Дипломная работа (ВКР) — бакалавр, специалист на тему Тема на выбор специалиста.

Содержание:

ВВЕДЕНИЕ. 2

1   Геолого — промысловый раздел. 2

1.1 Общие сведения о месторождении. 2

1.2 Геологическое строение месторождения. 2

1.3 Тектоника. 2

1.4 Характеристика продуктивных пластов. 2

1.5 Физикохимические свойства пластовых
жидкостей. 2

2   Состояние разработки месторождения. 2

2.1 История проектирования месторождения. 2

2.2 Анализ фонда скважин. 2

2.3 Динамика показателей разработки
месторождения. 2

2.4 Энергетическое состояние залежей. 2

3   Анализ эффективности работ по
герметизации эксплуатационных колонн в условиях залежи №51 Ново — Елховского месторождения. 2

3.1 Анализ проведенных мероприятий по
герметизации эксплуатационных колонн  2

3.2 Причины неуспшных мероприятий. 2

3.3 Критерии выбора способа герметизации
эксплуатационных колонн на скважинах  2

3.4 Подбор скважинкандидатов на объекте по
рекомендуемой технологии герметизации эксплуатационных колонн. 2

3.5 Расчет технологической эффективности
герметизации эксплуатационных колонн при реализации мероприятий. 2

Заключение. 2

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ   2

Введение:

В
настоящее время большая часть объектов, разрабатываемых ПАО «Татнефть» находится
на поздней стадии разработки, характеризующейся низким дебитом скважин по
нефти, высокой обводненностью продукции и вводом в разработку залежей с трудноизвлекаемыми
запасами и высоковязкими нефтями. Большая часть действующего фонда скважин пробурена
в начале эксплуатации месторождений. Вследствие этого, в настоящее время скважины
все чаще уходят в ремонт по причине негерметичности эксплуатационной колонны.
Это в первую очередь вызвано износом обсадной колонны вследствие длительной эксплуатации,
а также вредным влиянием серы и кислорода.

Наиболее
распространенными методами герметизации э/к являются тампонажные работы, установка
съемных летучек, пластырей, пакеров, дополнительных колонн, а также метод доворота
обсадной колонны.

Целью данной работы является анализ эффективности и проектирование выполнения
работ по герметизации эксплуатационных колонн, в условиях залежи №51 Ново — Елховского
месторождения НГДУ «Елховнефть».

Задачами работы являются:

 — анализ эффективности технологий
герметизации э/к на залежи №51 Ново — Елховского месторождения;

 — расчет проведения подготовительных
работ на скважинах — кандидатах;

 — расчет технологической эффективности
герметизации эксплуатационных колонн на рассматриваемом объекте.

Заключение:

В настоящее время существует множество методов ликвидации негерметичности
обсадных колонн. Наиболее распространенными в ПАО «Татнефть» являются герметизация
эксплуатационных колонн тампонированием, установка съемных летучек и герметизация
резьбовых соединений доворотом обсадной колонны. В данной работе приведен
анализ методов герметизации эксплуатационных колонн на скважинах Ново — Елховского
месторождения и произведен расчет их технологической эффективности по методу прямого
счета.

Разрабатываемый объект представлен продуктивными пропластками турнейского
яруса со средней нефтенасыщенной толщиной 7,8 м, высокими значениями нефтенасыщенности
и низкими значениями пористости (13,2%) и проницаемости (0,11 мкм2). Также
данные отложения характеризуются высокой литологической неоднородностью. Пластовая
нефть залежи №51 Ново — Елховского месторождения характеризуется средней вязкостью
и плотностью. Высокое содержание серы значительно усложняет процесс добычи и повышает
степень вероятности коррозии подземного оборудования.

Наиболее эффективным методом ликвидации негерметичности эксплуатационной
колонны на скважинах Ново — Елховского месторождения являются тампонажные работы.
Несмотря на высокую стоимость проведения ремонта (1523 тыс.руб), данная технология
имеет наибольший прирост среднесуточного дебита (6,33 т/сут) и высокие значения
дополнительно добытой нефти за год после ремонта (784 т). К недостаткам данной
технологии также можно отнести длительный срок ремонта, который в среднем составляет
302 часа.

После проведения работ по герметизации эксплуатационной колонны, на четырех
добывающих скважинах из пяти наблюдалась положительная динамика дебита нефти и обводненности
продукции. На скважине 8105 следует отметить дальнейший рост обводненности добываемой
жидкости. Проведя анализ показателей работы нагнетательных скважин, можно сказать,
что после ремонтных работ приемистость скважин была значительно снижена, что говорит
об эффективности проведенных работ.

Проведя расчет технологической эффективности мероприятий по герметизации
эксплуатационных колонн на скважинах залежи №51 Ново — Елховского месторождения,
можно сделать вывод, что на всех скважинах значения коэффициента Юла по модулю
больше 0,7, что говорит о надежности тренда. Наименьшее количество дополнительно
добытой нефти составило 78 т на скважине 8105. Наибольшая дополнительная добыча
нефти составила 2371,2 т на скважине 315. На скважинах 315 и 6133 коэффициент ассоциации
Юла имеет отрицательные значения равные 1, что говорит о том, что связь есть, но
она отрицательная при этом по условию, тренд считается
установленным и достаточно надежным. На скважине 6133 дополнительная добыча нефти
составила 828,6 т.

Фрагмент текста работы:

1 Геолого — промысловый раздел

1.1 Общие
сведения о месторождении

Ново — Елховское нефтяное
месторождение расположено на территории Альметьевского и Заинского районов,
непосредственно к западу (2 – З км) от Ромашкинского месторождения. Район имеет
развитую инфраструктуру, обеспечен энергетическими мощностями, путями
сообщения, рабочей силой. В тектоническом отношении месторождение приурочено к
Акташско — Ново — Елховскому валу, структуре второго порядка, осложняющего
склон Южно — Татарского свода. Промышленные скопления нефти приурочены к
терригенным отложениям верхнего девона (пашийский, кыновский горизонты),
карбонатам турнейского яруса, терригенной толще нижнего карбона (бобриковский и
тульский горизонты), а также к карбонатам верей — башкирских отложений среднего
карбона.

Основным промышленным
объектом являются залежи нефти пашийского и кыновского горизонтов. Здесь
выделяются около 8 песчано — алевролитовых пластов (пласты До кировского
горизонта, пласты "а — д" пашйиского горизонта Д1), все пласты — это
единый гидродинамический связанный резервуар. Водонефтяной контакт — 1507 — 1520
м. Средняя нефтенасыщенная толщина коллектора — 8,8 м, пористость — 20,3%,
начальная нефтенасыщенность — 86%, проницаемость — 431 мд. Нефть терригенных
отложений девона сернистая (1,7%), среднепарафинистая (3,7%) , маловязкая (4,1
мПа ∙с). Подземные воды горизонты До, Д1 — это хлоркальциевые рассолы (по Сулину)
с плотностью 1186 кг/мЗ, вязкостью 1,9 МПа ∙с, общая минерализация — 250 — 300
т/л. | Эксплуатационное разбуривание Ново — Елховского месторождения было
начато в 1961 году. По первой техсхеме разработки предусматривалось
осуществлять разработку всех пластов эксплуатационного объекта единой сеткой
скважин. Предусматривалось продольное разрезание Ново — Елховской и Акташской
площадей с выделением двух пятирядных полос добывающих скважин,