- •Содержание
- •Список таблиц
- •Список рисунков
- •Введение
- •1. Общая характеристика предприятия и района работ
- •2. Геологическая характеристика гагаринского месторождения
- •2.1. Тектоническое строение
- •2.2. Литолого-стратиграфическая характеристика
- •2.3. Нефтегазоносность
- •2.4. Гидрогеологические условия и характеристика режима водонапорного бассейна
- •3. Геолого-физическая характеристика объекта разработки
- •3.1. Вещественный состав, коллекторские свойства и нефтенасыщенность
- •3.2. Состав и физико-химические свойства нефти и попутного газа
- •3.3. Состав и свойства пластовой воды
- •3.4. Начальные запасы нефти и газа
- •3.5. Выводы по геолого-физической характеристике объекта разработки
- •4. Анализ состояния разработки залежи
- •4.1. История разработки
- •4.2. Анализ текущего состояния разработки
- •4.3. Анализ энергетического состояния залежи
- •4.4. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
- •4.5. Анализ результатов исследований скважин и пластов
- •4.6. Анализ выработки запасов нефти из пластов
- •4.7. Геолого-гидродинамическая модель
- •4.8. Выводы по анализу состояния разработки объекта
- •5. Анализ эксплуатации скважин
- •5.1. Конструкция добывающих и нагнетательных скважин
- •5.2. Технология вскрытия продуктивных пластов при бурении и освоении скважин
- •5.3. Анализ фонда скважин
- •5.4. Анализ технологического режима работы добывающих скважин
- •5.5. Анализ технологического режима работы нагнетательных скважин
- •5.6. Применение методов и технологий повышения нефтеотдачи пластов
- •5.7. Анализ ремонтов скважин
- •5.8. Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин
- •5.9. Сбор и подготовка скважинной продукции на промысле
- •5.10. Выводы по анализу эксплуатации скважин
- •6. Мероприятия по совершенствованию разработки залежи
- •6.1. Анализ плотности остаточных запасов
- •6.2. Анализ геолого-технических мероприятий, проводимых на фаменском пласте Гагаринского месторождения
- •6.3. Анализ ранее проведенных кислотных гидроразрывов пласта
- •6.4. Выбор скважин-кандидатов для проведения кислотного гидроразрыва пласта
- •6.5. Технология кислотного гидроразрыва пласта
- •6.4.1. Оборудование для проведения кгрп
- •6.4.2. Теория гидроразрыва пласта
- •6.4.3. Свойства технических жидкостей
- •6.4.3. Расчет параметров гидроразрыва пласта
- •19,19 МПа
- •6,7 Мм .
- •6.4.4. Проведение гидроразрыва пласта
- •6.6. Прогнозирование дебита после кгрп
- •6.7. Основные выводы по совершенствованию разработки залежи
- •7. Экономическая оценка рекомендуемого мероприятия по повышению нефтеотдачи пласта
- •7.1. Экономическая оценка кислотного гидроразрыва пласта
- •7.2. Объем необходимых инвестиций
- •7.3. Величина эксплуатационных затрат
- •7.4. Оценка выручки от реализации продукции.
- •7.5. Оценка прибыли от реализации продукции.
- •7.6. Оценка денежного потока от реализации продукции.
- •8. Промышленная безопасность
- •8.1. Введение
- •8.2. Анализ наиболее опасных и вредных производственных факторов, воздействующих на работника блочной кустовой насосной станции
- •8.2.1. Разрушение металлических конструкций
- •8.2.2. Повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека
- •8.2.3. Повышенный уровень шума на рабочем месте
- •8.2.4. Повышенный уровень вибрации
- •8.3. Методика оценки безопасности рабочего места
- •8.4. Оценка безопасности работающего по условиям труда
- •8.5. Расчет опасной зоны грузоподъемного крана трубоукладчика при монтаже водопровода
- •Заключение
- •Список литературы
- •Приложения
3.3. Состав и свойства пластовой воды
Пластовые воды продуктивных отложений верхнедевонско-турнейского ГНВК являются потенциально перспективными для формирования промышленно ценных попутных вод (для извлечения йода, брома, магния, лития и стронция). Параметры пластовой воды а также их химический состав представлены в табл. 3.6.
Таблица 3.6.
Состав и свойства пластовой воды
Параметр |
значения |
Плотность воды, кг/м3 - в стандартных условиях - в условиях пласта |
1133 1130 |
Вязкость в условиях пласта, мПа*с |
1,17 |
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа × 10-4 |
2,81 |
Объемный коэффициент, доли ед. |
0,9988 |
Химический состав вод, (мг/л)/мг-экв/л) | |
Na++ K+ |
24628,23/1071,27 |
Ca+2 |
44018/2196,51 |
Mg+2 |
2441,4/200,9 |
Cl - |
122365/3451,47 |
HCO3- |
439/7,19 |
CO3-2 |
н.с. |
SO4-2 |
480,36/10,01 |
NH4 + |
н.с. |
Br - |
234,7 |
J - |
29,2 |
В +3 |
н.с. |
Li + |
н.с. |
Sr +2 |
н.с. |
Rb + |
н.с. |
Cs + |
н.с. |
Общая минерализация, г/л |
194,37 |
Водородный показатель, рН |
5,35 |
Жесткость общая, (мг-экв/л) |
н.с. |
Химический тип воды (по В.А.Сулину) |
хлоркальциевый |
Пластовые воды представлены высокометаморфизованными (отношение rNa/rCl = 0,63-0,78) рассолами хлоркальциевого типа. Для фаменских отложений дефицит сульфатного насыщения равнялся 61 %. По степени минерализации воды фаменского пласта относятся к рассолам (общая минерализация достигает 194,37 г/л). В составе воды преобладают ионы хора (122 г/л) и кальция (44 г/л) – тип пластовой воды хлоркальциевая. Плотность воды в условиях пласта составляет 1130 кг/м3. В поверхностных условиях плотность воды 1133 кг/м3(незначительное изменение плотности в виду сжимаемости =2,81*10-10 1/Па). В пластовых условиях вязкость воды немного выше вязкости нефти (1,13 мПа*с) и составляет 1,17 мПа*с. По мере снижения давления пластовая вода расширяется незначительно – объемный коэффициент = 0,9988 д.ед. По водородному показателю (рН=5,35) пластовая вода относится к кислым растворам.
В водах содержится достаточное количество агрессивных компонентов, способных провоцировать интенсивное растворение углеродистой стали, не содержащей каких-либо легирующих добавок.
3.4. Начальные запасы нефти и газа
Водонефтяной контакт оставлен на прежней отметке минус 1880 м. Запасы нефти и газа по ряду эксплуатационных скважин в разведанной части залежи пласта Фм оценены по категории В. Запасы северо-восточной и южной частей залежи, ранее утвержденные по категории С2 переведены в категорию С1. Начальные геологические запасы нефти пласта Фм в пределах
лицензии ПЕМ 12411 НЭ и ПЕМ 02044 НР, по категории В+С1 составили 7199 тыс.т., извлекаемые – 3002 тыс.т. Запасы растворенного газа по категории В+C1 – 1336/557 млн.м3 (соответственно). Запасы нефти и газа по заежи представлены в таблице ниже (табл. 3.7.-3.8).
Карта плотности подвижных запасов нефти пласта Фм представлена на рис. 3.2. Из рисунка видно, что основные запасы сконцентрированы в северной и северо-западной части пласта.
Таблица 3.7.
Запасы нефти залежи в пределах лицензий
Пласт |
Кате-гория запа-сов |
Лицен-зионный участок, ЛУ |
Пло-щадь нефте-нос-ности, тыс.м2 |
Средн. взвеш. нефте-насыщ. тол-щина, м |
Объем нефте-насыщ. пород, тыс.м3 |
Началь-ные геологи-ческие запасы нефти, тыс.т |
Коэф-фици-ент нефте-отдачи, д. ед. |
Начальные извле-каемые запасы нефти, тыс.т |
Фм |
В |
12411 НЭ |
3344 |
16,5 |
55164 |
2828 |
0,417 |
1179 |
С1 |
12411 НЭ |
1999 |
12,7 |
25463 |
1305 |
0,417 |
544 | |
02044 НР |
6059 |
9,9 |
59808 |
3066 |
0,417 |
1279 | ||
Всего: |
8058 |
10,6 |
85271 |
4372 |
|
1823 | ||
Итого по пласту Фм: |
В+С1 |
12411 НЭ |
5343 |
15,1 |
80627 |
4133 |
|
1723 |
02044 НР |
6059 |
9,9 |
59808 |
3066 |
|
1279 | ||
Всего: |
11402 |
12,3 |
140435 |
7199 |
|
3002 |
Таблица 3.8.
Запасы газа залежи в пределах лицензий
Пласт |
Кате-гория запа-сов |
Лицен-зионный участок, ЛУ |
Пло-щадь нефте-нос-ности, тыс.м2 |
Средн. взвеш. нефте-насыщ. тол-щина, м |
Объем нефте-насыщ. пород, тыс.м3 |
Газо-содер-жание, м3/т |
Начальные запасы растворенного газа, млн.м3 | ||
геологи-ческие |
извле-каемые | ||||||||
Фм |
В |
12411 НЭ |
3344 |
16,5 |
55164 |
185,6 |
525 |
219 | |
С1 |
12411 НЭ |
1999 |
12,7 |
25463 |
185,6 |
242 |
101 | ||
02044 НР |
6059 |
9,9 |
59808 |
185,6 |
569 |
237 | |||
Всего: |
8058 |
10,6 |
85271
|
|
811 |
338 | |||
Итого по пласту Фм: |
В+С1 |
12411 НЭ |
5343 |
15,1 |
80627 |
|
767 |
320 | |
02044 НР |
6059 |
9,9 |
59808 |
|
569 |
237 | |||
Всего: |
11402 |
12,3 |
140435 |
|
1336 |
557 |
Рис. 3.2. Плотность подвижных запасов на начало разработки