Совершенствование технологии борьбы с парафином в скважинах, эксплуатируемых УШГН - Курсовая работа

Значение нефти и газа в хозяйстве страны возрастает с каждым годом. В настоящее время на территории России эксплуатируется более 1000 нефтяных месторождений, а в мире - более 23 тысяч. Туймазинское нефтяное месторождение является одним из крупнейших в республике Башкортостан. Добыча нефти штанговыми насосами (УШГН) остается на сегодня широко применяемым способом. В данной курсовой работе будут рассмотрены современные технологии борьбы с отложениями парафинов в скважинах, эксплуатируемых УШГН, на примере НГДУ «Туймазанефть». 1. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУЙМАЗИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 1.1 Общие сведения о районе работ Туймазинское нефтяное месторождение расположено в Российской Федерации, в Башкирии, близ города Туймазы. Размеры Туймазинского поднятия составляют 40 х 20 км. Толщина пород эйфельского яруса изменяется в пределах 8-24 м. Старооскольский горизонт представлен терригенными породами - песчаниками пласта Д IV. Турнейский ярус. Структура сохраняется и по пермским отложениям, что в свое время позволило ввести ее в поисковое бурение по результатам геологической съемки. 1.3 Общая характеристика продуктивных горизонтов Пористость При определении пористости использовались анализы керна и данные промыслово-геофизические исследований. Всего было исследовано 6897 образцов, которые по пластам и горизонтам распределились следующим образом: ДlV - 125 образцов из 22 скважин; Дlll - 56 образцов из 16 скважин; Дll - 2492 образцов из 248 скважин; Дl - 2992 образцов из 388 скважин. фаменский ярус - 156 образцов из 16 скважин; турнейский ярус - 360 образцов из 76 скважин; терригенная толща - 266 образцов из 388 скважин; При определении средних параметров коллекторов устанавливается нижний предел их пористости и проницаемости, при которых пласт утрачивает промышленную ценность. Пласт ДlV Таблица 1 - Подсчёт средних значений пористости по образцам по скважинам. Средняя пористость в этих скважинах равна: по образцам - 18%, по скважинам - 18,4%. Терригенные отложения нижнего карбона Из отложений терригенной толщи нижнего карбона было исследовано 222 образца керна, которые по разряду распределяются следующим образом: верхняя пачка - 90 образцов из 30 скважин; средняя пачка - 132 образца из 47 скважин. ДИНАМИКА И СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ТУЙМАЗИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ отложение парафин скважина 2.1 Анализ показателей разработки Таблица 10 - Состояние разработки Туймазинского месторождения Параметры Пласт Дl Дll Сlвв Сltur Дlll ,ДlV, Д3fam По месторожд Добыча с начала разработки 228524 58662 29888 3032 1619 321723 Закачка с начала разработки 1084107 297467 220580 25099 7257 1634511 Текущая обводнён-ность, весовая в % 94,9 89,8 85,8 48,0 50,6 92,0 Суточная добыча Нефти т/сут Жидкости, м3/c 784 14285 103 917 565 3770 211 412 10 20 1673 19406 Закачка воды, м3/сут 14370 787 3572 405 - 18824 Дебит на одну скважину, Нефти, т/сут Жидкости м3/сут 2,8 48,9 3,6 31,9 2,2 14,5 1,3 2,6 1,0 2,1 2,3 27,2 Действую-щий фонд скважин Нефтяных Нагнетательных 292 56 31 12 259 33 156 4 11 - 749 105 2.2 Анализ фонда скважин В пределах Туймазинского месторождения на терригенные отложения девона эксплуатируются 419 сважин.