Технологии извлечения высоковязких нефтей из недр с использованием внутрипластового горения (стр. 1 из 4)
Министерство образования РБ
Ишимбайский нефтяной колледж
Технология извлечения высоковязких нефтей из недр с использованием внутрипластового
горения
Курсовая работа
0906ЭСз-2-04
Выполнил…………………………………………………………/Шамсутдинов М.Р./
Проверил………………………………………………………./Елисеева И.С./
2006
Ишимбайский нефтяной колледж
Дата выдачи задания «....»...........2006г. УТВЕРЖДАЮ:
Дата окончания проекта «....».……...2006г Зам. Директора по учебной роботе
_____________________КирееВо Т.Н
«……….»………………………………………………….…2006г.
Задание
на курсовую работу по дисциплине
«Разработка нефтяных и газовых месторождений»
Студент заочного отделения………Шамсутдинов М.В.…………………………………….……...
Курса…………………5…………………………………………………………………………………………………………………….………
группы………………ЭСз-2-04…………………………………………………………………………………………………………..
Специальность 0906 «Эксплуатация нефтяных и газовых
Месторождений
Тема:………Технология извлечения высоковязких нефтей из недр с использованием внутрипластового ……………………………………………………………………………………..
……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………..
……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………..
Содержание курсовой работы
ВВЕДЕНИЕ
1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 05щие сведения о районе месторождения
1.2 Стратиграфия и тектоника
1.3 Характеристика нефтегазоносных пластов
1.4 Характеристика пластовых флюидов
1.5 Состояние разработки месторождения
2. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 История вопроса
2.2 Уровень разработанности проблемы в теории
2.3 Уровень разработанности проблемы в практике
2.4 Расчетная часть
……………………………………………………………………………………………………………………
……………………………………………………………………………………………………………………
……………………………………………………………………………………………………………………
……………………………………………………………………………………………………………………
2.5 Экологическая безопасность
3 Заключение
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
ПРИЛОЖЕНИЯ
Руководитель курсовой роботы…………………………/И.С. Елисеева /
Студент………………………………………………………………/Шамсутдинов М.Р./
Содержание курсовой работы
ВВЕДЕНИЕ
1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 05щие сведения о районе месторождения
1.2 Стратиграфия и тектоника
1.3 Характеристика нефтегазоносных пластов
1.4 Характеристика пластовых флюидов
1.5 Состояние разработки месторождения
2. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 История вопроса
2.2 Уровень разработанности проблемы в теории
2.3 Уровень разработанности проблемы в практике
2.4 Расчетная часть
……………………………………………………………………………………………………………………
……………………………………………………………………………………………………………………
……………………………………………………………………………………………………………………
……………………………………………………………………………………………………………………
2.5 Экологическая безопасность
3 Заключение
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
ПРИЛОЖЕНИЯ
ВВЕДЕНИЕ
| |
Основной задачей любой нефтяной компании является максимальная добыча нефти с минимальными затратами.
Основным показателем, характеризующим качество проведенного ремонта, качество спущенного глубинно-насосного оборудования, качество проведения обработок призабойной зоны пласта по предупреждению возникновения различных отложений - является наработка на отказ, которая прямопропорционально зависит от количества преждевременных и повторных ремонтов.В проведенном ниже анализе рассмотрим состояние фонда скважин, оборудованных УЭЦН на Харампурском месторождении ЦДНГ-2. Причины устранения отложений парафина, смолистых отложений на рабочие органы УЭЦН, методы борьбы с данными отложениями.
1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ1.1 Общие сведения о районе месторождения
Харампурское месторождение находится на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Расстояние от района до поселка Тарко-Сам составляет 115 км по воздуху и 215 наземным транспортом.
Ближайшими месторождениями являются: Фестивальное, расположенное в 25 км юго-западнее и Восточно-Тарасовское, расположенное в 75 км западнее Харампурского нефтегазо-конденсатного месторождения.
Площадь Харампурского месторождения расположена в южной части Пурской низменности на севере Западно-Сибирской равнины и представляет собой пологоволнистую заболоченную равнину с абсолютным отметками рельефа от +80 (на водоразделах) до +45 м (в долинах рек). Господствующим ландшафтом являются северная тайга, в которой, преобладает лесотундровые и безлесные участки, заселенность площади 40-60%. Видовой состав леса: ель, лиственница; реже - кедр, береза, сосна.
Рельеф имеет слабое эрозисное, долинно-болотное и сильно озерное расчленение осложнен речными террасами, буграми пучения. На всех формах рельефа характерно разобщенное залегание современной и древне вечной мерзлоты водораздельно-долинного типа.
Климат района резко континентальный. Продолжительность устойчивых морозов около 180 дней. Количество дней с метелями более 30. Средняя температура с метелями более 30. Среднее температура воздуха холодного периода 22-30°С. Снежный покров сохраняется 210 дней, а
высота покрова достигает 0,5 м на водоразделах и до 2-2,5 м в долинах рек и обрывов. Лето короткое, прохладное. Средняя температура самого теплого месяца июля + 15°С. Гидрографичная сеть представлена реками, формирующими бассейн реки Таз - это верхняя течение реки Часелька и левый участок реки Толька, а также бассейна реки Пур - реки Харампур и Пюхятьяха, правые притоки реки Айвоседур. Все эти реки не судоходны, с узкими долинами и сильно извилистыми руслами.Грунтовые воды района открытые безнапорные: уровень их состояния близок к дневной поверхности и лишь на суходолах понижается на 2-6 м; вскрыты всеми скважинами на глубине от 1,5 до 3 м.
Полезная толщина представлена мелкими песками, средняя толщина которых составляет 0,92 м. Запасы песка по категории С2 составляют 184 тыс. м3 Площадь месторождения равна 20Га.
Подземные воды огромную ценность для водоснабжения промысловых объектов представляет пресные подземные воды
первого гидропресного этапа Западно-Сибирского артезианского бассейна. В зависимости от строения ММП на площади Харампуринского месторождения условно выделяются надмерзлотные и метмерзлостные водоносный горизонты.Межмерзлотные воды стратеграфически приручены к атлым-новомехайловскому водоносному горизонту в интервале межмерзлосного толика, толщина которого не превышает 20 м.
Атлым-новомехайловский водоносный горизонт имеет хозяйственно питьевого значения. Глубина залегании кровле водоносного горизонта 50-65 м, Подошвы 165-170 м. Воды напорные, напор под кровлей в среднем 56 м. По химическому составу воды гидрокарбонатные, кальциевые и натриевые.
1.2 Стратиграфия и тектоника.Геологический разрез Харампурского месторождения сложен мощной (3900-4000м) осадочных терригенных пород, подстилаемых эффузолии-перматри-ассового возраста.
В составе юрских отложений изучаемого района выделяются осадки всех трех отделов: нижний, среднего и верхнего. Осадки среднего отдела включают тюменскую свиту. В разрезе прибрежно-морских и более глубоководных верхнеюрских отложений выделяются свита васюганская.
По литологической характеристике свита делится на нижнюю (глинистую) и верхнюю (песчано-глинистую) под свиты.
Нижняя подсвита сложена аргиллитами, темно-серыми до серых буроватым и зеленоватым оттенком, преимущественно тонкоотлученные с прослоями аловралитов и песчаников. Характерен растительный детрит, пирит, редкие осадки двустворок, аммионитов и аршлетов. Алевриты серые с буроватым оттенком. Агрелиты темно-серые и серые с буроватым оттенком. Породы биотурбировант. Характерны пирит, редкие осадки аммонитов и двустворок. Песчаники васюганской свиты регионально нефтеносны, к ним приручен продуктивный горизонт Ю1. На Харампурском месторождении в состав горизонта Ю1 входят четыре продуктивных пласта (Ю11 , Ю12 , Ю13 , Ю14). Возраст осадков - колловейский -
оксфордский, установлен по форме аммонитов, форами нифер и пелеципод.В пределах месторождения васюганская свита вскрыта почти во всех скважинах на глубинах 2818-3117 м. Наиболее низкое положение кровли (3293 м) васюганской свиты.
1.3 Характеристика нефтегазоносных пластов