Характеристика Демьяновского месторождения, нефтегазоносности, коллекторских свойств продуктивного пласта. Рекомендации по улучшению показателей разработки залежи. Анализ работы фонда скважин, описание оборудования для добычи нефти. Экономический эффект.
Аннотация к работе
4.3 Исходные данные для проведения экономического обоснования технологического мероприятия 4.4.1 Расчет полной себестоимости добычи 1 т нефти по Котовскому ЭО дот реализации технологического мероприятия5.1.2 Идентификация опасностей: характеристика опасных и вредных факторов, источники их возникновения 5.1.3 Оценка риска: анализ частоты появления каждого фактора и анализ тяжести последствий от их воздействия 5.2.1 Технические мероприятия, направленные на устранение непосредственного контакта работающих с опасными и вредными факторами 5.2.2 Организационные мероприятия, направленные на предупреждение тяжелых и регулярных несчастных случаев, профзаболеваний, аварий6.2 Оценка воздействия разработки месторождения на окружающую среду 6.2.1 Общая характеристика существующей техногенной нагрузки на окружающую природную среду 6.2.2 Оценка воздействия на атмосферный воздух 6.2.3 Оценка воздействия на земельные ресурсы и почвенный покров7.1 Организация и содержание исследований по оценке устойчивости работы объекта нефтегазовой промышленностиЗАКЛЮЧЕНИЕ И РЕКОМЕНДАЦИИВ административном отношении Демьяновское месторождение расположено в Жирновском районе Волгоградской области, в 21км от р.п. Месторождение близко расположено к Коробковской группе месторождений, обустроенных для добычи, сбора и транспорта нефти и газа; его эксплуатацию осуществляет ТПП «Котовонефтегаз», расположенное в г. Асфальтированные дороги соединяют Котово с Камышиным, Волгоградом и Жирновском. Котово, находится база производственно-технического обслуживания, обеспечения и комплектации оборудования. Снабжение буровых технической водой осуществлялось из водяных скважин глубиной до 465м, пробуренных вблизи основных.Во вскрытом разрезе отложений франский ярус представлен верхним отделом в объеме фаунистически доказанного евлановско-ливенского горизонта. Евлановско-ливенские рифы представляют собой часть карбонатного цикла с трансгрессивным основанием (алатырский горизонт) и регрессивной кровлей (верхне-ливенские отложения), перекрытой трансгрессивно залегающими уметовско-линевскими отложениями. Отложения фаменского яруса представлены уметовско-линевской толщей, задонским, елецким, лебедянским, зимовским горизонтами. Отложения охарактеризованы керном в скв.16 и представлены известняками микрозернистыми, глинистыми, мергелями. Зимовский горизонт представлен известняками микрозернистыми с маломощными прослоями доломитов и доломитизированных известняков.По верхнему - месторождение приурочено к Жирновско-Иловлинскому своду Доно-Медведицких дислокаций. Нижний структурный этаж выделяется в объеме девонской системы, в общих чертах повторяющих эрозионную поверхность фундамента. В верхне-и среднефранском комплексе нижнего структурного этажа выделяется промежуточный подэтаж, связанный с органогенными постройками. По нижнему структурному этажу месторождение приурочено к Демьяновско-Суводской зоне барьерных рифов в пределах Доно-Медведицкой системы прогибов. Залежь нефти приурочена к евлановско-ливенским отложениям и связана с ловушкой рифогенного типа, образованной в результате запечатывания и перекрытия рифового коллектора непроницаемой уметовско-линевской депрессионной толщей.Коэффициент вариации, доли ед. Коэффициент вариации, доли ед. Коэффициент вариации, доли ед. Вследствие того, что вся толща продуктивных отложений является коллектором, коэффициенты эффективной толщины (коэффициент «песчанистости») и расчлененности равны единице (таблица 1.2). Количество скважин, используемых для определения Коэффициент эффективной толщины, доли ед.Емкостные и фильтрационные свойства пласта изучены по данным геофизических исследований скважин, материалам керна и по гидродинамическим исследованиям скважин. Коэффициент пористости изменяется от 0,009 (скв.13) до 0,127 (скв.11), в среднем по учтенным образцам составляет 0,029. Проницаемость изменяется от 0,00001 до 0,0417 мкм2, в среднем по учтенным определениям составляя 0,003 мкм2. По данным геофизических исследований пористость по скважинам изменяется от 2,5% (скв.41) до 12,0% (скв.2), среднее значение по залежи составило 7%. При подсчете запасов пористость и нефтенасыщенность приняты исходя из распределения данных параметров в объеме залежи при построении трехмерной геологической модели в программном комплексе «Landmark», составившие 7,44 и 83,0% соответственно.Глубинные пробы нефти из скважин отбирались пробоотборниками из интервалов глубин 2515-2672м при температуре пласта 74-780С, пластовом давлении 27,0-27,1МПА, давлении насыщения 13,7-15,6МПА. Физико-химические свойства нефти и растворенного газа изучались в пластовых и стандартных условиях. Нефть, разгазированная при атмосферном давлении и 200С, имеет плотность 805кг/м3; вязкость - 2,7-2,89МПА*с, температура застывания от минус 3 до минус 130С. При дифференциальном разгазировании (таблица1.4) глубинных проб нефти при пластовой температуре плотность сепарированной нефти изменяется от 800 кг/м3 до 805 кг/м3, при среднем значении 802кг/м3.
План
СОДЕРЖАНИЕ демьяновский месторождение нефтегазоносность скважина
РЕФЕРАТ
ВВЕДЕНИЕ
1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Общие сведения о месторождении
1.2 Орогидрография
1.3 Стратиграфия
1.4 Тектоника
1.5 Нефте-газо-водоносность
1.6 Коллекторские свойства пласта
1.7 Свойства и состав нефти, газа и воды
1.9 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом
Выводы
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 История проектирования разработки и состояние разработки
2.2 Текущее состояние разработки
2.3 Технологические показатели вариантов разработки
2.4 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
2.5 Анализ результатов исследований скважин, характеристика режимов эксплуатации и динамики продуктивности скважин