Механизм и условия формирования асфальтосмолистых парафиновых отложений в скважине и методы, используемые предприятием по их предотвращению. Расчет подбора глубинно-насосного оборудования скважины при внедрении скребков. Организация труда бригады.
Аннотация к работе
2.2 Динамика технологических показателей разработки3.1 Механизм и условия формирования АСПО в скважине 3.3 Методы, используемые в НГДУ «НН» по предотвращению отложений АСПО 3.4 Анализ причин ремонтов скважин оборудованных УШСН 3.5 Анализ методов борьбы с АСПО и определение оценки эффективности применяемых методов 3.6 Контроль за работой скважин, на которых применяются методы борьбы с АСПО6.1 Организация труда бригады ЦП и КРСНа глубине 1940 м залегают терригенные породы кыновского возраста, к которым приурочены 3 залежи нефти пластово-сводового типа, с узкими водонефтяными зонами. Он представлен песчаниками и алевролитами, к которым приурочена одна залежь нефти, вскрытая71 скважиной. Первая залежь, вскрытая двумя скважинами № 1833 и 1829, имеет небольшие размеры (1,13•0,375 км2). 10 скважин, пробуренные в пределах контура нефтеносности, имеют эффективные нефтенасыщенные толщины от 0,6 до 2,8 м. В пределах контура нефтеносности, установленного на абсолютной отметке минус 1133,5 м, размеры залежи равны 2,1•1,25км, эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 7,5 до15,8 м .Анализы поверхностных проб нефтей проводились в нефтесырьевых лаабораториях ВНИИУСА, согласно следующих ГОСТОВ: плотность - ГОСТ-39-47, сера - ГОСТ - 377-49, разгонка по Энглеру - ГОСТ-2177-66. В пластовых условиях нефть имеет следующие параметры: давление насыщения 14,05 МПА при колебаниях 4,0?20,0 МПА, вязкость пластовой нефти - 40,41 МПА·с, при изменении значений 37,75?43,38 МПА·с. По данным анализов 4 проб из 2 скважин основные параметры физических свойств изменяются в следующих пределах: давление насыщения от 22,0 до 39,2 МПА, в среднем составляет 31,22 МПА, объемный коэффициент от 1,025 до 1,033, составляя в среднем 1,028, средний коэффициент сжимаемости - 7,972·10-5 МПА, газовый фактор от7,51 до 8,77, составляя в среднем 8,38 м3/т, плотность пластовой нефти от 0,8899 до 0,902 г/см3, составляя в среднем 0,895 г/см3, плотность сепарированной нефти от 0,9088 до 0,9104 г/см3, составляя в среднем 0,910 г/см3. Растворенный в нефти газ, выделенный при разгазировании , содержит в своем составе (%% объемный) азота в среднем 28,25 %, метана 7,83 %, этана 15,16 %, высших углеводородов 48,03 %. По данным 107 анализов пластовых проб, отобранных из 13 скважин в разное время, основные физические параметры следующие: давление насыщения изменяется от 3,0 до 10МПА, составляя в среднем 6,5 МПА, объемный коэффициент - от 1,014 до 1,097, составляя в среднем 1,034, газовый фактор от 1,19 м3/т до 34,73 м3/т, составляя в среднем 8,56 м3/т.Таким образом, за 2005 год при фонтанном способе эксплуатации и при способе эксплуатации с ЭЦН наблюдается увеличение среднего дебита нефти, а при эксплуатации штанговыми глубинными насосами наблюдается уменьшение среднего дебита нефти на 0,1 т/сут. Полнота выработанности запасов нефти пласта Д0-б определялась по степени охвата пластов-коллекторов заводнением по площади их распространения и толщине. Полученная информация о состоянии заводнения коллекторов с учетом геологического строения залежи, начальной нефтеводонасыщенности, химических свойств и состава воды, коллекторских свойств пластов, расположения скважин относительно зон нагнетания воды, контуров нефтеносности позволили выяснить причины поступления воды в скважины, оценить степень участия отдельных пластов в процессе разработки, заводненные и остаточные (незаводненные ) толщины пластов и на основании этого построить карту разработки . В целом, по части залежи пласта До-б, расположенной на территории Республики Татарстан, средняя величина охвата пласта заводнением по толщине составляет 0,52 д.ед. При этом, в процессе анализа, оценивались начальные балансовые запасы по каждому из блоков, начальные запасы по площади в той или иной степени охваченной заводнением, запасы нефти в заводненном поровом объеме пласта и, соответственно, текущие коэффициенты нефтеизвлечения и вытеснения, позволяющие судить о степени и интенсивности выработки запасов и достоверности оценки остаточных (незаводненных) запасов и запасов нефти в заводненных промытых поровых объемах.Подавляющее большинство способов разработанных месторождений, применяющихся в настоящее время в практике ,связано с изменением в процессе разработки первоначальных пластовых условий - давления и температуры вследствие чего меняются в процессе разработки и физические свойства пластовых нефтей. Так, при разработке месторождений на режиме растворенного газа пластовое давления в залежи снижается значительно ниже давление насыщения Рпл<Рнас; для месторождений, разработка которых производится с поддержанием давления, пластовое давления в залежине снижается, как правило, ниже давления насыщения. Однако при закачке в пласт больших количеств холодной воды, используемой для поддержания пластового давления на заданном уровне, может происходить снижение температуры нефти которых в первоначальных пластовых условиях имеют температуру насыщения нефти парафином существенно ниже температуры пласта, снижение пластового давления и
План
СОДЕРЖАНИЕ
Введение
1. Исходные данные
1.1 Характеристика геологического строения объекта эксплуатации
1.2 Коллекторские свойства продуктивных пластов
1.3 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды
2. Анализ текущего состояния разработки
Список литературы
ВВЕДЕНИЕ
В административном отношении Нурлатское месторождение нефти находится на землях Октябрьского района Республики Татарстан. Его крайняя юго-восточная часть расположена за административной границей республики - на территории Челно-Вершинского района Самарской области. В 25 км к северу от лицензионной границы месторождения находится районный центр - г. Нурлат, являющийся крупной железнодорожной станцией Куйбышевской железной дороги. В 66 км к северу от месторождения расположена пристань на р. Каме - г. Чистополь. Связь между г. Нурлатом и г. Чистополем осуществляется по шоссейной дороге с твердым покрытием.
Между населенными пунктами, находящимися на территории месторождения, деревнями - Старое Узеево, Андреевка, им. III съезда, Богдашкино, Редкая береза, Сиделькино, проложены грунтовые дороги, проезжие лишь в сухое время года. Район месторождения широко освоен предприятиями нефтяной промышленности и находится вблизи обустроенных промыслов на Бурейкинском, Вишнево-Полянском, Пионерском, Аксубаево-Мокшинском нефтяных месторождениях. Системы нефтепроводов действуют здесь с 60-х годов. Электроснабжение осуществляется линиями электропередач от Куйбышевской ГЭС и Заинской ГРЭС. Недостатка в электроэнергии район не испытывает.
Для питьевых целей используются подземные воды пермских (казанских) отложений, для технического водоснабжения - воды рек Б. Сульча, Б. Черемшан, Киклинка.
Рельеф местности слабовсхолмленный. Абсолютные отметки рельефа на водоразделах изменяются от 145 до 160 м, а в речных долинах снижаются до 76 м.
Общее направление наклона территории месторождения - южное, в сторону реки Б.
Черемшан, пересекающей месторождение с востока на запад в районе д. Сиделькино. Большая часть территории месторождения покрыта лесами преимущественно смешанного типа. Овражная сеть развита слабо.
Климат района, как и всей территории Республики Татарстан, континентальный с резкими сезонными колебаниями температур. Зимы умеренно холодные, в сильные морозы температура снижается до минус 420 С. Лето умеренно-жаркое с температурой плюс 20-250 С. Осадки в течение года выпадают неравномерно, среднегодовое их количество составляет 410-450 мм. Весной характерно быстрое нарастание тепла, особенно интенсивное после схода снегового покрова. Осень обычно затяжная, дождливая. Ветры имеют преобладающее юго-западное направление.
В пределах площади месторождения промышленных залежей минерального и строительного сырья не обнаружено. Месторождения глин: Нурлатское, Карагульское, Верхнее - Нурлатское имеют местное значение.