- •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
3.2. Состав и физико-химические свойства нефти и попутного газа
Всего проанализировано 92 глубинные пробы из 12 скважин. Величина давления насыщения нефти газом в качественных пробах менялась от 11,84 до 16,1 МПа, газосодержание (при дифференциальном разгазировании) – от 149,8 до 208,8 м3/т, плотность нефти в пластовых условиях – от 694 до 730 кг/м3, вязкость в пластовых условиях – от 0,87 до 1,30 мПа*с. Эти колебания обусловлены геологическими условиями расположения скважин на структуре. Как правило, в верхней части антиклинальной структуры залегают облегченные, менее вязкие нефти, имеющие большее газосодержание и, соответственно, величину давления насыщения. Вниз по разрезу газосодержание и давление насыщения нефти газом уменьшаются, а плотность и вязкость увеличиваются. Параметры пластовой нефти приводятся в таблице 3.4.
В среднем по залежи давление насыщения нефти газом составило 14,69 МПа, газосодержание – 185,6 м3/т (дифференциальное разгазирование). Нефть в пласте лёгкая (706 кг/м3), маловязкая (1,13 мПа*с). В стандартных условиях ее объем уменьшается в 1,383 раза. В пределах залежи плотность разгазированной нефти меняется от 815 до 829 кг/м3, вязкость – от 3,68 до 4,56 мПа*с. Содержание смол колеблется от 5,08 до 9,47 %, парафина – от 3,18 до 6,93 %, серы – от 0,20 до 0,73 %. Температура насыщения пластовой нефти парафином равна 13,7 оС. Температура насыщения нефти парафином в поверхностных условиях 21 оС.Зависимость параметров пластовой нефти от давления представлена на рис. 3.1.
В составе газа, выделенного из нефти методами дифференциального и контактного разгазирования, доминирует метан (59,63 и 54,70 %) и его гомологи (37,94 и 43,15 %). На долю азота приходится 2,13 и 1,95 %. Сероводород не обнаружен. Газ классифицируется как малометановый, низкоазотный, высокожирный.
Таблица 3.4.
Свойства пластовой нефти
Наименование параметра |
Численные значения | |
диапазон значений |
принятые значения | |
Давление насыщения, МПа |
11.84-16.10 |
14.69 |
Газосодержание, м3/т |
149.8-208.8 |
185.6 |
Объемный коэффициент нефти |
|
1.383 |
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании, м3/т Р1= 10.0 МПа; t =31°С Р2= 6.0 МПа; t =31°С Р3= 3.0 МПа; t =31°С Р4= 1.5 МПа; t =31°С Р4= 0 МПа; t =31°С |
|
45.1 50.7 32.4 19.7 37.7 |
Плотность в условиях пласта, кг/м3 |
694-730 |
706 |
Вязкость в условиях пласта, мПа*с |
0.87-1.30 |
1.13 |
Коэффициент упругости, 1/Мпа*10-4 |
12.66-17.60 |
15.82 |
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20 °C: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании |
1.121-1.265 1.019-1.093 |
1.193 1.052 |
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20 °С: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании |
824-828 811-822 |
826 816 |
Рис. 3.1. Зависимость параметров пластовой нефти от давления
Компонентный состав газа, выделившегося из нефти в процессе однократного и дифференциального разгазирования, а также состав пластовой и дегазированной нефти приведены в табл. 3.5.
Таблица 3.5.
Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти
Наименование параметра |
при однократном разгазировании |
при дифференциальном разгазировании
|
пластовая нефть
| ||||
выделившийся газ |
нефть
|
выделившийся газ |
нефть
| ||||
Молярная концентрация компонентов, %: | |||||||
сероводород |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 | ||
двуокись углерода |
0.20 |
0 |
0.30 |
0 |
0.17 | ||
азот+редкие |
1.95 |
0 |
2.13 |
0 |
1.21 | ||
гелий |
0.014 |
0 |
0.016 |
0 |
0 | ||
метан |
54.70 |
0 |
59.63 |
0 |
34.10 | ||
этан |
19.13 |
0.40 |
21.24 |
0.38 |
12.41 | ||
пропан |
12.48 |
1.69 |
11.42 |
5.09 |
8.79 | ||
изобутан |
1.70 |
0.63 |
1.13 |
1.77 |
1.38 | ||
норм, бутан |
4.94 |
2.88 |
2.62 |
7.18 |
4.48 | ||
изопентан |
1.65 |
2.28 |
0.59 |
3.82 |
1.92 | ||
норм. пентан |
1.79 |
3.30 |
0.58 |
4.95 |
2.40 | ||
гексаны |
1.46 |
5.83 |
0.36 |
6.66 |
3.15 | ||
гептаны |
|
82.99 |
|
70.15 |
29.99 | ||
Молекулярная масса: | |||||||
|
|
197.03 |
|
190.75 |
89.74 | ||
Плотность: | |||||||
газа, кг/м3 |
1.193 |
|
1.052 |
|
| ||
относительная(по воздуху), доли ед. |
0.990 |
|
0.873 |
|
| ||
нефти, кг/м3 |
|
826 |
|
816 |
706 |