Автор: Пользователь скрыл имя, 17 Января 2012 в 12:59, курсовая работа
В настоящее время разработка многих месторождений ТПП «Урайнефтегаз» ведется на поздней стадии и характеризуется значительной выработкой запасов нефти, длительной эксплуатацией фонда скважин, увеличением обводненности добываемой продукции. Все это влечет за собой ежегодно увеличивающиеся затраты на извлечение каждой тонны нефти. В таких условиях необходим жесткий контроль за разработкой месторождений.
Введение…………………………………………………………......…………..3
1. Общая часть……………………………………………………….......………4
1.1. Общая характеристика района работ…………………………….......……4
2. Геологическая часть…………………………………………………........…..5
2.1. Стратиграфия………… …………………………………...………........…..5
2.2. Тектоника……………………………………………………………........…6
2.3. Нефтегазоносность…………………………………………….......……….7
2.4. Физико-химическая характеристика нефтей……………………......…....8
3. Технологическая часть………………………………………………….......13
3.1. Динамика основных показателей разработки………………….....…..13
3.2. Анализ эффективности реализуемой системы разработки. Анализ работы добывающего фонда скважин……….............................................…..14
4. Техническая часть……………………………………………………….......18
4.1. Общие сведения...........................................................................................18
4.2. Система сбора продукции скважин в Западной Сибири ....…….….…...19
4.3. Принципиальная схема сбора и подготовка нефти, газа и воды ...….....20
5. Специальная часть………………………………………………………..…23
5.1 Анализ системы сбора на Убинском месторождении......………….....…23
5.2 Совершенствование системы сбора и подготовки продукции ..….....….23
6. Основные правила безопасности…………………………………..…....….27
Заключение……………………………………………………………………..28
Список литературы……………………………………………………..……...29
По
отражающему горизонту "П" фиксирующему
эррозионную поверхность
Центральное поднятие наиболее крупное и наиболее сложное. В пределах его зафиксированы 4 куполовидных осложнения. Размеры поднятия по оконтуривающей изогипсе – 1860 м составляют 15 х 7 км. Амплитуда около 120 м. Общее простирание поднятия северо-восточное.
К югу от центрального расположено юго-восточное поднятие, которое оконтуривается изогипсой – 1870 м. Размеры 3х5 км с амплитудой 40 м.
В западной части рассматриваемой площади расположено западное поднятие. От центрального поднятия оно отделено тектоническим нарушением типа "сброс".
Западное поднятие оконтурено изогипсой – 1890 м и раскрывается в юго-западном направлении. Простирание поднятия северо-северо-западное, размеры 6 х 5 км, амплитуда 150 м.
В самой южной части площади расположено южное поднятие. Оно имеет северо-западное простирание, оконтуривается изогипсой – 1890 м, но в районе скв. 10054 оно раскрывается в северном направлении на отметке – 1850 м.
Размеры
в этих пределах 5х5 км, амплитуда 115 м. Таким
образом, размытая поверхность фундамента
имеет расчлененный рельеф с многочисленными
выступами до 100 и более метров и с узкими
глубокими прогибами между ними. На наиболее
крупных участках склонов выступов углы
наклона поверхности фундамента достигают
4-50, на пологих присводовых участках
углы составляют 1-20.
2.3.
Нефтегазоносность
На Убинском месторождении промышленная нефтеносность установлена в доюрском складчатом фундаменте (кора выветривания - КВ), в среднеюрских (тюменская свита - пласт Т) и верхнеюрских отложениях (пласт П) мезо-кайнозойского осадочного чехла. В состав Убинского месторождения входят три залежи нефти: Западная, Центральная, Юго-Восточная.
Продуктивные отложения пласта П присутствуют лишь в пределах Центральной залежи.
Основной продуктивной толщей на месторождении является тюменская свита, представленная нефтенасыщенными коллекторами двух пластов: пласт Т1 и пласт Т2. Пласты Т1 и Т2 имеют повсеместное распространение только на Западной залежи. На Центральной и Юго-Восточной залежах нефтенасыщенные коллекторы тюменской свиты принадлежат только пласту Т1.
Нефтенасыщенные коллекторы коры выветривания распространены на Центральной и Западной залежи, имея мозаичный характер распространения. Ограничены по площади развития.
Убинское
месторождение разрабатывается с 1973
года. В настоящее время основная площадь
месторождения практически полностью
разбурена, за исключением южной части
Западной залежи и Юго-Восточной залежи,
где проведено только поисково-разведочное
бурение.
2.4.
Физико-химическая характеристика
нефтей
Характеристика нефтей и растворенных газов изучалась на образцах глубинных и поверхностных (устьевых) проб продукции скважин. Всего в пределах месторождения выполнен отбор и анализ 20 глубинных проб из 12 скважин, в том числе:
- пласт П: глубинные пробы из трех скважин,
- пласт Т1: глубинные пробы из двух скважин,
- пласт Т2: две глубинные пробы из одной скважины.
Значительная часть глубинных проб отобрана из скважин совместной эксплуатации:
- пласты Т1+ Т2 : три скважины,
- пласты Т1+КВ : девять проб из трех скважин.
Физико-химическая характеристика и фракционный состав разгазированных нефтей изучены на образцах 60 поверхностных (устьевых) проб из 45 скважин.
Основные сведения о параметрах пластовых нефтей представлены в таблицах средних значений (табл.2.4.1).
Как следует из результатов исследований, нефти пласта П имеют среднюю степень газонасыщенности (газосодержание 84 м3/т), в пластовых условиях легкие, маловязкие. Давление насыщения нефти газом значительно ниже пластового давления, что свидетельствует о высокой степени пережатия. При дифференциальном (ступенчатом) разгазировании удельный объем отделяемого газа (газовый фактор) закономерно снижается до 74 – 75 м3/т за счет сохранения в жидкой фазе бензиновых фракций. Одновременно снижаются плотности дегазированной нефти и нефтяного газа.
Пластовые нефти пласта Т1 по своим характеристикам весьма близки к нефтям вышележащего объекта, что связано, по-видимому, с общим генезисом и малой толщиной непроницаемых разделов.
Свойства нефти из скважины 317, вскрывшей кору выветривания, также отличаются от флюидов пласта Т2 и по своим значениям близки к соответствующим параметрам пластов П и Т1.
Пластовые нефти из скважин совместной эксплуатации по своим характеристикам занимают промежуточное положение между параметрами индивидуальных объектов.
По результатам обобщения анализов, растворенный в нефти газ относительно жирный: содержание углеводородов группы С3 высшие в суммарном газе дифференциального разгазирования для большинства пластов изменяется от 17 до 21% (молярных). Только для пласта Т2 эта величина не превышает 9%.
В
составе разгазированных нефтей
содержание целевых углеводородов
группы С3 - С5 колеблется в
среднем от 10% (пласт Т2) до 16-20% (остальные
пласты).
Таблица 2.4.1 Свойства пластовой нефти Убинского месторождения
Пласт П
| Наименование параметров | Диапазон значений | Средние значения |
| Пластовое
давление, МПа Пластовая температура,
С Давление насыщения,
МПа Газосодержание,
м3/т Суммарный газовый
фактор, м3/т Плотность в условиях
пласта, кг/м3 Вязкость в условиях пласта, мПа·с |
18.4 – 18.8 82 –
89 10.1 –
11.6 81 –
86 72 –
76 737 –
743 0.86 – 1.61 |
18.6 85 11 84.3 74.9 740 0.9 |
Пласт Т1
| Наименование параметров | Диапазон значений | Средние значения |
| Пластовое
давление, МПа Пластовая температура,
С Давление насыщения,
МПа Газосодержание,
м3/т Суммарный газовый
фактор, м3/т Плотность в условиях
пласта, кг/м3 Вязкость в условиях пласта, мПа·с |
17.9 – 18.7 82 –
83 10.0 –
10.2 78 –
89 68 –
79 740 –
750 0.87 – 0.92 |
18.3 83 10.1 83.8 73.8 745 0.9 |
Пласт Т2
| Наименование параметров | Диапазон значений | Средние значения |
| Пластовое
давление, МПа Пластовая температура,
С Давление насыщения,
МПа Газосодержание,
м3/т Суммарный газовый
фактор, м3/т Плотность в условиях
пласта, кг/м3 Вязкость в условиях пласта, мПа·с |
19 – 20 86 –
92 7.3 –
8 34.5 –
40 31 –
36 791 –
795 1.79 – 1.88 |
19.4 89 7.7 37.3 33.6 793 1.8 |
Пласт КВ
(кора выветривания)
| Наименование параметров | Диапазон значений | Средние значения |
| Пластовое
давление, МПа Пластовая температура,
С Давление насыщения,
МПа Газосодержание,
м3/т Суммарный газовый
фактор, м3/т Плотность в условиях
пласта, кг/м3 Вязкость в условиях пласта, мПа·с |
– – 10 – 12 60 – 90 53 – 80 730 – 750 0.80 – 0.96 |
18.1 82 11.2 80.8 71.5 737 0.86 |
Пласт Т1+
Т2
| Наименование параметров | Диапазон значений | Средние значения |
| Пластовое
давление, МПа Пластовая температура,
С Давление насыщения,
МПа Газосодержание,
м3/т Суммарный газовый
фактор, м3/т Плотность в условиях
пласта, кг/м3 Вязкость в условиях пласта, мПа·с |
18.1 – 19.4 82 – 93 7.3 – 10.2 34.5 – 78 31 – 68 750 – 795 0.92 – 1.88 |
18.9 88 8.0 52.2 46 771 1.4 |
Пласт Т1+
Т2+КВ
| Наименование параметров | Диапазон значений | Средние значения |
| Пластовое
давление, МПа Пластовая температура,
С Давление насыщения,
МПа Газосодержание,
м3/т Суммарный газовый
фактор, м3/т Плотность в условиях
пласта, кг/м3 Вязкость в условиях пласта, мПа·с |
10.2 – 20.0 82 – 93 6.0 – 11.3 34.5 – 78.8 31 – 70.8 720 – 795 0.78 – 1.88 |
18.3 89 8.5 60.4 53.8 757 1.14 |
Информация о работе Анализ и совершенствование системы сбора нефти и газа на Убинском месторождении