/Шамсутдинов М.Р./

 

Содержание курсовой работы

      ВВЕДЕНИЕ 

  1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

  1.1    05щие сведения  о районе месторождения

  1.2   Стратиграфия и  тектоника

  1.3   Характеристика нефтегазоносных  пластов

  1.4    Характеристика пластовых флюидов

  1.5   Состояние разработки  месторождения

  2. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

  2.1 История вопроса

  2.2 Уровень разработанности  проблемы в теории

  2.3 Уровень разработанности  проблемы в практике

  2.4 Расчетная часть 

  ……………………………………………………………………………………………………………………

  ……………………………………………………………………………………………………………………

  ……………………………………………………………………………………………………………………

  ……………………………………………………………………………………………………………………

  2.5 Экологическая безопасность

  3 Заключение

  СПИСОК  ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

  ПРИЛОЖЕНИЯ 
 

    
ВВЕДЕНИЕ

 

       Основной  задачей любой нефтяной компании является максимальная добыча нефти с минимальными затратами.

       

       Основным  показателем, характеризующим  качество проведенного ремонта, качество спущенного глубинно-насосного  оборудования, качество проведения обработок  призабойной зоны пласта по предупреждению возникновения различных отложений - является наработка на отказ, которая прямопропорционально зависит от количества преждевременных и повторных ремонтов.

     В проведенном ниже анализе рассмотрим состояние фонда  скважин, оборудованных  УЭЦН на Харампурском месторождении ЦДНГ-2. Причины устранения отложений парафина, смолистых отложений на рабочие органы УЭЦН, методы борьбы с данными отложениями. 

 

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения  о районе месторождения 

       Харампурское  месторождение находится на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Расстояние от района до поселка Тарко-Сам составляет 115 км по воздуху и 215 наземным транспортом.

       Ближайшими  месторождениями  являются: Фестивальное, расположенное в 25 км юго-западнее и Восточно-Тарасовское, расположенное в 75 км западнее Харампурского нефтегазо-конденсатного месторождения.

       Площадь Харампурского месторождения  расположена в  южной части Пурской  низменности на севере Западно-Сибирской равнины и представляет собой пологоволнистую заболоченную равнину с абсолютным отметками рельефа от +80 (на водоразделах) до +45 м (в долинах рек). Господствующим ландшафтом являются северная тайга, в которой, преобладает лесотундровые и безлесные участки, заселенность площади 40-60%. Видовой состав леса: ель, лиственница; реже - кедр, береза, сосна.

       Рельеф  имеет слабое эрозисное, долинно-болотное и  сильно озерное расчленение  осложнен речными террасами, буграми пучения. На всех формах рельефа характерно разобщенное залегание современной и древне вечной мерзлоты водораздельно-долинного типа.

       

       Климат  района резко континентальный. Продолжительность  устойчивых морозов  около 180 дней. Количество дней с метелями более 30. Средняя температура  с метелями более 30. Среднее температура воздуха холодного периода 22-30°С. Снежный покров сохраняется 210 дней, а высота покрова достигает 0,5 м на водоразделах и до 2-2,5 м в долинах рек и обрывов. Лето короткое, прохладное. Средняя температура самого теплого месяца июля + 15°С. Гидрографичная сеть представлена реками, формирующими бассейн реки Таз - это верхняя течение реки Часелька и левый участок реки Толька, а также бассейна реки Пур - реки Харампур и Пюхятьяха, правые притоки реки Айвоседур. Все эти реки не судоходны, с узкими долинами и сильно извилистыми руслами.

     Грунтовые воды района открытые безнапорные: уровень  их состояния близок к дневной поверхности  и лишь на суходолах  понижается на 2-6 м; вскрыты  всеми скважинами на глубине от 1,5 до 3 м.

     Полезная  толщина представлена мелкими песками, средняя толщина которых составляет 0,92 м. Запасы песка по категории С₂ составляют 184 тыс. м³ Площадь месторождения равна 20Га.

     

     Подземные воды огромную ценность для водоснабжения  промысловых объектов представляет пресные подземные воды первого гидропресного этапа Западно-Сибирского артезианского бассейна. В зависимости от строения ММП на площади Харампуринского месторождения условно выделяются надмерзлотные и метмерзлостные водоносный горизонты.

     Межмерзлотные воды стратеграфически приручены к атлым-новомехайловскому водоносному горизонту в интервале межмерзлосного толика, толщина которого не превышает 20 м.

     Атлым-новомехайловский водоносный горизонт имеет хозяйственно питьевого значения. Глубина залегании  кровле водоносного  горизонта 50-65 м, Подошвы 165-170 м. Воды напорные, напор под кровлей в среднем 56 м. По химическому составу воды гидрокарбонатные, кальциевые и натриевые.  

 

     

1.2 Стратиграфия и  тектоника. 

     Геологический разрез Харампурского  месторождения сложен мощной (3900-4000м) осадочных терригенных пород, подстилаемых эффузолии-перматри-ассового возраста.

     В составе юрских отложений  изучаемого района выделяются осадки всех трех отделов: нижний, среднего и  верхнего. Осадки среднего отдела включают тюменскую  свиту. В разрезе  прибрежно-морских и более глубоководных верхнеюрских отложений выделяются свита васюганская.

     По  литологической характеристике свита делится  на нижнюю (глинистую) и верхнюю (песчано-глинистую) под свиты.

     

     Нижняя  подсвита сложена  аргиллитами, темно-серыми до серых буроватым и зеленоватым оттенком, преимущественно тонкоотлученные с прослоями аловралитов и песчаников. Характерен растительный детрит, пирит, редкие осадки двустворок, аммионитов и аршлетов. Алевриты серые с буроватым оттенком. Агрелиты темно-серые и серые с буроватым оттенком. Породы биотурбировант. Характерны пирит, редкие осадки аммонитов и двустворок. Песчаники васюганской свиты регионально нефтеносны, к ним приручен продуктивный горизонт Ю_1. На Харампурском месторождении в состав горизонта Ю₁ входят четыре продуктивных пласта (Ю₁¹ , Ю₁² , Ю₁³ , Ю₁⁴). Возраст осадков - колловейский - оксфордский, установлен по форме аммонитов, форами нифер и пелеципод.

     В пределах месторождения  васюганская свита  вскрыта почти  во всех скважинах  на глубинах 2818-3117 м. Наиболее низкое положение кровли (3293 м) васюганской свиты.

 

     1.3 Характеристика нефтегазоносных  пластов