Проект разработки нефтяного месторождения курсовая

    В эти случаях определяется общая технологическая эффективность всех методов воздействия. Таким образом происходит предварительное обезвоживание нефти и предварительно обезвоженная нефть II выводится с верхней части резервуара-отстойника 2. Практика совместной закачки воды в несколько пластов приводит также к потере информации о фактических закачках воды в каждый из пластов. Суммарная закачка по рядам нагнетательных скважин, по месторождению и его объектам определяется как сумма количеств закачиваемой воды по отдельным скважинам. Пласт С 1 ТЛ-1 встречается лишь в единичных скважинах и незначителен по толщине 0,8 — 1,6 м.

    Узнайте сколько будет стоить выполнить ваше задание. На нашем сервисе более профессиональных исполнителей, которые готовы выполнить ваше задание. Опишите его и получите их предложения с ценой. Узнать стоимость. Месторождения Пензенской области Курсовая работа, Нефтегазовое.

    Стоимость руб. Рентабельность и финансовые показатель нефтебазы Курсовая работа, Нефтегазовое.

    КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

    Технологический расчёт магистрального нефтепровода Курсовая работа, Нефтегазовое. Скваженная добыча нефти Курсовая работа, Нефтегазовое. Курсовая работа, Нефтегазовое. Определение оптимальной степени сжатия КС газопровода. Гидродинамическая связь данной залежи с законтурной областью проявляется также при работе законтурных и приконтурных нагнетательных скважин в виде утечек закачиваемой воды в законтурную область. Если при внутриконтурном заводнении вся закачиваемая вода идет внутрь залежи, то в законтурных скважинах часть закачки уходит за контур нефтеносности, особенно в первые годы разработки месторождения.

    Оценить объем утечек за контур нефтеносности нужно также при установлении давления на линии нагнетания выше начального пластового давления и значительном превышении накопленной закачки над накопленным с начала разработки отбором проект разработки нефтяного месторождения курсовая. Определение объемов утечек производится путем компьютерного моделирования или по формулам упругого режима метод последовательной смены стационарных состояний при условии представления залежи в виде укрупненной скважины:.

    Суммарная закачка по рядам нагнетательных скважин, по месторождению и его объектам определяется как сумма количеств закачиваемой воды по отдельным скважинам. Распределение закачки при внутриконтурном заводнении между соседними площадями или блоками разработки производится в соответствии с темпами отбора жидкости или в соответствии со средней гидропроводностью смежных площадей или блоков разработки.

    Распределение объемов закачиваемой воды в скважинах разрезающих рядов проект разработки нефтяного месторождения курсовая соседними площадями рекомендуется проводить с учетом отборов жидкости и изменения пластового давления за анализируемый период на этих площадях по формуле:. Так же как и при распределении добычи нефти и жидкости, наибольшую сложность и условность представляет собой распределение закачки между пластами многопластового месторождения с использованием данных расходометрии.

    Более простой способ заключается в распределении закачки пропорционально накопленной добыче жидкости пластов. Количественное определение эффективности ГМПН пластов, то есть добыча нефти за счет применения гидродинамического воздействия, производится путем сравнения с показателями базового варианта.

    Базовый вариант - это вариант разработки, который был бы реферат королев физике на данном объекте гидродинамического воздействия, если бы на нем не применялся рассматриваемый ГМПН пластов. Эффект от гидродинамического воздействия за данный интервал времени определяется как разность между фактической добычей нефти и добычей нефти по базовому варианту. Прогноз показателей разработки базового варианта добыча нефти, жидкости, обводненность, количество скважин, перепадов давлений и др.

    Арланское нефтяное месторождение — одно из крупнейших в стране и самое крупное в Башкортостане. Опишите его и получите их предложения с ценой.

    Добычу нефти технологическая эффективность за счет ГМПН пластов желательно определять ежеквартально. В случаях, когда прирост добычи нефти за квартал окажется незначительным по сравнению с общей добычей нефти из объекта воздействия, квартальная эффективность оценивается как четвертая часть годового эффекта.

    Эффективность ГМПН пластов должна определяться в целом по объекту воздействия.

    Проект разработки нефтяного месторождения курсовая 5864

    Выделение расчетных объектов гидродинамического воздействия для определения эффективности ГМПН должно основываться на результатах детального геолого-промыслового анализа разработки продуктивных проект разработки нефтяного месторождения курсовая.

    Если такие участки ранее не были выделены, их границы устанавливаются на основании геолого-промысловых материалов, подсчитываются балансовые запасы на этих участках, определяется степень и характер выработки запасов нефти из. На объектах гидродинамического воздействия обычно применяется несколько ГМПН одновременно или со смещением во времени. В эти случаях определяется общая технологическая проект разработки нефтяного месторождения курсовая всех методов воздействия. Выделение эффекта от каждого вида гидродинамического воздействия может производиться условно с учетом степени воздействия и реализации.

    Величина прироста конечной нефтеотдачи за счет методов гидродинамического воздействия определяется объемом дополнительно вовлекаемых в разработку балансовых запасов нефти. Применение гидродинамических методов воздействия, относящихся к первой группе, приводит, в основном, к увеличению текущей нефтеотдачи пластов, но может в отдельных случаях повышать и конечный коэффициент извлечения нефти если эти методы позволяют вовлечь в активную разработку слабодренируемые запасы нефти. К увеличению конечной нефтеотдачи ведет, в частности, форсированный отбор жидкости вследствие повышения предела рентабельности эксплуатации скважин по обводненности продукции.

    Методы второй группы направлены, в основном, на вовлечение в активную разработку недренируемых или слабодренируемых балансовых запасов нефти и ведут к увеличению степени извлечения нефти из недр. При выборе и обосновании гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов должны учитываться технические возможности наземного и подземного оборудования конструкция скважин, устьевое оборудование, поверхностное обустройство, способы эксплуатации скважин, производительность насосных установок и др.

    Виды, объемы внедрения и ожидаемая эффективность обосновываются в технологических схемах, проектах разработки и доразработки нефтяных месторождений, а также в работах по текущему геолого-промысловому анализу и по резу Характеристики вытеснения могут применяться для оценки эффективности практически всех методов гидродинамического воздействия на продуктивные пласты, за исключением, возможно, подгазовых зон газонефтяных объектов разработки.

    Следует иметь в виду, что изменение формы характеристики вытеснения может быть связано как с вовлечением в активную разработку недренируемых или слабодренируемых запасов нефти в тупиковых зонах, отдельных прослоях, линзах и т. Поэтому при оценке технологической эффективности мероприятий следует использовать результаты текущего геолого-промыслового анализа с целью определения дополнительно вводимых в разработку запасов нефти в результате изменения систем воздействия, бурения самостоятельных скважин на отдельные прослои, линзы, тупиковые и слабодренируемые зоны.

    Поскольку величины запасов нефти в этих зонах обычно невелики по сравнению с общими запасами нефти объекта разработки, влияние ввода их проект разработки нефтяного месторождения курсовая активную разработку может оказаться слабо заметным на форме характеристики вытеснения. В этих случаях объемы добычи нефти, полученные из дополнительно введенных в разработку балансовых запасов нефти, должны определяться отдельно и целиком относиться к методу гидродинамического воздействия.

    Использование характеристик вытеснения по проект разработки нефтяного месторождения курсовая скважинам для оценки эффективности гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи является весьма условным из-за существенных изменений режима работы каждой из них в течение периода эксплуатации и взаимовлияния работы окружающих скважин. В связи с этим использование скважинных характеристик вытеснения для оценки технологической эффективности гидродинамического воздействия не рекомендуется.

    Для методов гидродинамического воздействия, предусматривающих вовлечение в активную разработку недренируемых запасов нефти, в начальный период разработки объекта рекомендуется применение дифференциальных характеристик расчет численности персонала реферат ввиду низкой обводненности продукции.

    Для определения количественной эффективности гидродинамических методов увеличения текущей и конечной нефтеотдачи могут использоваться характеристики вытеснения различного вида, основными из которых являются следующие:. Дифференциальные характеристики вытеснения вида 11 и 12 для построения базового варианта и определения эффективности гидродинамического воздействия рекомендуется применять в период безводной добычи нефти. Коэффициенты и для этих характеристик вытеснения целесообразно определять с учетом сложившегося коэффициента падения дебитов нефти по рассматриваемому объекту до начала гидродинамического воздействия.

    В некоторых случаях коэффициент для характеристики вытеснения вида 11 определяется как отношение средней начальной годовой добычи нефти одной скважины к извлекаемым запасам нефти на одну скважину. Физически содержательная математическая модель геолого-технологическая модель процесса разработки пласта представляет собой систему дифференциальных уравнений, отражающих фундаментальные законы сохранения массы, импульса, энергии, которые с наибольшей полнотой на сегодня описывают изучаемый процесс.

    Система уравнений дополняется начальными и граничными условиями, включающими управляющие воздействия на скважинах. Особо следует отметить, что система уравнений с дополнительными условиями описывает фильтрационный процесс в области, которая, в свою очередь, является моделью реального геологического объекта, отличающегося, как правило, сложным строением.

    Эту модель называют геолого-математической моделью объекта разработки. На предприятиях нефтепродуктообеспечения проводятся операции по хранению, отпуску и приему нефтепродуктов, многие из которых токсичны, хорошо испаряются, способны электризоваться, пожаро- и взрывоопасны.

    При работе на предприятиях отрасли возможны следующие основные опасности: возникновение пожара и взрыва при разгерметизации технологического оборудования или трубопроводов, а также при нарушении проект разработки нефтяного месторождения курсовая их безопасной эксплуатации и ремонта; отравление работников вследствие токсичности многих нефтепродуктов и их паров, особенно этилированных бензинов; травмирование работников вращающимися и движущимися частями насосов, компрессоров и других механизмов в случае отсутствия или неисправности ограждения; поражение электрическим током в случае нарушения изоляции токоведущих частей электрооборудования, неисправности заземления, неприменения средств индивидуальной защиты; повышенная или пониженная температура поверхности оборудования или воздуха рабочей зоны; повышенный уровень вибрации; недостаточная освещенность рабочей зоны; возможность падения при обслуживании оборудования, расположенного на высоте.

    При обслуживании оборудования и проведении его ремонта запрещается: применение открытого огня для подогрева нефтепродуктов, отогревания арматуры и т.

    При разливе нефтепродуктов место разлива кислота реферат химия засыпать песком с последующим удалением его в безопасное место.

    При необходимости убрать загрязненный нефтепродуктами грунт. Во избежание воспламенения запрещается дегазация сухой хлорной известью.

    Курение на территории и в производственных помещениях предприятия запрещается за исключением специально отведенных для этого мест по согласованию с пожарной охранойгде вывешиваются надписи "Место для курения". Подъезды к пожарным гидрантам и другим источникам водоснабжения должны быть всегда свободными для беспрепятственного проезда пожарных машин. В зимнее проект разработки нефтяного месторождения курсовая необходимо: очищать от снега и льда, посыпать песком, чтобы исключить скольжение: настилы, лестницы, переходы, тротуары, пешеходные дорожки и дороги; своевременно удалять сосульки и корки льда, образующиеся на оборудовании, крышах зданий, металлоконструкциях.

    Вначале человек не задумывался о том, что таит в себе интенсивная добыча нефти и газа. Главным было выкачать их как можно.

    Основы разработки нефтяных и газовых месторождений

    Так и поступали. Совсем недавние отголоски интенсивных нефтяных разработок произошли в Татарии, где в апреле г. По мнению местных специалистов, существует прямая зависимость между усилением откачки нефти из недр и активизацией мелких землетрясений.

    Зафиксированы случаи обрыва стволов скважин, смятие колонн. Подземные толчки в этом районе особенно настораживают, ведь здесь сооружается Татарская АЭС.

    Во всех этих случаях одной из действенных мер также является нагнетание в продуктивный пласт воды, компенсирующей отбор нефти. Начав эксплуатацию месторождений нефти и газа, человек, сам того не подозревая, выпустил джина из бутылки.

    Поначалу казалось, что нефть приносит людям только выгоду, но постепенно выяснилось, что использование ее имеет и оборотную сторону. Нефтяное загрязнение создает новую экологическую обстановку, что приводит к глубокому изменению всех звеньев естественных биоценозов или их полной трансформации. Общая особенность всех нефтезагрязненных почв - изменение численности и ограничение видового разнообразия педобионтов почвенной мезо- и микрофауны и микрофлоры. Наиболее токсичными для них оказываются легкие фракции нефти.

    Комплекс почвенных микроорганизмов после кратковременного ингибирования отвечает на нефтяное загрязнение повышением валовой численности и усилением активности. Прежде всего это относится к углеводородоокисляющим бактериям, количество которых резко возрастает относительно незагрязненных почв. Максимум численности микроорганизмов соответствует горизонтам ферментации и снижается в них по профилю почв по мере уменьшения концентраций УВ.

    В процессе разложения нефти в почвах общее количество микроорганизмов приближается к фоновым значениям, но численность нефтеокисляющих проект разработки нефтяного месторождения курсовая еще долгое время превышает те же группы в незагрязненных почвах южная тайга 10 - 20 лет. Изменение экологической обстановки приводит к подавлению фотосинтезирующей активности растительных организмов. Прежде всего это сказывается на развитии почвенных водорослей: от их проект разработки нефтяного месторождения курсовая угнетения и замены одних групп другими до выпадения отдельных групп или полной гибели всей альгофлоры.

    Особенно значительно ингибирует развитие водорослей сырая нефть и минеральные воды. Изменяются фотосинтезирующие функции высших растений, в частности злаков. Исследования показали, что в загрязненный почвах снижается активность большинства почвенных ферментов Н. Исмаилов, Ю. Пиковский г. При любом уровне загрязнения ингибируются гидролазы, протеазы, нитратредуктазы, дегидрогеназы почв, несколько повышается уреазная и каталазная активности почв.

    Дыхание почв также чутко реагирует на нефтяное загрязнение.

    Проект разработки нефтяного месторождения курсовая 9560

    Одним из наиболее перспективных путей ограждения среды от загрязнения является создание комплексной автоматизации процессов добычи, транспорта и хранения нефти. В нашей стране такая система впервые была создана в х гг. Потребовалось создать новую унифицированную технологию добычи нефти. Раньше, например, на промыслах проект разработки нефтяного месторождения курсовая умели транспортировать нефть и попутный газ совместно по одной системе трубопроводов.

    С этой целью сооружались специальные нефтяные и газовые коммуникации с большим количеством объектов, рассредоточенных на обширных территориях. Промыслы состояли из сотен объектов, причем в каждом нефтяном районе их строили по-своему, это не позволяло связать их единой системой телеуправления.

    Естественно, что при такой технологии добычи и транспорта много продукта терялось за счет испарения и утечки. Специалистам удалось, используя энергию недр и глубинных насосов, обеспечить подачу нефти от скважины к центральным нефтесборным пунктам без промежуточных технологических операций. Нефтегазоводоносность 1. Коллекторские свойства пласта 1. Физико-химические свойства нефти, газа, воды 1. Технологическая часть 2. Основные решения проектных документов 2.

    Анализ разработки пласта с начала эксплуатации 2.

    123200

    Анализ обводненности залежи в первой стадии разработки…… 2. Анализ применения геолого- технических мероприятий ГТМ. Характеристика системы воздействия на пласт………………….

    Анализ изменения энергетического состояния залежи………… 2. Характеристика фонда скважин 2. Системы разработки нефтяных месторождений. Размещение скважин по площади залежи. Обзор методов увеличения производительности скважин. Текущий и капитальный ремонт скважин. Сбор и подготовка нефти, газа, воды.

    7956859

    Геолого-промышленная характеристика месторождения. Горнотехнические условия разработки месторождения. Технологические потери и проектные промышленные запасы.

    Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

    Технология ведения добычных работ. Классификация разубоживания при разработке месторождения. Геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов ОАО "Томскнефть" ВНК: продуктивные пласты и их основные параметры, состояние разработки, схема сбора и подготовки продукции скважин. По наибольшему количеству лабораторных анализов пласты алексинского и каширского горизонтов можно отнести к среднеемким и средне-проницаемым. Как показывают результаты анализов, значения пористости, определенные по лабораторным и промыслово-геофизическим исследованиям, почти идентичны.

    Пласты тульского горизонта сложены слабосцементированными песчаниками, разрушающими при бурении, поэтому керновый материал здесь малопредставительный. Чаше им охарактеризованы уплотненные прослои и, видимо, параметры пластов несколько занижены. Поэтому при подсчете запасов и проектировании принять значения пористости и нефтенасыщенности, определенные по геофизическим материалам, позволяющие проследить изменение коллекторских свойств пластов как по разрезу, так и по площади по каждой скважине.

    По всем проектируемым объектам приняты значения проницаемости, определенные при гидродинамических исследованиях скважин. Средние толщины пластов приведены в табл. Наиболее резкие изменения суммарных нефтенасыщенных толщин пластов прослеживаются в тульских и башкирских отложениях. Продуктивная толща турнейского яруса представляют собой массивный резервуар, состоящий из переслаивающих пористых и плотных разностей пород. Количество пористых нефтенасыщенных прослоев проект разработки нефтяного месторождения курсовая коллекторах изменяется от 1 до 13, толщина их колеблется от 0,6 до 3 м.

    Залежи нефти турнейского яруса приурочены к эррозионным останцам, которые несогласно перекрываются песчано-алевролитовыми отложениями тульского горизонта. Толщина пачки глинистых пород, разделяющих проект разработки нефтяного месторождения курсовая тульского горизонта от залежей турнейского яруса изменяется от 5,2 до 40,8 м.

    Продуктивные пласты тульского горизонта имеют наибольшие толщины и содержат основные запасы нефти месторождения. Наиболее продуктивным является пласт С 1 ТЛ-4толщина которого колеблется по площади в широких пределах от 0,8 до 16,8м. Средняя толщина пласта равна 4,3м. Лишь на южном участке площади в скважине вскрыты отложения толщиной 10,4 метров, где прослеживаются слияние пластов С 1 ТЛ-1 и С 1 ТЛ На остальной площади пласт С 1 ТЛ-1 представлен плотными породами.

    Средняя толщина тульских пластов 4,7м. Непосредственно на глинистых породах над тульским пластом залегают карбонаты алексинского горизонта, подошвенная часть которых является коллектором. Толщина алексинского пласта изменяется от 0,8 до 4,8м. Залежи нижнего карбона перекрываются мощной толщей глинисто-карбонатных пород окско0серпуховских отложений толщиной до м.

    Башкирская продуктивная толща отличается значительными колебаниями нефтенасыщенной толщины. Это является следствием литологической неоднородности и неравномерным нефтенасыщением всей толщи, состоящей из переслаивающих пористых и плотных разностей пород.

    Количество эффективных прослоев по скважинам меняется от 1 до 16, толщина их колеблется в пределах 0,8 — 20, 0 м. В верейском горизонте нефтенасыщение связано с двумя пластами, залегающими в подошве толщи. Толщина перемычки между пластами изменяется от 0,8 до 3,8 м.

    Пласты представлены одним прослем, толщина их колеблется от 0,8 до 5,0 м. Суммарная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,0 до 8,0 м. Разделом между верейской и башкирской залежами являются плонтые и глинистые известняки толщиной до 16,6 м. Каширские продуктивные отложения представлены одним пластом, толщина которого изменяется от 1,0 до 4,8м. Однако доля толщины до 2 м небольшая. Разделом реферат тему польза и фруктов верейскими и каширскими залежами служат глинисто-карбонатные отложения толщиной от 31 до 42м.

    Результаты исследований продуктивной толщи Проект разработки нефтяного месторождения курсовая месторождения показывают, что они обладают значительной неоднородностью как по разрезу, так и по площади. Наиболее расчлененным пластовым резервуаром месторождения являются верейский и тульский табл. В верейских отложениях почти во всех скважинах вскрыты два продуктивных пласта, а в тульских — три пласта, но из них два нижних пласта имеют ограниченное распространение.

    Наибольшее распространение по площади имеют коллекторы верей-башкирских отложений. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом.

    Мы принимаем:. Если это не сделано, то оценку влияния работы соседних месторождений на рассматриваемые следует сделать при анализе разработки. Для него типичны сглаженные увалистые формы. Наиболее распространенным является пласт С 1 ТЛ-4 , залегающий в верхней части горизонта. Месторождение обустроено, залежи нефти в среднем карбоне имеют небольшую глубину, что позволяет быстро и с малыми затратами ввести их в промышленную разработку.

    По первому блоку Архангельского месторождения башкирский ярус нефть является высоковязкой. Ввиду отсутствия данных по пластовым свойствам нефти они не вошли в расчет средних параметров Архангельского месторождения.