Тобойское месторождение
Ознакомление со специфическими особенностями геологического строения Тобойского месторождения. Исследование и характеристика пород, вмещающих нефть, которые представлены органогенными, органогенно-детритовыми и органогенно-обломочными известняками.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 04.05.2016 |
| Размер файла | 262,1 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
2. При открытом затрубном пространстве вслед за нефтью (или водой в нагнетательной скважине) закачивают кислотный раствор, который заполняет колонну насосно-компрессорных труб и забой скважины до кровли обрабатываемого интервала (положение б). Раствор кислоты при этом вытесняет нефть (воду) из скважины через затрубный отвод с задвижкой в мерник, в котором следует точно замерять количество вытесненной нефти (воды).
3. После закачки расчетного объема кислотного раствора затрубную задвижку закрывают и насосным агрегатом продавливают раствор в продуктивный пласт (положение в), для чего в скважину нагнетают продавочпую жидкость (положение г). После продавливания всего объема кислотного раствора скважину оставляют на реагирование кислоты с породой.
По истечении времени реагирования забой нагнетательной скважины промывают водой (способами прямой и обратной промывок) для удаления продуктов реакции.
Если в нефтяных скважинах при кислотной обработке в качестве продавочной жидкости применяли нефть, то после очистки забоя скважину сразу вводят в эксплуатацию.
Для первичных обработок рекомендуется не повышать давление нагнетания более 8--10 МПа, а добиваться максимального реагирования кислоты за счет выдерживания скважины под давлением в течение длительного времени.
При последующих солянокислотных обработках необходимо поддерживать высокую скорость прокачки кислоты по пласту с целью проталкивания ее на максимальное расстояние от ствола скважины.
При кислотных обработках используют и сульфаминовую кислоту, (HSO3NH2). Её коррозионная активность при равных процентных концентрациях значительно меньше, чем у соляной и серной кислоты. С карбонатными породами сульфаминовая кислота взаимодействует медленнее, чем соляная.
Как показали результаты обработок скважин 10--20%-ным раствором сульфаминовой кислоты с расходом его на одну обработку в пределах 8--24 м3, в большинстве случаев происходило увеличение дебитов нефти в эксплуатационных скважинах.
Наряду с обычными кислотными обработками применяют ступенчатую или поинтервальную обработку. Для этого всю мощность пласта разбивают на интервалы 10-20 метров и поочередно, начиная с верхнего, обрабатывают каждый пласт или пропласток самостоятельно. Для изоляции обрабатываемых участков используют пакеры и различные химические изолирующие вещества.
При обработке слабопроницаемых пород не всегда удается прокачать в пласт сразу значительное количество кислоты. В этом случае эффективность кислотных обработок может быть повышена за счет двухстадийной обработки. Для этого вначале в пласт закачивают 2-3 м3 кислотного раствора и выдерживают скважину под давлением 12-15 МПа и более в течение нескольких часов. После снижения давления до 5-7 МПа закачивают вторую порцию кислоты 5-7 м3, которая легко продавливается в пласт при гораздо меньших давлениях.
Применяют также серийную солянокислотную обработку, которая заключается в том, что скважину последовательно 3-4 раза обрабатывают кислотой с интервалами между обработками 5-10 дней. При этом виде обработки получают хорошие результаты в пластах со слабопроницаемыми породами.
3.6 Систематизация результатов интерпретации исследований скважин
Качество гидродинамических исследований на нестационарных режимах вполне приемлемо для локальных оценок пластовой системы. Интегрированный подход к особенностям зон дренирования единичных скважин на стадии испытания показывает значительную неоднородность пласта по толщине и простиранию. Наиболее представительными моделями зон дренирования являются модели экранированного и трещиновато-пористого пласта. По величине времени запаздывания альтернативной модели можно предположить наличие в разрезе (на стадии испытания) продуктивных пропластков с различными фильтрационными параметрами. Наибольшая продуктивность определена по эффективной толщине 15 м в диапазоне толщин 11-28 м.
Наиболее представительной из массива данных на стадии разведки скважин является величина коэффициента продуктивности 7 м3/сут/МПа. Эта величина может быть заложена в проектные документы опытной эксплуатации месторождения.
Пробная эксплуатация скважин показала положительную динамику их продуктивности в результате расширения зон дренирования и периодических соляно-кислотных обработок прискважинной зоны. Не наблюдается падение пластового давления, что свидетельствует о преимуществе жесткого напорного режима в процессе опытной эксплуатации.
Скважина 11
КВД выполаживаются с отметки t=20мин., в последующий интервал записи (до t=9 час) забойное давление не изменяется. Причиной такого поведения КВД может быть несоответствие фактического времени отработки скважины на режиме, зафиксированном в акте. С относительно равными уровнями принадлежности идентифицируются модели однородного и пласта с двойной пористостью. Пластовое давление прогнозируется на уровне 17,2 МПа, что существенно отличается от замеренного. Характерное время перетока между зонами с разной пористостью равно 0,8 мин. Такая величина времени свидетельствует о наличии развитой системы трещин.
При наличии более детальной расшифровки записи глубинного прибора, можно более достоверно оценить ситуацию в зоне дренирования скважины, включая распознавание характера распространения возмущения на разных стадиях восстановления давления. Коэффициент продуктивности по линейной интерполяции равен 21,5 м3/сут/МПа.
После проведения СКО (необходимой для очистки призабойной зоны скважины от фильтрата бурового раствора) в 1977 году было получено значение скин-эффекта 4,43, что свидетельствует о сравнительно небольшой загрязненности ПЗП. Радиус загрязненной зоны оценивается значением 277 см.
После проведения повторной СКО в 2000 году наблюдается резкое снижение скин-эффекта до значения 0,45. Это говорит о высокой эффективности проведенной СКО.
Скважина №11 в радиусе 27 м имеет проницаемость 3,75 Д, тогда как сам пласт характеризуется проницаемостью 3,36 Д, а потенциально возможное увеличение дебита составляет 0,07.
Результаты анализа данных:
Скважина №11.
Геолого- технические данные.
Забой скважины, м:
предельный - 2500;
искусственный - 1576,6.
Конструкция скважины:
324 мм кондуктор - 18 м; ВПЦ - до устья
245 мм техническая колонна - 300 м; ВПЦ - до устья
146 мм эксплуатационная колонна 1862 м; ВПЦ - 300 м от устья ( по АКЦ). Отпрессована тех. водой на 200 кгс/см2. Герметична.
Горизонт испытания P1ar+s+a.
Интервалы перфорации: 1517-1540 м (заряды ПКС-105 - 414 отв.)
Эффективная мощность - 23 м.
Диаметр НКТ - 73 мм (гладкие).
Глубина спуска НКТ - 1501 м.
Установка для испытания - А-50.
Устьевое оборудование: ОКК1-146*245*324-210, АФК3-65*210.
Давление на устье замерялось образцовыми манометрами. Дебит нефти замерялся через 50 м3 емкость Забойные давления измерялись прибором комплексного промкаротажа.
Таблица 3.1 Результаты работы скважины на режимах.
|
№ п/п |
Диаметр штуцера, мм |
Дебит |
Давление, Мпа |
K=Q/ДР, (м3/сут)/МПа |
||||
|
Нефти, м3/сут |
Газа, м3/сут |
РПЛ |
РЗАБ |
ДР |
||||
|
1977 год |
||||||||
|
1 |
3,3 |
34,50 |
н/з |
17,10 |
15,80 |
1,30 |
26,54 |
|
|
2 |
5,0 |
44,20 |
н/з |
15,40 |
1,70 |
26,00 |
||
|
3 |
8,0 |
71,50 |
н/з |
13,40 |
3,70 |
19,32 |
||
|
4 |
10,0 |
83,20 |
н/з |
12,60 |
4,50 |
18,49 |
||
|
2000 год |
||||||||
|
1 |
7,3 |
118,3 |
н/з |
17,02 |
16,91 |
0,11 |
1056, |
|
|
2 |
8,9 |
205,4 |
н/з |
16,79 |
0,23 |
889,2 |
||
|
3 |
12,2 |
323,0 |
н/з |
16,44 |
0,58 |
554,0 |
Тобойское месторождение. Скважина №11.
Рисунок 3.3 Дебит скважины, т/сут.
Рисунок 3.4 Себестоимость нефти, руб.
4. Расчет экономической эффективности от мероприятия
4.1 Обоснование методики определения сравнительной экономической эффективности новой технологии в добыче нефти
Расчеты экономической эффективности новой технологии, изобретений и рационализаторских предложений, проводятся в соответствии с «Методикой определения экономической эффективности»
Методические указания служат для разработки и утверждения отраслевых инструктивно-методологических материалов, учитывающих особенности расчета экономической эффективности создания и использования конкретных видов технологических процессов, оборудования и материалов.
4.2 Методика расчета экономической эффективности от проведения мероприятия
Расчет экономической эффективности проведения мероприятия на скважине производится для рекомендуемого варианта с проведением СКО
Исходные данные приведены в таблице 4.1
Затраты на проведение мероприятия вычисляются по формуле:
ЗМЕР=ЗРЕАГ+ЗЗ/П+ЗТЕХН (4.1)
где ЗРЕАГ - затраты на приобретение реагентов, руб;
ЗЗ/П - затраты на зарплату производственных рабочих, руб;
ЗТЕХН - затраты на доставку и закачку химреагентов в пласт, руб.
Затраты на приобретение реагентов:
ЗРЕАГ=НР·ЦРЕАГ(4.2)
где НР - норма расхода реагента, т;
ЦРЕАГ - цена реагента, руб./т.
ЗРЕАГ =2·15500=31000 руб.
Затраты на заработную плату производственных рабочих:
ЗЗ/П=ЗОСН+ЗОТП(4.3)
где ЗОСН - фонд основной заработанной платы с учетом районного коэффициента и северных надбавок, тыс. руб
ЗОТП - очередные и дополнительные отпуска, дни выполнения гособязанностей, тыс. руб
ЗОСН =(ЗТ + ЗП)·(1+КР.К.+КС.Н.) (4.4)
где ЗТ - заработная плата, начисленная работникам по тарифным ставкам, тыс. руб.
ЗП - премии и вознаграждения, тыс. руб
КР.К. - районный коэффициент, КР.К. = 0,7
КС.Н - коэффициент, учитывающий северные надбавки, КС.Н. = 0,5
(4.5)
где - часовая тарифная ставка рабочего i-го разряда, руб.
Ч - численность рабочих, чел.
ФЭ - годовой эффективный фонд рабочего времени одного рабочего, час.
(4.6)
где - часовая тарифная ставка рабочего 1-го разряда, руб.
- тарифный коэффициент рабочего i-го разряда, руб.
= 55,15·1,82=100,37 руб.
ЗТ =100,37·1·1578=158,3839 тыс. руб.
Эффективный фонд рабочего времени представлен в таблице 4.3
ЗП = ЗТ· КПР (4.7)
где КПР - коэффициент учитывающий премии, %
ЗП=158,3839·0,6=95,0304 тыс. руб.
ЗОСН =(158,3839+95,0304)·(1+0,7+0,5)=557,5115 тыс. руб.
Очередные и дополнительные отпуска, дни выполнения гособязанностей, тыс. руб.
ЗОТП =( ЗОСН /ФЭ)·D (4.8)
где D - дни соответственно очередного, дополнительного отпусков и выполнения гособязанностей.
ЗОТП=(557,5115/1578)·44=15,545 тыс. руб.
ЗЗ/П=557,511+15,545=573,056 тыс. руб.
Затраты на доставку и закачку реагентов в пласт:
Зтехн=Вр·Сч(4.9)
где ВР - время работ, машч (км пробега);
СЧ - стоимость машчаса, руб/(машчас).
Зтехн =4,5·3·12000=162000 руб.
Затраты на проведение мероприятия будут равны:
Змер =31000+573056+162000=766,056 тыс. руб.
Затраты связанные с дополнительной добычей нефти определяются по формуле:
ЗДОП=QН.ДОП·ЗПЕР(4.10)
где QН.ДОП - объем дополнительно добытой нефти, т;
ЗПЕР - условно-переменные затраты на добычу 1 т нефти, руб/т.
ЗДОП =18157·116,9=2122,6 тыс. руб.
Общие затраты на мероприятие (ЗОБЩ):
Зобщ= Змер + Здоп(4.11)
Зобщ =766,056+2122,6=2888,7 тыс. руб.
Выручка от реализации дополнительно добытой нефти:
ВДОП=QН.ДОП·Цн (4.12)
где ЦН - цена реализации нефти;
QН.ДОП - объем дополнительно добытой нефти, т
ВДОП =18157·6800=123467,6 тыс. руб.
Экономический эффект от внедрения мероприятия:
Э=ВДОП-ЗОБЩ(4.13)
Э=123467,6-2888,7 =120578,9 тыс. руб.
В результате проведения мероприятия ожидается изменение себестоимости добычи нефти:
C2=(Q1·C1+ Зобщ)/(Q1+ QН.ДОП)(4.14)
где C1 и C2 - себестоимости добычи нефти соответственно до и после внедрения метода увеличения нефтеотдачи;
Q1 - добыча нефти до проведения мероприятия.
C2=(27380·4800+2888700)/(27380+18157)= 2949,5 руб./т
Дополнительную прибыль, которую получит предприятие при внедрении метода увеличения нефтеотдачи за счет дополнительно добытой нефти и изменения себестоимости добычи нефти определяется по формуле:
П=(Цн-С2)·(Q1+QН.ДОП)-(Цн-C1)·Q1(4.15)
П=(6800-2949,5)·(27380+18157)-(6800-4800)·27380=120580,2 тыс. руб.
Дополнительная прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия:
Пп=П·(100-Н)/100(4.16)
Где Н - ставка налога на прибыль, %.
Пп=120580200·(100-20)/100=96464,16 тыс. руб
Экономический результат по применению СКО представлен в таблице 4.1.
Поскольку большинство проведенных кислотных обработок на скважинах Тобойского месторождения дали положительные результаты (увеличение дебита), то можно с уверенностью сказать, что этот метод был правильно выбран для данного месторождения. Также, немаловажными факторами, которые повлияли на выбор, является особенность геологического строения нефтяного месторождения и малая энергоемкость процесса (процесс кислотной обработки не требует привлечения большого количества технических средств), что в связи с современными экономическими трудностями, в приобретении нового необходимого оборудования, играет огромную роль.
Все это говорит о том, что выбранный метод, в данных условиях экономически выгоден.
Таблица 4.1 Исходные данные
|
Показатели |
Значения |
|
|
Объем дополнительно добытой нефти, т. |
18157 |
|
|
Норма расхода реагента, т. |
2 |
|
|
Цена реагента, руб./т |
15500 |
|
|
Цена реализации нефти руб./т |
6800 |
|
|
Себестоимость нефти руб./т |
4800 |
|
|
Районный коэффициент |
0,7 |
|
|
Коэффициент, учитывающий северные надбавки |
0,5 |
|
|
Численность рабочих, чел. |
1 |
|
|
Коэффициент, учитывающий премии, % |
60 |
|
|
Тарифный коэффициент |
1,82 |
|
|
Налог на прибыль, %. |
20 |
Таблица 4.2 Калькуляция себестоимости по статьям затрат на 1 тонну, руб
|
№ пп |
Статьи затрат |
На 1 т. нефти |
|
|
1 |
Расходы по искусственному воздействию на пласт в том числе условно-переменные |
10,10 5,98 |
|
|
2 |
Расходы на оплату труда производственного персонала |
54,12 |
|
|
3 |
Отчисления на социальные нужды |
19,49 |
|
|
4 |
Амортизация скважин |
21,92 |
|
|
5 |
Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа в том числе условно-переменные |
118,20 54,22 |
|
|
6 |
Расходы по технологической подготовке нефти в том числе условно-переменные |
109,74 51,32 |
|
|
7 |
Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования в том числе подземный ремонт скважин |
17,05 5,38 |
|
|
8 |
Цеховые расходы |
2461,62 |
|
|
9 |
Общепроизводственные расходы |
145,32 |
|
|
10 |
Прочие производственные расходы |
72,11 |
|
|
11 |
Внепроизводственные расходы |
26,80 |
|
|
производственная себестоимость товарной продукции в том числе условно-переменные расходы |
3056,47 116,9 |
Таблица 4.3 - Баланс рабочего времени одного рабочего
|
Элементы времени |
Дни |
|
|
Календарный фонд времени, дни |
365 |
|
|
Выходные и праздничные дни |
116 |
|
|
Номинальный фонд рабочего времени, дни |
249 |
|
|
Основной отпуск, дни |
28/24 |
|
|
Дополнительный отпуск, дни |
20 |
|
|
По болезни, дни |
7 |
|
|
Эффективный фонд рабочего времени, дни |
198 |
|
|
То же в часах |
1578 |
Таблица 4.4 Экономические результаты проведения СКО
|
№ пп |
Показатель |
Сумма |
|
|
1 |
Дополнительная добыча нефти, тонн |
18157 |
|
|
2 |
Прирост балансовой прибыли, тыс. руб. |
120580,2 |
|
|
3 |
Чистая прибыль, тыс. руб. |
96464,16 |
|
|
4 |
Себестоимость, руб. |
2949,5 |
|
|
5 |
Экономический эффект, тыс. руб. |
120578,9 |
Рисунок 4.1 Экономические результаты проведения СКО
5. Охрана труда
5.1 Общие требования
Все химические реагенты, используемые в кислотных композициях, должны входить в «Перечень химических продуктов, разрешенных к применению в технологических процессах нефтедобычи», иметь сертификаты качества и соответствия и санитарно-эпидемиологическое заключение.
К выполнению опытно-промысловых работ по закачке композиций допускаются лица, ознакомленные с инструкциями по закачке определенных видов химреагентов, знающие правила и нормы по технике безопасности при капитальном и подземном ремонте скважин, прошедшие медицинскую комиссию.
Все емкости для химреагентов должны быть установлены с наветренной стороны на расстоянии не менее 10 м от устья скважины. Расстояние между емкостями должно быть не менее 1 м.
На нагнетательном трубопроводе у устья скважины должны быть установлены обратный клапан и запорное устройство, а на устьевой арматуре - на затрубной линии манометр.
Соединение автоцистерны с емкостью должно осуществляться с помощью гибких шлангов через сливной патрубок с задвижкой, установленной в нижней части цистерны. Схематично расположение спецтехники на устье скважины при проведении кислотной обработки представлено в приложении Б.
Приступая к работе по закачке кислотных растворов, оператор должен надеть спецодежду, спецобувь и применять соответствующие дополнительные средства индивидуальной защиты (защитная каска, защитные очки, резиновые перчатки, противогаз или респиратор, прорезиненный фартук).
Запрещается ремонтировать оборудование и нагнетательную линию во время закачки химреагентов в скважину, а также подтягивать соединения, устранять течи.
Во время работ по закачке композиции запрещается присутствие людей в непосредственной близости от устья скважины и нагнетательных трубопроводов.
Кислотные композиции действуют раздражающе на слизистые оболочки и кожу, вызывают ожоги, поражают желудочно-кишечный тракт. При работе с кислотами следует пользоваться индивидуальными средствами защиты в соответствии с типовыми отраслевыми нормами, соблюдать правила личной гигиены, не допускать попадания реагентов внутрь организма и на кожу.
При попадании соляной кислоты на кожу необходимо произвести сильный смыв чистой холодной водой в течение 10 мин. Затем на обожженное место наложить "кашицу" из чайной соды.
При попадании соляной кислоты в глаза (жжение, боль, слезотечение) надо их обильно и энергично промыть сильной струей воды. При ожоге слизистой оболочки рта также необходимо длительное промывание чистой холодной водой. Обязательно обратиться к врачу.
Кислотные составы на основе 15 %-ной соляной кислоты не замерзают до температуры минус 25оС. Выполнение работ с 15 %-ными кислотными составами при температуре окружающей среды ниже минус 25оС без использования ППУ не производится.
Все члены бригады, которые принимают участие в проведении кислотных обработок, обеспечиваются защитными средствами: защитными очками, суконными костюмами и рукавицами, резиновыми сапогами, прорезиненными фартуками и резиновыми перчатками.
На месте работы с кислотой должен быть запас чистой воды для обмывания частей тела на случай ожога и запас нейтрализующего раствора (5 процентного раствора питьевой воды).
Все сосуды, предназначенные для хранения и транспортировки кислот, должны быть герметичны. Устанавливаемые на сосуд вентили - кислотоустойчивы.
При перевозке кислот в бутылях запрещается загружать транспорт другими грузами и перевозить в нем людей. Хранение, перевозка и переноска бутылей с кислотой должна осуществляться в деревянных или плетенных корзинах с ручками.
Переносить бутыли с кислотой необходимо вдвоем;
На крышке мерника, используемого для приготовления раствора кислоты, должны быть не менее 2 отверстий: одно для залива кислоты, другое для отвода паров кислоты. Отверстия должны иметь козырьки или защитные решетки.
Для безопасной работы мерники оборудуются площадкой с перилами, с учетом работы на ней двух человек. При отсутствии насосов для закачки кислоты в мерник, разрешается переносить кислоту только по трапам с перилами.
При приготовлении раствора кислоты необходимо лить кислоту в воду, а не наоборот, во избежание разбрызгивания раствора из-за выделения при растворении большого количества тепла. Лица, приготавливающие раствор, должны находится с наветренной стороны.
При закачке кислоты из кислотовоза в емкость (мерник) запрещается находится рабочим на рабочей площадке мерника. Шланг надежно закрепляется к горловине мерника;.
Процесс приготовления кислотного раствора должен производится под личным наблюдением мастера.
После закачки раствора кислоты в скважину все оборудование, коммуникации, а также резиновая спецодежда тщательно промываются чистой водой.
При кислотных обработках на нагнетательной линии устанавливается обратный клапан.
5.2 Анализ существующих потенциально опасных и вредных производственных факторов
Человек, выполняющий производственную работу, находится под сложным влиянием условий рабочей среды, которые можно разделить на две группы:
а) физические факторы;
б) химические факторы.
К физической группе факторов относятся:
а) Метеорологические условия (микроклимат):
- температура воздуха;
- влажность воздуха;
- движение воздуха.
б) Колебания и вибрации:
- акустические колебания (шум);
- механические колебания (общая и местная вибрация, тряска).
в) Различного рода излучения (ионизирующие, ультрафиолетовые, световые, высокочастотные).
в) Запыленность воздуха.
К химической группе факторов относятся:
а) нефть, ее соединения, нефтепродукты, горюче-смазочные вещества;
б) природный и нефтяной газы;
в) масла и охлаждающие смеси;
г) технические растворители;
д) синтетические полимеры;
е) кислоты, щелочи;
ж) металлы и их соединения;
з) сильно действующие ядовитые вещества (СДЯВ).
При проведении СПО многие из выше перечисленных факторов влияют на человека, выполняющего технологические операции.
При несоблюдении установленных профилактических мероприятий, технологических регламентов указанные выше факторы могут оказывать вредное влияние на здоровье работающих, понижать их работоспособность, приводить к острым или хроническим отравлениям и профессиональным заболеваниям.
Ниже рассмотрели ряд вредных факторов встречающихся при СКО.
Так, на работах с вредными условиями труда, а также на работах, производимых в особых температурных условиях или связанных с загрязнением, рабочим выдаются по установленным нормам специальная одежда, специальная обувь и другие средства индивидуальной защиты.
Для технических нужд при проводке испытаний и освоений скважин, а также для промывки механизмов и приборов зачастую возникает необходимость в применении различных сильнодействующих ядовитых веществ (СДЯВ) и других химикатов (кислоты, щелочи, спирты и т.п.), неправильное хранение и использование которых может привести к острым и хроническим отравлениям, ожогам и другим расстройствам здоровья работающих.
При проведении СКО возникает необходимость включения, подключения и отключения электрифицированных агрегатов. К этим операциям допускаются лица, прошедшие соответствующий инструктаж по электробезопасности.
Для ослабления уровня шума, возникающего при работе двигателей внутреннего сгорания, действующего на органы слуха, следует применять индивидуальные защитные средства - противошума (антифоны), которые подразделяются на два основных типа:
а) наружные - в виде наушников, повязок или шлемов;
б) внутренние - в виде заглушек или "пробочек", вкладываемых внутрь слухового прохода.
Так как все технологические операции связаны с легко воспламеняющимися веществами, то проблема пожаробезопасности находится в числе первых. Особое внимание уделяется пирофорным отложениям - вещества, способные к самовозгоранию в присутствии воздуха при окружающей температуре.
Работы по проведению операций по воздействию на призабойную зону пласта (кислотная обработка, гидроразрыв, термохимическая обработка и др.) являются сложными и проводятся специально подготовленной бригадой под руководством инженерно-технического работника. (Члены бригады, которые принимают участие в проведении кислотных обработок, обеспечиваются защитными средствами: защитными очками, суконными костюмами и рукавицами, резиновой обувью и резиновым фартуком).
Заключение
Проанализировав данные, полученные от предприятия ООО «Лукойл-Коми» ТПП «Лукойл-Севернефтегаз», - геофизические данные, общие сведения о месторождении, экономические данные, и, руководствуясь опытом, полученным за годы обучения по специальности, был разработан метод борьбы с понижением проницаемости пластов и увеличение дебита скважины №11 Тобойского месторождения, был увеличен дебит НГВЖ от 3 м3/сут до 91,2 м3/сут, что привело к увеличению чистой прибыли на 96464,16 тыс. руб. Из расчетов следует, что этот метод экономически выгоден. Метод рекомендован для внедрения на всех скважинах Тобойского месторождения с выявленным падением проницаемости пород.
Список использованных источников
1. Амиров А.Д., Карапетов К.А. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин [текст], М. Недра, 1979.
2. Байков Н.М., Лабораторный контроль при добыче нефти и газа [текст], М. Недра, 1983 г.
3. Боярчук А.Ф., Кереселидзе В.П., Изучение особенностей проникновения в коллекторы известково-битумных растворов [текст], Нефтяное хозяйство, 1983 г. №11.
4. Бухаленко Е.И. Справочник по нефтепромысловому оборудованию [текст], М. Недра, 1983 г.
5. Викторин В.Д., Лычков Н.П. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам [текст], М. Недра, 1980 г.
6. Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти [текст], М. Недра.
7. Зарипов С.З. Применение жидкостей для задавливания скважин при их ремонте [текст], Обзорная информация, серия «Техника и технология добычи нефти» ВНИИОЭНГ 1981 г. Выпуск 2.
8. Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин [текст], М. Недра, 1985 г.
9. Кудинов В.И., Сучков Б.М., Интенсификация текущей добычи нефти [текст], Нефтяное хозяйство 1990 г., №7.
10. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии [текст], Казань Таткнигоиздат 1989 г.
11. Орлов Г.А., Мусабиров М.Х. Регламент по технологии глушения скважин с сохранением коллекторских свойств продуктивного пласта [текст], Татнефть, 1998 г.
12. Сучков Б.М. Причины снижения производительности скважин [текст], Нефтяное хозяйство, 1988 г., №5.
Размещено на Allbest.ru
Подобные документы
Изучение теории органического происхождения нефти и газа. Литологически ограниченные со всех сторон ловушки и условия их образования. Особенности геологического строения надсолевого комплекса Прикаспия. Тектоническая схема района месторождения Доссор.
дипломная работа [7,3 M], добавлен 12.01.2014Общие сведения о месторождении. Характеристика геологического строения, слагающих пород и продуктивного пласта. Методы интенсификации притока нефти к добывающей скважине. Операции по гидроразрыву пласта, их основные этапы и предъявляемые требования.
дипломная работа [3,6 M], добавлен 24.09.2014История освоения Талинского месторождения. Стратиграфия, тектоника и особенности геологического строения отложений. Разновидности пород и их литолого-петрографическая характеристика. Анализ эксплуатации скважин, осложнения и пожарная профилактика.
дипломная работа [177,7 K], добавлен 13.04.2014Изучение геологического строения района и месторождения. Характеристика качества полезного ископаемого и рекомендации по его использованию. Расчет возможных водопритоков в карьере и географических координат угловых точек горного отвода. Подсчет запасов.
дипломная работа [201,6 K], добавлен 21.06.2016Географо-экономичесая характеристика Валявкинского месторождения железистых кварцитов. Рассмотрение стратиграфии, магматизма и метаморфизма, гипергенеза и геоморфологии района. Изучение истории геологического развития. Характеристика полезных ископаемых.
дипломная работа [74,6 K], добавлен 28.02.2015Характеристика геологического строения, нефтеносность и состояние скважин месторождения. Оценка нефтеизвлечения на естественном режиме истощения. Методы и результаты расчёта коэффициента извлечения нефти на режиме активного нефтевытеснения водой.
курсовая работа [1,2 M], добавлен 25.12.2015Геолого-промысловая характеристика Самотлорского нефтяного месторождения. Тектоника и стратиграфия разреза. Состав и свойства пород продуктивных пластов. Стадии разработки месторождения, способы эксплуатации и замер скважин. Промысловая подготовка нефти.
отчет по практике [143,9 K], добавлен 08.12.2015Общие сведения о Губкинском месторождении, его геолого-физическая и физико-гидродинамическая характеристика. Свойства и состав нефти, газа, воды. Осложняющие факторы геологического строения разреза. Охрана труда, безопасность жизнедеятельности.
дипломная работа [1,4 M], добавлен 25.11.2011Расчет технологических показателей разработки нефтяного месторождения по методике института ТатНИПИнефть на примере Зеленогорской площади Ромашкинского месторождения. Характеристика геологического строения. Характеристика фонда скважин и текущих дебитов.
курсовая работа [2,2 M], добавлен 25.12.2011Геологическое строение месторождения и залежей. Описание продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек. Состояние разработки Средне-Макарихинского месторождения. Методы воздействия на призабойную зону скважин. Обработка скважин соляной кислотой.
курсовая работа [463,8 K], добавлен 06.12.2012
