Методы увеличения нефтеотдачи пласта на Южно-Сургутском месторождении

Автор: Пользователь скрыл имя, 16 Мая 2013 в 06:14, дипломная работа

Описание работы

В экономической части был произведен анализ технико-экономических показателей НГДУ “Юганскнефть” и произведен расчет экономического эффекта от применения методов по повышению нефтеотдачи, который показал, что срок окупаемости происходит уже в первый год применения.
В разделе “безопасность жизнедеятельности и охраны окружающей среды” анализировалось воздействие токсических веществ при использовании методов по повышению нефтеотдачи, основные мероприятия по технике безопасности, а также рассчитывались потери нефти попавшей в окружающую среду.

Содержание

Введение. 5
1. Общая часть. 8
1.2. История освоения Южно-Сургутского месторождения. 8
2. Геологическая часть. 10
2.1. Географо-геологические сведения. 10
2.2. Стратиграфия. 11
2.3. Тектоника. 17
2.4. Свойства пластовых жидкостей и газов. 25
3. Технологическая часть. 27
3.1. Основные проектные решения по разработке месторождения. 27
3.2. Текущее состояние разработки месторождения. 30
4. Техническая часть. 40
4.1. Понятие о скважине. 40
4.2. Элементы конструкции скважины. 41
5. Специальная часть. 43
5.1. Мероприятия по ПНП и интенсификации за 1994-2000 гг. 43
5.2. Эффективность физико-химических МУН. 49
5.3. ОПЗ добывающих скважин композициями на основе нефтяных растворителей. 60
5.4. Результаты работ по интенсификации. 63
5.5. Результаты гидродинамического воздействия в 1994-2000 гг. 76
Выводы и рекомендации. 83
6. Технико-экономические показатели. 87
6.1 Расчет эффективности методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях НГДУ “Юганскнефть” по годам и видам работ. 87
6.2. Анализ чувствительности проекта. 92
Выводы. 97
7. Безопасность и экологичность проекта. 98
7.1. Обеспечение безопасности работающих. 98
7.2. Экологичность проекта. 104
7.3. Чрезвычайные ситуации. 116
Вывод. 126
Список используемой литературы. 127

Скачать полностью (157.75 Кб) Сколько стоит заказать работу?

Работа содержит 1 файл

Диплом.doc

— 690.50 Кб (Скачать)

      Эффективность  потокоотклоняющих МУН определена  по каждому участку воздействия  до завершения технологического эффекта, при этом за базовый уровень, как правило, взят уровень добычи нефти непосредственно перед применением МУН, т.е. эффект определен только от МУН «над фоном» других ГТМ, в основном за счет снижения обводненности добываемой жидкости. Сводные результаты расчета и количество обработок по годам приведены в табл. 5.1. Как видно из табл. 5.1, суммарная дополнительная добыча нефти за 1992-99 гг. и 1 кв. 2000 г. составляет 520 тыс. т, но распределяется по годам далеко не равномерно из-за неравномерности проведения обработок. В целом объемы дополнительной добычи по годам за счет МУН близки к отчетным данным НГДУ.

 

 

Ретроспективный анализ применения МУН по горизонту БС10 Южно-Сургутского месторождения.                                       Таблица 5.2.

Технология,

закачиваемый

агент

№№

скважин

Дата

обработки

Кол-во

реаг.

добыв.

скважин

Расход

химреа-

гентов

(товарная

форма), т

Объем

Закачки,

м3

Дополни-

тельная

добыча

нефти,

тыс.т

Удельный эффект

Измене-

ние обвод-

ненности, %

(«+»-рост,

«-«-сниж.)

Измене-

ние обвод-

ненности, %

Продол-

житель-

ность эф-

фекта,

мес.

При-

Рост

ОИЗ,

%

Охват

балан.

запасов

МУН, %

Т/т

т/скв.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

1. Потокоотклоняющие  технологии

КПС-1

1350, 1352, 1354, 557

сен-окт.92

20

14.0

150.0

41.6

2971

13867

-2

17

15.1

2.7

1.6

 

275, 268, 1066, 89, 571

сен-дек.93

15

14.0

150.0

12.8

914

4267

-3

19

35.1

1.3

2.6

Всего по технологии

9

  

35

28.0

300.0

54.4

  

6044

-2.5

18

45.0

1.3

2.6

ЭС, ЦОПЗ,

ЭС+ЦОПЗ, КПС.

29 скважин

05.92-

2.93

112

    

26.7

  

921

5

18

3.3

0.2

24.4

ЭГПАПС

88, 94, 100, 115, 116

574, 575, 747

07-11.96

30

139.7

3069.7

53.4

382

6675

-5

17

35.7

0.7

14.4

 

ЭПДС

470, 559, 641, 642, 1320, 567

1322

 

03.97

 

23

 

232.0

 

1586.0

 

17.5

 

76

 

2504

 

0

 

12

 

5.9

 

0.2

 

12.6

180, 181, 604, 211, 220, 221, 227

617, 618, 846, 896

 

04-07.97

 

57

 

347.0

 

2234.0

 

32.1

 

92

 

2917

 

1

 

13

 

7.6

 

0.1

  
 

18

  

80

579

3820

49.6

86

2756

0.5

12.5

      

Гивпан

1074, 391, 393, 697

04-07.96

27

158.9

780.8

41.0

258

10255

-12

20

385.4

10.9

7.4

 

279, 264, 253, 278, 618

09-10.98

7

156.0

1135.0

12.6

81

2520

-4

10

      
 

9

  

34

314.9

1915.8

53.6

170

5958

-8

15

      

Галка

399, 400, 1350, 1352, 1354

12.96

30

157.0

1052.0

67.8

432

13560

-7

16

45.8

1.6

4.8

 

1350, 1352, 1354

10-11.98

32

69.5

652.0

4.0

58

1333

-15

5

      
 

8

  

62

226.5

1704

71.8

317

8975

-11

10.5

      

БПС

267, 268, 275, 671, 5553, 5556

02-04.99

  

17.4

8000

42.5

2443

7083

          

Темпоскрин

79,369,391,393,395,400,697,

1153,1352,1353,1354,1355,1373,

1374,1384,1387,1395,1396,1398,

6084,52,60,62,80,86,93,94,95,

100,116,117,123,125,131,136,

137,155,166,169,173,179,180

181,187,188,189,202,203,204,

205,210,213,218,221,233,470,

475,499,559,567,569,571,572,

575,577,642,744,798,843,846,

976,1166,1314,1320,1322,1328,5220

 

 

 

 

 

 

 

 

 

06-12.99

  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

105.7

 

 

 

 

 

 

 

 

 

16157.4

 

 

 

 

 

 

 

 

 

39.9

 

 

 

 

 

 

 

 

 

377

 

 

 

 

 

 

 

 

 

512

          

Всего по потоко-

отклоняющим

165

  

353

1411.2

34966.9

391.9

278

2375

-4

15

      

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

      Необходимо  отметить, что в период с 1992 по 1998 гг. кроме МУН на горизонте  БС10 применялись ОПЗ Нефрасом  добывающих скважин и гидродинамическое воздействие (сезонное ограничение закачки и отключение высокообводненного фонда), а после 1998 года применялся комплекс мероприятий, включающий масштабное применение ПГС Темпоскрин, интенсификацию по программе Джо Мака, форсирование отбора жидкости и увеличение объемов закачки, а также пуск ранее бездействующих скважин. До 1998 г. всего дополнительно добыто 909.5 тыс.т, за счет гидродинамических методов-265.8 тыс.т.

      Таким  образом, результаты применения  МУН за анализируемый период  в целом показывают достаточно высокую эффективность и их внедрение необходимо продолжать. Для оценки потенциально возможных ежегодных объемов применения МУН необходимо более детально анализировать результаты широкомасштабного применения ПГС Темпоскрин в 1999 г.

 

      Результаты применения ПГС «Темпоскрин». В Конце 1999 г., согласно Инвестиционного проекта [2] на горизонте БС10 осуществлено крупномасштабное внедрение технологии применения ПГС «Темпоскрин» (рис. 5.5). Помимо этого, с начала 1999 года вместо гидродинамического воздействия в варианте сезонного ограничения закачки и отключения высокообводненного фонда на участке реализуется форсированный отбор и закачка при восстановлении бездействующего фонда.

      Оценку  эффективности всех мероприятий  по участку осуществляли в следующей последовательности (рис.5.6):

  • сначала по динамике добычи нефти за 1990-1993 гг. был определен базовый уровень добычи нефти по участку в 1994-1 кв. 2000 г.;
  • оценен суммарный технологический эффект от всех мероприятий как<span class="dash041e_0441_043d_043e_0432_043d_043e_0439_0020_0442_0435_043a_044

Информация о работе Методы увеличения нефтеотдачи пласта на Южно-Сургутском месторождении