Главная страница
Навигация по странице:

  • КУРСОВАЯ РАБОТА 2018

  • РАСЧЕТ ЗАДАНИЯ ПО ДОБЫЧЕ НЕФТИ ПО СКВАЖИНЕ, ОБОРУДОВАННОЙ УЭЦН, В УСЛОВИЯХ САМОДУРОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

  • ЗАДАНИЕ для курсовой работы

  • Данные для выполнения курсовой работы

  • Структура курсовой работы

  • Рисунок 1. Западно-Степановское месторождение

  • Расчет задания по добыче нефти по скважине, оборудованной ШСНУ,. Курсовая работа


    Скачать 0.75 Mb.
    НазваниеКурсовая работа
    Дата03.03.2019
    Размер0.75 Mb.
    Формат файлаdocx
    Имя файлаРасчет задания по добыче нефти по скважине, оборудованной ШСНУ, .docx
    ТипКурсовая
    #55136
    страница1 из 3

    С этим файлом связано 1 файл(ов). Среди них: Отчет по практике 4.docx.
    Показать все связанные файлы
    Подборка по базе: Итоговая работа.doc, Курсовая работа18 - для слияния (1).doc, Итоговая контрольная работа.pdf, Практическая работа по Административному праву (1)[244].docx, контрольная работа.docx, Курсовая работа .docx, Внеклассная работа по физкультуре, 3103,Федотов А.Р..docx, Внеклассная работа по физкультуре, 3103,Федотов А.Р..docx, Выпускная квалификационная работа.doc, Контрольная работа 2.doc
      1   2   3










    КУРСОВАЯ РАБОТА


    2018

    Министерство образования Оренбургской области

    Государственное автономное профессиональное

    образовательное учреждение

    «Бугурусланский нефтяной колледж»

    г. Бугуруслана Оренбургской области

    РАСЧЕТ ЗАДАНИЯ ПО ДОБЫЧЕ НЕФТИ ПО СКВАЖИНЕ, ОБОРУДОВАННОЙ УЭЦН, В УСЛОВИЯХ САМОДУРОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

    Курсовая работа

    Разработал







    Руководитель



























    Бугуруслан
    2018
    Министерство образования Оренбургской области

    государственное автономное профессиональное образовательное учреждение «Бугурусланский нефтяной колледж»

    г. Бугуруслана Оренбургской области


    Рассмотрено на заседании

    П(Ц)К социально-экономических дисциплин

    Протокол № от «____»______ 2018 г.

    Председатель П(Ц)К _________




    ЗАДАНИЕ

    для курсовой работы



    По МДК.03.01 Основы организации и планирования производственных работ на нефтяных и газовых месторождениях

    Студенту специальности 21.02.01

    «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»




    Тема курсовой работы: Расчет задания по добыче нефти по скважине, оборудованной ШСНУ, в условиях Западно-Степановского месторождения






    Дата выдачи 12.11.18 Дата исполнения ______________________________

    Данные для выполнения курсовой работы


    1 Характеристика Западно-Степановского месторождения

    2 Технико-эксплуатационная характеристика скважины

    3 План проведения работ

    4 Нормативы времени на выполнение операций



    Структура курсовой работы


    Введение

    Глава 1 Организация проведения по добыче нефти

    Глава 2 Расчетно-аналитическое обоснование задания по добыче нефти

    Обоснование исходных данных для расчета производственной программы

    Расчет затрат на ремонт

    Расчет себестоимости добычи нефти по скважине, оборудованной ШСНУ.

    Заключение

    Список использованных источников


    Руководитель курсовой работы

    (подпись) (ФИО)

    СОДЕРЖАНИЕ

    г. Бугуруслана Оренбургской области 3

    1.5 Нефтегазоводоносность и геологическое строение продуктивных пластов 14


    Введение

    Эксплуатация нефтяных скважин ШСНУ наиболее распространенный способ добычи нефти, охватывающий более 70 % действующего фонда скважин в ООО НГДУ “Оренбургнефть”. Поэтому надежность эксплуатации этих установок в различных геолого-физических условиях скважины во многом будет определять показатели процессов добычи нефти.

    Основными направлениями работ по повышению эффективности процессов добычи нефти с применением ШСНУ в ООО НГДУ “Оренбургнефть” в последние годы являются:

    1. совершенствование методов подбора оборудования к условиям конкретной скважины и режима его работы, а также поддержание оптимальных условий эксплуатации в течение всего межремонтного периода;

    2. разработка новых и совершенствование существующих технических средств для эксплуатации ШСНУ;

    3. разработка и применение специальных конструкций насосов для добычи высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий;

    4. разработка и внедрение мероприятий по экономии электроэнергии при добыче нефти с помощью ШСНУ.

    При проектировании эксплуатации скважины ШГН выбирают типоразмеры станка-качалки и электродвигателя, тип и диаметр скважинного насоса, конструкцию колонны подъемных труб и рассчитывают следующие параметры: глубину спуска насоса, режим откачки, т.е. длину хода и число качаний, конструкцию штанговой колонны.

    Как показывает практика, межремонтный период работы скважин с установками ШСН сильно зависит от правильности выбора конструкций установок и режима их работы. Существующие многочисленные методики подбора оборудования и режима работы позволяют с разной степенью успешности решать вопросы повышения эффективности эксплуатации скважин. Значительные осложнения при работе скважин (в том числе деформация колонны штанг и НКТ) предъявляют особые требования к проектированию работы насосного оборудования /1/.

    Современными штанговыми насосными установками можно добывать нефть из одного или двух пластов скважин глубиной до 3500 м. с дебитом жидкости от нескольких кубометров до нескольких сотен кубометров в сутки.

    В данной работе произведен расчет по добычи нефти по скважине, оборудованной ШСНУ, в условиях Западно-Степановского месторождения

    Необходимость данных расчетов связана с установлением оптимального режима работы ШСНУ для достижения максимального коэффициента подачи штангового глубинного насоса.

    Глава 1 Организация работ по добюыче нефти

    1.1 Развитие нефтяной промышленности России на современном этапе
    В 20 веке в мире произошло 15-кратное увеличение уровня Таблица 1 потребления коммерческих энергетических ресурсов при росте численности населения Земли в 3,8 раза - от 1,7 до 6,3 миллиардов. Наиболее быстро увеличивался спрос, прежде всего, на нефть и газ, что объясняется повсеместным развитием науки и техники и, как следствие, техническим прогрессом.

    Немаловажную роль в глобальной энергетике играет нефтегазовый комплекс России, суммарная добыча которого составляет 10-12 % от мировой. Это достаточно для удовлетворения внутренних потребностей и поддержания позиций на глобальном нефтяном рынке.

    Несмотря на огромную роль нефтяной промышленности в экономике, в России в последние десятилетия усиливаются негативные явления, связанные, прежде всего, с нарушением пропорций между приростом промышленных запасов нефти и объёмами её добычи. Это происходит на фоне значительного наращивания объёмов добычи нефти.

    Фактически объём добычи нефти уже в 2006 году превысил прогнозный на 2020, предусмотренный умеренным вариантом добычи нефти в Энергетической стратегии России и приблизился к оптимистическому варианту развития. В то же время объёмы переработки нефти наращиваются крайне медленно. Большой разрыв в объёмах добычи и переработки фактически ограничивает возможности использования нефти внутри страны, и всё большие объёмы её будут направляться на экспорт.

    Кроме того, весьма высокие темпы прироста добычи нефти не компенсируются темпами прироста её запасов. Значительный прирост добычи в последние годы обеспечивался, в основном, за счёт интенсификации отбора на месторождениях, введённых в разработку в 60-70 года ХХ века (таблица 1).

    Таблица 1.




    Показатели

    2008г.

    2009г.

    2010г.

    2011г.

    2012г.

    2013г.

    Добыча нефти, млн.т.

    323,7

    348,1

    379,6

    458,8

    470,0

    480,0

    Прирост запасов нефти, млн.т

    302,0

    315,0

    254,0

    230,0

    424,0

    580,0

    Восполнение добычи приростом запасов, %

    93,3

    90,8

    66,9

    50,1

    90,2

    120,8

    Объём бурения на нефть и газ, млн.м.

    1,014

    1,204

    0,720

    0,541

    0,635

    0,722


    Существенно прирастить запасы невозможно без значительного увеличения объёмов разведочного бурения и применения современных технологий повышения коэффициентов извлечения нефти. Однако в последние десятилетия сохраняются низкие объёмы разведочного бурения, и идёт процесс снижения проектных коэффициентов извлечения нефти.

    Сокращению объёмов разведочного бурения способствовала отмена платежей на воспроизводство минерально-сырьевой базы. Отмена целевых платежей привела к резкому уменьшению и без того низкого объёма разведочного бурения. За последние 5 лет он составляет 46-60% от уровня 2001 года (таблица 1).

    Весьма негативно на состояние минерально-сырьевой базы влияют противоречия, заложенные в законах "О недрах" и "Об акционерных обществах". Они создают широкие возможности для недропользователя не только разрабатывать месторождения, которые требуют меньших объёмов капиталовложений для получения максимальной прибыли, но и в пределах одного месторождения выборочно отрабатывать высокопродуктивные участки с преждевременным выводом из эксплуатации менее продуктивных.

    Фактически наблюдается выборочная выработка запасов. Некоторые нефтяные компании для поддержания высокого уровня добычи нефти и обеспечения возрастающих объёмов её экспорта широко используют Таблица 1 форсированный отбор нефти из ограниченного числа добывающих скважин.

    Такой подход существенно снижает природные фильтрационные свойства продуктивных пластов. Отступления от проектных решений, направленных на рациональную разработку нефтяных месторождений, приводят к уменьшению продуктивности скважин, не поддающемуся контролю росту их обводнённости, снижению КИН.

    Немаловажным фактором является увеличение доли трудноизвлекаемых запасов, обусловливающее необходимость применения современных методов повышения нефтеотдачи пласта. Без широкомасштабного их внедрения, особенно на низкопродуктивных отложениях будет наблюдаться дальнейшее снижение коэффициентов извлечения нефти.

    Серьёзное положение складывается также с нарушением требования закона "О недрах" о недопущении сверхнормативных потерь в добыче нефти, связанных со сжиганием нефтяного газа.

    Сокращение объёмов сжигаемого газа позволит направить теряемые в настоящее время миллиарды долларов на модернизацию нефтегазопереработки и нефтехимии для организации выпуска готовой продукции с высокой добавленной стоимостью.

    Долгосрочное развитие нефтяной промышленности страны основывается на решении следующих основных задач:

    1) рациональное использование разведанных запасов нефти, обеспечение расширенного воспроизводства сырьевой базы нефтедобывающей отрасли;

    2) ресурсо - и энергосбережение, сокращение потерь на всех стадиях технологического процесса при подготовке запасов, добыче, транспорте и переработке нефти;

    3) углубление переработки нефти, комплексное извлечение и использование всех ценных и попутно добываемых компонентов;

    4) формирование и развитие новых крупных центров добычи нефти, в первую очередь в восточных районах России и на шельфе арктических и дальневосточных морей;

    5) расширение присутствия российских нефтяных компаний на зарубежных рынках, приобретение перерабатывающей и сбытовой инфраструктуры в странах-реципиентах.

    1.2 Характеристика месторождения

    Западно-Степановское месторождение в административном отношении расположено на территории двух районов: Бугурусланского Оренбургской области и Похвистневского Самарской области (рисунок 1).

    В непосредственной близости с Западно-Стапановским расположены Саврушинское, Журавлевско-Степановское, Карповское, Каменское, Новокудринское месторождения. Ближайший нефтепровод Пономаревка - Графское проходит в 18 км к югу от площади работ.

    Районный центр – г. Бугуруслан находится в 17 км восточнее условного центра участка месторождения. К югу от лицензионного участка проходит железная дорога Уфа – Самара.

    Рисунок 1. Западно-Степановское месторождение



    Скважинами, пробуренными в пределах месторождения, кристаллический фундамент не вскрыт. Самыми древними породами вскрытыми на месторождении являются отложения каменноугольной системы. Ближайшей скважиной, вскрывшей более древние отложения, является скважина № 1 Журавлевско-Степановская, с забоем в породах рифей-вендского возраста (шкаповская свита), пробуренная в 500 метрах к югу от лицензионного участка Западно-Степановского месторождения. Литолого-стратиграфический разрез расчленен по данным поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин, пробуренных на площади лицензионного участка месторождения.

    К образованиям вендской системы (V) данного возраста принадлежат так называемые додевонские (бавлинские) отложения, относимые к рифей-вендскому комплексу. Представлены они песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Вскрытая толщина этих отложений - 34 м.

    На размытой поверхности бавлинских отложений залегают породы палеозойского возраста. Среди палеозойских, выделяются отложения девонской, каменноугольной и пермской систем.

    ДЕВОНСКАЯ СИСТЕМА (D) представлена нижним, средним и верхним отделами.

    Нижний отдел – D1

    Эмский ярус (D1e)

    Койвенский горизонт (D1kv) сложен песчаниками. Толщина – 12-20 м.

    Средний отдел – D2

    Представлен эйфельским и живетским ярусами.

    Эйфельский ярус(D2еf)

    Нижний подъярус(D2ef1)

    Бийский горизонт(D2bs) представлен известняками. Толщина – 8-14 м.

    Верхний подъярус(D2ef2)

    Афонинский горизонт(D2af) сложен известняками с прослоями песчаников, алевролитов и аргиллитов. Толщина отложений - 19-24 м.

    Живетский ярус(D2žv)

    Включает воробьевский, ардатовский, муллинский горизонты.

    Воробьевский горизонт(D2vb) представлен переслаиванием известняков, аргиллитов, алевролитов и песчаников. Толщина отложений– 15-24 м.

    Ардатовский горизонт(D2ar) представлен известняками, аргиллитами, алевролитами, песчаниками (в подошве). Толщина отложений – 46-53 м.

    Муллинский горизонт(D2ml) сложен известняками, алевролитами и аргиллитами. Толщина отложений – 24-29 м.

    Верхний отдел – D3

    Франский ярус(D3f)

    Нижний подъярус(D3f1)

    Пашийский горизонт(D3p) представлен песчаниками, алевролитами, известняками. Толщина отложений - 41-49 м.

    Тиманский (кыновский) горизонт(D3tm) сложен известняками (в кровле и подошве) и аргиллитами (в центральной части). Толщина отложений - 30-34 м.

    Средний подъярус(D3f2)

    Саргаевский горизонт(D3sr) сложен известняками темно-серыми, глинистыми, плотными с прослоями аргиллитов. Толщина отложений – 4-6 м.

    Доманиковый горизонт(D3dm) представлен известняками битуминозными, микро-тонкозернистыми. Толщина отложений - 33-50 м.

    Верхний подъярус(D3f3)

    Включает мендымский и нерасчлененные воронежский, евлановский и ливенский горизонты.

    Мендымский горизонт(D3md) сложен известняками глинистыми. Толщина отложений – 65-74 м.

    Воронежский(D3vr) + Евлановский(D3ev) + Ливенский(D3lv) горизонты представлены известняками, до перехода в доломиты. Толщина – 56-120 м.

    Фаменский ярус(D3fm)

    Выделяются нижне-, средне- и верхнефаменский подъярусы.

    Нижний подъярус(D3fm1) представлен доломитами с включением ангидритов, с прослоями известняков. Толщина отложений – 129 - 176 м.

    Средний подъярус(D3fm2) представлен известняками доломитизированными. Толщина отложений – 112 - 161 м.

    Верхний подъярус – D3fm3

    Заволжский надгоризонт (D3zv) представлен известняками с редкими прослоями аргиллитов. Толщина отложений – 117 - 172 м.

    КАМЕННОУГОЛЬНАЯ СИСТЕМА (С) представлена нижним, средним и верхним отделами.

    Нижний отдел (С1) включает турнейский, визейский и серпуховский ярусы.

    Турнейский ярус (С1t) представлен известняками кавернозными, участками трещиновановатыми, доломитизированными. Вскрытая толщина отложений яруса – 13-81 м.

    Визейский ярус (С1v) представлен бобриковским горизонтом и окским надгоризонтом.

    Нижний подъярус – С1v1

    Бобриковский горизонт (С1bb) сложен аргиллитами, алевролитами, песчаниками. Толщина отложений – 3-18 м.

    Верхний подъярус – C1v2

    Окский надгоризонт (С1ok) подразделяется на тульский и нерасчлененные алексинский + михайловский + веневский горизонты. Верхняя, нерасчлененная, часть окского надгоризонта сложена известняками. Толщина – 69-220 м.

    Тульский горизонт (С1tl) сложен известняками слоистыми, с прослоями мелкокристаллических доломитов. В кровельной части горизонта отмечаются прослои аргиллитов. Толщина отложений – 23-48 м.

    Серпуховский ярус (С1s) представлен доломитами с подчиненными прослоями известняков глинистых. Толщина отложений – 114-278 м.

    Средний отдел (С2) включает башкирский и московский ярусы.

    Башкирский ярус (С2b) сложен известняками. Толщина – 30-96 м.

    Московский ярус (С2m) подразделяется на нижнемосковский (верейский, каширский) и верхнемосковский (подольский, мячковский горизонты) подъярусы.

    Верейский горизонт (C2vr) сложен известняками с прослоями аргиллитов. Толщина отложений – 19-54 м.

    Каширский горизонт (С2ks) представлен известняками с прослоями доломитов светло-серых. Толщина отложений – 51-152 м.

    Подольский горизонт (С2pd) сложен известняками, нередко глинистыми, местами доломитизированными. Толщина отложений – 61-168 м.

    Мячковский горизонт (С2mč) представлен известняками мелкокристаллическими с прослоями доломитов. Толщина – 287-364 м.

    Верхний отдел (С3) представлен известняками доломитизированными до перехода в доломиты слабо известковистые. Толщина отложений– 129-272 м.

    ПЕРМСКАЯ СИСТЕМА (Р) включает нижний (ассельский, сакмарский, артинский, кунгурский) и верхний (уфимский, казанский, татарский ярусы) отделы.

    Нижний отдел – Р1

    Ассельский ярус (Р1ass) сложен известняками и доломитами, прослоями кавернозно-пористыми. Толщина отложений – 38-190 м.

    Сакмарский ярус (Р1sm) представлен доломитами и известняками. Ангидриты кристаллические, плотные, крепкие. Толщина – 59-200 м.

    Артинский ярус (Р1art) представлен переслаиванием известняков и доломитов с прослоями ангидритов. Толщина отложений – 20-31 м.

    Кунгурский ярус (Р1k) представлен плитчатыми мергелями и доломитами пелитоморфными и тонкокристаллическими. Толщина отложений – 32-88 м.

    Верхний отдел – Р2

    Уфимский ярус (Р2u) сложен неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов, известняков и доломитов. Толщина – 25-92 м.

    Казанский ярус (Р2kz) подразделяется на калиновскую, гидрохимическую и переходную + сосновскую свиты.

    Калиновская свита (Р2kl) сложена глинами, в меньшей мере известняками, песчаниками, алевролитами и доломитами. Толщина образований – 4-55 м.

    Гидрохимическая свита (P2gd) представлена сульфатно-галогенными породами с примесью терригенно-карбонатного материала. Толщина отложений – 23-66 м.

    Переходная + Сосновская свита (P2ss) представлена переслаиванием доломитов, песчаников и алевролитов. Гипсы и ангидриты встречаются в виде маломощных прослоев, гнезд и желваков. Толщина отложений – 54-167 м.

    Татарский ярус (Р2t) сложен песчано-глинистыми образованиями, с редкими прослоями мергелей, доломитов. Толщина отложений – 82-228 м.

    ЧЕТВЕРТИЧНАЯ СИСТЕМА (Q) представлена суглинками, супесями буроватыми и желтовато-коричневыми с прослоями глин и песков. Толщина отложений - 0-10 м.

    В региональном тектоническом плане, площадь Западно-Степановского месторождения по поверхности кристаллического фундамента соответствует южному борту Серноводско-Абдулинского авлакогена, разделяющего Татарский (Пашкинский выступ) и Жигулевско-Оренбургский (Пилюгинско-Ивановский выступ) своды. Серноводско-Абдулинский авлакоген снивелирован отложениями бавлинской серии (рис. 2).

    По отложениям нижне-, среднефаменского возраста описываемая площадь прурочена к северной внешней бортовой зоне Муханово-Ероховского прогиба, осложняющего Бузулускую впадину, являющейся в свою очередь структурой первого порядка, характеризующейся региональным погружением фундамента и осадочного чехла в сторону Прикаспийской синеклизы.

    На границе Серноводско-Абдулинской впадины (авлакогена) с Оренбургским сводом, в осадочном чехле выделяется крупный Большекинельский вал, к северо-западной части которого приурочено рассматриваемое месторождение.
    Риуснок 2.

      1   2   3


    написать администратору сайта