Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений

1.

Государственное бюджетное профессиональное образовательное учреждение
«КРАЕВОЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ КОЛЛЕДЖ»
Отчет по учебной практике
«Геологические основы разработки нефтяных и
газовых месторождений»
Выполнили студенты
группы РМ-169к:
Мардамшин Ярослав
Зарипов Никита
Преподаватель:
Анисимова Л.Е.
Чернушка 2019

2.

Чернушинское месторождение ДНС-1013Чер
Залежь
Кол-во
скважин
Общий
дебит
жидкости
м3/сут.
Общий
дебит нефти,
т/сут.
% воды, %
Стадия
разработки
Бш
2
12
4,6
57,3
3
С1V
18
649,1
320,3
51,23
3
Т
13
164,1
123,4
16,2
2
ОРЭ
3
43
29,4
21,6
2
Вывод: общий дебит жидкости по месторождению – 868,2 м3/cут, общий дебит нефти
– 491,2 т/сут, % воды- 36,7%.

3.

Процентное соотношение
Добыча жидкости
1,2
80,00%
74,76%
70,00%
1
60,00%
0,8
50,00%
0,6
40,00%
30,00%
0,4
20,00%
18,90%
0,2
10,00%
0
1,38%
Бш
4,95%
С1V
Т
ОРЭ
0,00%

4.

Процентное соотношение
Добыча нефти
1,2
70,00%
65,20%
1
60,00%
50,00%
0,8
40,00%
0,6
30,00%
0,4
25,12%
20,00%
0,2
0
10,00%
0,93%
Бш
5,98%
С1V
Т
0,00%
ОРЭ
Вывод: По залежи C1V наблюдается наибольший отбор жидкости 74,76% из них 65,2нефть. Наибольшая обводненность в Бш залежи и она составляет 57,3%.
Месторождение находиться на 2 стадии разработки.

5.

Дополнительное оборудование
25
60,00%
55,50%
55,50%
50,00%
20
50%
20
44,40%
15
20
18
40,00%
16
30,00%
10
20,00%
5
0
5
1
13,80%
10,00%
2,70%
0,00%
Воронка Крылова
Якорь газовый
Кольцо Рудака
Система телеметрии
Клапан спускной
Клапан обратный
Вывод: на Чернушинском месторождении при добыче нефти наиболее вредными
факторами являются осложнения АСПО и влияние газа.

6.

Распределение э/ф по способам эксплуатации
Залежь
Способ
эксплуатации
Кол-во
Q жидкости
м3/сут.
Q нефти т/сут.
Бш
ШГН
2
12
4,6
С1V
ШГН
2
38,7
26,7
ЭЦН
15
610,4
307,1
ШГН
4
33,1
21,7
УНЛП
1
10
8,2
ЭЦН
3
57,1
46,8
ЭОВН
5
63,9
46,7
ШГН
3
43
29,4
Т
ОРЭ
Вывод: на Чернушинском месторождении ДНС-0113Чер наиболее распространенным
способом эксплуатации является ЭЦН.

7.

Скважины с АНПД
№ п/п
Залежь
№ скважины
Рнас., МПа
Ртек., МПа
1
Тл
306
8,75
6,89
2
Тл
317
8,75
7,51
3
Тл
319
8,75
5,52
4
Тл
320
8,75
5,71
5
Тл
321
8,75
6,56
6
Тл
322
8,75
4,77
7
Тл
332
8,75
6,46
8
Тл
334
8,75
6,3
9
Тл
337
8,75
8,47
10
Бб2-Мл
314
7,44
7,36
11
Т
301
8,74
5,23

8.

№ п/п
Залежь
№ скважины
Рнас., МПа
Ртек., МПа
12
Т
302
8,74
5,50
13
Т
304
8,74
4,63
14
Т
305
8,74
6,68
15
Т
342
8,74
8,14
16
Т
344
8,74
5,39
17
Т
347
8,74
7,76
18
Т
352
8,74
7,33
19
Т
369
8,74
7,18
20
Тл+Бб2-Мл+Т
385
7,4
6,92

9.

Скважины с АВПД
№ п/п
Залежь
№ скважины
Рнач., МПа
Ртек., МПа
1
Бш
308
10,7
16,1
2
Тл
343
15,1
15,93
Вывод : энергетика пласта на данном месторождении плохая, зоны с АНПД
306,317,319,320,321,322,334,337,314,301,302,304,305,342,344,347,352,369,385 это связанно
тем, что не предусмотрена система ППД.

10.

Плотность нефти в пластовых условиях
Башкирская залежь = 0,877 т/м3
Яснополянская залежь= 0,868 т/м3
Турнейская залежь= 0,885 т/м3
Тяжелой плотности
Средней плотности
Тяжелой плотности
Вязкость нефти в пластовых условиях
Башкирская залежь = 15,4 мПа*с
Яснополянская залежь= 12,88 мПа*с
Турнейская залежь= 16,62мПа*с
Повышенной вязкости
Повышенной вязкости
Повышенной вязкости

11.

По содержанию парафина, %
Башкирская залежь = 1,99%
Яснополянская залежь= 2,93%
Турнейская залежь= 2,6%
Методы борьбы:
Промывки
Спуск скребка
Реагенты
Парафиновые
Парафиновые
Парафиновые

12.

По содержанию серы,%
Башкирская залежь = 2,1%
Яснополянская залежь= 1,96%
Турнейская залежь= 2,69%
Высокосернистые
Высокосернистые
Высокосернистые
Для снижения содержания серы необходимо использовать
реагенты- ингибиторы