Нафтовий свердловина родовище пластовий флюїд

Зм іст

Вступ

1. Загальні відомості про родовище

1.1 Коротка геолого-промислова характеристика родовища

1.2 Геолого-фізичні властивості покладу і флюїдів

1.3Характеристика і стан фонду свердловин

2. Аналіз розробки покладу

2.1 Система розробки

2.2 Режими роботи нафтових і газових покладів

2.3 Розрахунок

3. Методи інтенсифікації

3.1 Кислотна обробка

3.2 Гідророзрив пласта

4. Технологічні режими експлуатації покладу

4.1 Способи експлуатації нафтових і газових родовищ

4.2 Встановлення технологічного режиму

5. Техніка безпеки та охорона навколишнього середовища

Висновок

Література

 

Вступ

Нафтовий свердловина родовище пластовий флюїд

Історія світового нафтового господарства бере свій початок з 1859 року. Завдяки своїм унікальним властивостям нафта з часом перетворилась в один з найважливіших сировинних ресурсів сучасної економіки, а операції з нею у "найбільший бізнес двадцятого століття".

Разом з газом нафта, як і раніше займає сьогодні провідні позиції у структурі енергоспоживання більшості країн світу.

Щорічний світовий видобуток, який ведеться майже у 80-ти країнах світу досяг гігантських масштабів і становить понад 3 млрд. тон нафти та близько 2-х трильйона м3 газу. Високий рівень щорічного видобутку нафти і газу може привести до швидкого використання їх запасів із надр Землі, тому перед людством стоїть завдання вирішити проблему раціонального та економічного їх використання.

Правда на сьогоднішній день розвідані не всі запаси нафти і газу. Є ще великі території, та переважно акваторії морів, де можуть бути відкриті нові родовища. Недостатньо розвідані також великі глибини земних надр. Це дає змогу з оптимізмом дивитись на подальший розвиток нафтогазової промисловості.

Більшість родовищ, які експлуатуються на Україні перебувають на заключних стадіях розробки. Видобуток нафти, газу і конденсату забезпечують в нафтовидобувних підприємствах.

Забезпечення України паливно-енергетичними ресурсами при формуванні державної незалежності і переході до ринкових відносин належать до найактуальніших питань економічної політики. Сьогодні власний видобуток нафти сягає 4,3 млн. т, або 7% від потреб. Це зумовлено виснаженням великих родовищ, тривалістю відкриття і освоєння нових родовищ, або важковилучуваними запасами, що привело до зменшення поточних дебітів свердловин і обсягів видобутку нафти.

Загальні відомості про родовище

Геолого-фізичні властивості покладу і флюїдів

 

При обгрунтуванні системи розробки (обєктів експлуатації та кількості експлуатаційних свердловин) враховано також практику сусідніх родовищ.

Діаметр експлуатаційної колони: 140/168 мм.(глибина стиковки3600 м)

Діаметр насосно-компресорних труб: 89/73 мм.(глибина стиковки1500м)

 

Таблиця 1.1 - Характеристика виділених об’єктів експлуатації

№ п/п	Експлуатаційний об’єкт	К-сть. експлуатац. св-н (№ свердл.)	Глибина проектних свердловин, м	Продуктивні горизонти	Запаси газу. млрд. м^3
1	I	1 (№6)	4900 (пр-кт) 5400)	В-16	0,430
2	II	2 (№5, №9)	5150	В-17	0,878
3	III	3 (№2, 3, 10)	5200	В-18	0,970
4	IV	11 (проект)	5200	В-19	0,270

 

Глибина спуску насосно-компресорних труб в свердловинах № 2, 3, 10, що експлуатують В-12: 4900 – 5140 м (10-20 м над верхніми отворами перфорації).

Дебіт газу замірявся за допомогою 2’’ діафрагмового вимірювача критичної течії.

Результати випробувань приведемо в таблиці 1.2.

Таблиця 1.2 - Результати випробування на продуктивність свердловини №3, інтервал 5148-5168м, горизонт В-12

Діам. діафр., мм	Час стаб., Год.	Тиск, МПа			Туст, К	Q, тис. м^3/ добу	Qк, м^3/ добу	Коеф.фільтр.
		Ртр	Рзтр	Рвиб				А	В
6,0	30	22,02	21,06	32,58	289	54,2	6,0	1,2	0,11
7,2	30	20,68	21,20	31,01	289	64,6	6,5
8,0	30	19,01	19,94	29,19	289	67,8	6,8
8,6	31	18,44	19,46	28,17	289	89,3	8,1
10,0	36	14,98	15,14	24,38	289	101,4	8,9
12,0	30	12,34	14,02	23,28	289	109,2	9,1

 

За дослідженням горизонт В-12 по продуктивності відноситься до групи низькодебітних. Максимальний дебіт газу, отриманий при роботі свердловини на діафрагмі 12,0 мм, склав 109 тис м3/добу при депресії на пласт 14,6 МПа, робочому тиску 12,34 МПа.

 

Коефіцієнти фільтраційних опорів склали:

 

А=1,2 (МПа2·добу)/тис.м3,В= 0,11 ((МПа·добу)/тис.м3)2

 

Проникність пласта, розрахована за даними дослідження свердловини №3 на продуктивність, дорівнює Кпр = 10,2 10-15 м2.

Пластовий тиск, розрахований згідно статичного (Рст =31,6 МПа) на середину інтервалу перфорації (5158 м) дорівнює Рпл=37,9МПа.

Після дослідження на продуктивність свердловину було закрито та виконано запис КВТ. Визначені коефіцієнти a=1056,25 МПа2, b = 46,1 МПа2/с.

За результатами обробки КВТ та кривої відновлення тиску визначаємо параметр провідності пласта kh/m=21,03 (Д·м)/сП, та проникність Кпр=12·10-15 м2.

Горизонт В-12 визначається продуктивним, за даними ГДС, в свердловинах №2, 3, 5, 9, 10, його продуктивність доведена випробуванням у свердловинах №2, 3.

 

Таблиця 1.3 – Характеристика порід колекторів

№ свердл.	Глибина залягання, м	Товщина, м		Проходка з відбором керну, м	Винос керну		КП по гдс	Характеристика порід-колекторів						Характер на-сиченості горизонту по гдс	Примітка
		загальна, м	ефек-тивна, м		м	%		Пористість, % від – до кільк. визнач.	Середнє значення	Проникність 10^-15 м2від – до кільк. визнач.	Сере-днє значення	карбонатність, від - до кільк. визнач.	Середнє значення
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
Горизонт В-12
5	4795-4803,4	8,4	5,2	4793-4803	6	60	20	13.5-29.56	23,7	5. 7-1876	130,2	0,4-96	7	піск. газонос.
	4815,5-4819	3,5	2,0				25
	4830,3-4836	5,7	2,9				25							піск. водонас.
	4890-4900	10	5,7				20							піск. водонас.
6	4872-4880	8	6,1	4865-4875	7,5	75	25	14,7-28,111	23,4	2,08-18020	67.6	0.8-8,319	5,8	піск. водонас.
9	4910-4919	19	13,5	-			20							піск. газонос.
Горизонт В-13
2	5020-5041	21	15,6	5024-5032	6,45	82	9,5	11,1	10	0,24-5	3,4	2,50	2,5	піск. газонос
	5063-5076	13	11,5	5060-5068	7	88	12,5	15	13,6	0,56-16	10	2,5	2,5	піск. газонос
3	5140-5160	20	15	5150-5157	5,6	76	7,2	9,5	8,2	1-14,5	8,3	2	2	піск. газонос
10	5070-5077	7	6,8	5066-5075	7,2	82	12,8	15	13	6-10,3	9,1	2	2	піск. газонос

 

При випробуванні відібрані проби газу, лабораторний аналіз приведено у таблиці 1.4.

Таблиця 1.4 - Результати фізико-хімічних досліджень газу впродуктивних горизонтах свердловини №3 (при стандартних умовах Т= 20 ˚С, Р=760 мм рт. ст.)

Горизонт	Густина газу (кг/м^3)	Густина газу по повітрю	Нижня теплота згоряння	Компонентний склад (% об.)
				Метан	Етан	Пропан	Ізобутан	Н-бутан	Гексани+вищі	Азот	Діоксид вуглецю	Гелій	Водень
В-12	0,774	0,643	8744,5	89,227	4,712	1,996	0,228	0,572	0,561	0,71	0,33	0,072	-
В-13	0,774	0,643	8744,5	89,055	5,220	2,238	0.302	0,621	0,882	0,906	0,336	0,065	-
В-14	0,725	0,622	8744,5	90,941	4,510	0.457	0,320	0,168	0.577	0,426	0,201	0,069	-
В-15	0,749	0,602	8395,0	86,090	6,469	1,803	0,189	0,363	0,07	0,388	0,266	0.061	-

 

Аналіз розробки покладу

Система розробки

 

Система розробки - це комплекс технологічних і технічних заходів з метою управління рухом газу від свердловини до споживача, що включає розміщення і порядок введення видобувних, нагнітальних і спостережних свердловин; встановлення і підтримання технологічних режимів експлуатації свердловин, наземних споруджень і багатьох інших заходів, спрямованих на здійснення і керування розробкою покладу. Система розробки родовища вважається раціональною, якщо вона забезпечує виконання заданих обсягів видобутку газу і конденсату з найбільшою економічною ефективністю. Раціональна система розробки передбачає досягнення максимальної економічно виправданої повноти вилучення газу і конденсату із пластів, дотримання вимог охорони надр і навколишнього середовища.

Залежно від рівня газових відборів газу прийнято виділяти три періоди: наростання видобутку, стабілізація і його падіння.

Для того щоб уникнути консервації значних матеріальних ресурсів, розробку родовищ починають ще під час їхнього розбурювання й облаштування. Із введенням в експлуатацію нових свердловин, пунктів внутрішньопромислового збору, компресорних станцій, газопроводів видобуток, газу з родовища зростає. Тому період розбурювання і облаштування родовища, називають періодом зростаючого видобутку.

Після введення в експлуатацію всіх потужностей щодо видобутку газу, величина яких визначена техніко-економічною доцільністю, настає період постійного видобутку. З великих родовищ за цей період відбирається 60 і більше відсотків запасів газу. У міру виснаження запасів газу і пластової енергії дебіти свердловин знижуються, виводяться з експлуатації обводнені свердловини, видобуток газу з родовища зменшується. Цей період розробки родовища називають періодом спадного видобутку. Він продовжується доги, поки відбір газу не стає нижче рентабельного рівня.

Періоди зростаючого постійного і спадного видобутку газу характерні для великих родовищ, запаси яких обчислюються мільярдами кубометрів. Для середніх за запасами родовищ період постійного видобутку газу часто відсутній, а для малопотужних можуть бути відсутні як період зростаючого,

 

Рис. 2.1 Основні показники розробки Пролетарського родовища

 

На початку розробки родовищ пластовий тиск буває достатнім, щоб за його рахунок транспортувати газ від свердловин до устаткувань підготовки газу, а від них подавати газ прямо в газопровід для далекого транспортувань. Цей період розробки називають безкомпресорним У цей час для далекого транспортування використовуються труби, розраховані на робочий тиск 5,5 і 7,5 МПа, проектуються газопроводи з робочим тиском 10... 12 МПа. У міру падіння пластового тиску настає час, коли для подавання газу в магістральний газопровід виникає необхідність використання дотискної компресорної станції. З цього періоду починається компресорний період розробки родовища.

Система розробки нафтових родовищ охоплює комплекс технологічних і технічних заходів з управління процесом розробки покладів нафти, направлених на досягнення високого вироблення запасів нафти з продуктивних пластів і дотриманні умов охорони надр. Система розробки встановлює кількість об'єктів самостійної розробки в розрізі родовищ, кількість, розміщення свердловим, а також послідовність їх буріння, обґрунтовує необхідність і вибір методу штучного впливу на продуктивні пласти, визначає спосіб експлуатації свердловин і основні заходи щодо регулювання процесу розробки для досягнення високої нафтовіддачі, встановлює комплекс заходів з дослідницьких робіт на покладах нафти і з контролю за станом вироблення.

Таблиця 2.1 Основні показники розробки Пролетарського родовища

 

Оскільки для одного й того ж родовища може бути безліч систем розробки, які відрізняються кількістю видобувних свердловин, розташуванням свердловин на структурі, методом впливу на продуктивні пласти тощо, необхідно сформулювати поняття раціональної системи розробки. Воно формулюється таким чином: раціональна система розробки повинна забезпечувати потреби держави з видобутку нафти і газу з мінімальними витратами і, у міру можливості, високими коефіцієнтами нафтовіддачі.

Проектування розробки нафтового родовища полягає в розгляді великої кількості варіантів розробки, які відрізняються кількістю і темпом розбурювання родовищ, методом підтримування пластового тиску та способами експлуатації, а потім серед них вибирається варіант, який би відповідав вимогам раціональної системи розробки.

Розрахунок

 

2.3.1 Нафтова частина

Розрахунок динаміки дебітів нафти та води.

Приймається наступна програма розробки нафтового покладу.

Нафтовий поклад із загальним числом свердловин n0 =500 розбурюється і вводиться в розробку кожного року по 106 свердловин.

На першій стадії за розрахунок введення нових свердловин неперервно зростає поточний дебіт нафти. Поклад розробляється з мінімальним амплітудним дебітом.

На наступній (другій) стадії поточний дебіт нафти стабілізується на досягнутому рівні за рахунок поступового збільшення амплітудного дебіту від мінімального значення до максимального.

Приймаємо, що за рахунок методів інтенсифікації максимальний амплітудний дебіт qt0 буде вдвічі більше мінімального, рівного 1,36 млн. т/рік.

Третя стадія розробки проходить при фіксованих умовах, які утворилися в кінці другої стадії.

Розрахунок проводимо програмою Microsoft Exсel, за наступними формулами. Дані зводимо до табл. 3.

На першій стадії поточний дебіт нафти

 

 

Де t- роки, - кількість діючих свердловин в t-му році

 

;

 

- кількість пробурених свердловин в t-му році - загальна

 

Розрахунковий поточний дебіт рідини в пластових умовах

 

 

Масовий поточний дебіт рідини в поверхневих умовах

 

 

На другій стадії витримується постійним поточний дебіт нафти покладу  і розрахунки проводяться за наступними формулами:

Поточний амплітудний дебіт (при )

 

 

Розрахунковий поточний дебіт рідини

 

 

Масовий поточний дебіт рідини

 

 

На третій стадії поклад розробляється при

Результати розрахунків вносимо до табл. 3.

 

Таблиця 3.

qtf	t	qt0	Qto	qt	qtF2	At
1,191394	1	1,17058	10,904	1,16433	1,218809	4,46985
3,499392	2	3,45903	32,712	3,368663	3,631821	7,245885
5,662508	3	5,715084	54,52	5,337618	5,991622	10,91531
7,689836	4	8,092173	76,328	7,096327	8,29106	14,4099
9,589899	5	10,77139	98,136	8,667241	10,52455	17,64741
10,17929	6	12,3	109,04	8,906082	11,46906	22,34686
10,7533	7	13,86388	109,04	8,906082	12,62452	29,45411
11,44799	8	15,88337	109,04	8,906082	14,02295	36,48922
12,31367	9	18,59152	109,04	8,906082	15,76555	43,50922
13,4362	10	22,41297	109,04	8,906082	18,0252	50,59094
14,97796	11	28,21186	109,04	8,906082	21,12878	57,84857
12,8214	12	28,21186	109,04	6,400256	19,32603	66,88271
10,97535	13	28,21186	109,04	5,033416	16,99453	70,38214
9,395096	14	28,21186	109,04	3,958479	14,90239	73,43729
8,04237	15	28,21186	109,04	3,113105	13,03572	76,11865
6,884412	16	28,21186	109,04	2,44827	11,37822	78,48285
5,89318	17	28,21186	109,04	1,925417	9,912523	80,57592
5,044667	18	28,21186	109,04	1,514224	8,621005	82,43564
4,318325	19	28,21186	109,04	1,190846	7,486461	84,09333
3,696563	20	28,21186	109,04	0,936529	6,492478	85,57517

 

2.3.2. Газова частина

 

1. Уточнення промислових і залишкових запасів газу і конденсату.

Сумарний видобуток газу млн.м3	3112,3	3352	3650,7
Підносимо до квадрату сумарний видобуток газу,  м3 *1014	96864,112	112359,04	133276,1
Пластовий тиск по роках, МПа	35,52	41,23	45,62

 

 

Визначаємо коефіцієнт над стисливості за кожний рік

 

 

Середній критичний тиск і температура:

 

 МПа

 К

 

Визначаємо приведену температуру і тиск:

 

 

Визначаємо відношення пластового тиску до коефіцієнта надстисливості:

 

 

Визначаємо зведений газонасичений поровий об’єм:

 

 

 

Початкові запаси газу рівні:

 

м3

 

Визначення поточних і прогнозованих кінцевих коефіцієнтів газоконденсатного вилучення.

Визначаємо коефіцієнт кінцевої газовіддачі за формулою:

 

 

Ркінц, zкінц – середній пластовий тиск і відповідний йому коефіцієнт надтисливості газу при температурі Тпл. Таким чином, коефіцієнт кінцевої газовіддачі родовища при газовому режимі залежить в основному від початкового і кінцевого пластових тисків. Для умов конкретного родовища коефіцієнт  тим більший, чим нижчий кінцевий пластовий тиск.

Для наближеної оцінки кінцевого пластового тиску використовують такі формули:

 

 

Н – середня глибина залягання родовища, м:

 

 

Коефіцієнт кінцевої газовіддачі характеризує промислову газовіддачу.

Коефіцієнт кінцевої газовіддачі можна регулювати за допомогою вибором певних значень технологічних параметрів, які характеризують процес розробки родовища. Промислова газовіддача збільшується з ростом сумарного відбору газу на кінець періоду постійного видобутку і зменшення темпу зниження річного відбору газу в період спадання видобутку. Кількість газу видобутого на кінець періоду постійного видобутку, буде тим більша, чим вищий темп відбору газу в даний період і його тривалість. Для збільшення темпу зниження річного відбору газу в період спадання видобутку і тим самим скорочення його тривалості необхідно забезпечити своєчасне введення в експлуатацію дожимної компресорної станції та застосування методів підготовки газу в умовах пониження тисків на гирлі свердловин.

Основними напрямами збільшення коефіцієнта кінцевої газовіддачі родовища при газовому режимі – є зменшення кінцевого пластового тиску і заміщення частини залишкового газу в пористому середовищі рідкими або газоподібними агентами.

 

 МПа

 МПа

 МПа

 

Визначаємо приведену температуру на початку і в кінці розглянутого періоду:

 

 

Визначаємо приведений тиск при 3-х визначених кінцевих тисках:

 

 

Визначаємо коефіцієнти надтисливості і газовіддачі при кінцевих тисках:

 

 

Обґрунтування параметрів роботи середньої свердловини та інших вихідних даних для технологічних розрахунків.

Всі розрахунки проводимо для середньої свердловини. Для визначення параметрів середньої свердловини потрібні режими роботи експлуатаційних свердловин горизонту ГКР.

Визначаємо середній дебіт газу:

 

де  тис.м3/добу;

тис.м3/добу;

 тис.м3/добу.

 

Визначаємо середній гирловий тиск

 

 

Глибину свердловини до середини інтервалу перфорації, м L=3744 м

За величиною середнього гирлового тиску визначаємо середній вибійний тиск.

 

 

Визначаємо коефіцієнт S:

 

К

 

Визначаємо коефіцієнт :

 

 

- внутрішній діаметр колони труб, см; діаметром 73 мм дорівнює 0,024.

Визначаємо середній вибійний тиск.

 

МПа

 

Визначаємо мінімальний необхідний дебіт газу для винесення рідини з стовбуру свердловини:

 

 тис.м3/добу

 

Методи інтенсифікації

Кислотна обробка

 

Кислотні оброблення свердловин, які складають основу хімічних методів, використовуються найбільш широко через свою простоту, дешевизну, доступність реагентів, сприятливі умови для їх проведення.

Основний компонент кислотних розчинів, які використовуються для діяння на привибійну зону пласта - соляна кислота.

Розчинами соляної кислоти обробляють карбонатні породи, які містять вапняки, доломіти або теригенні колектори, в складі яких присутні карбонатні цементуючі речовини. Розчинення вапняку в соляній кислоті описується СаСОз+2НС1=СаСІ₂+С0₂+Н₂0,

Оптимальну концентрацію соляної кислоти в розчині приймають рівною10-16%.

Під час оброблення свердловини до розчину соляної кислоти добавляють такі реагенти.

1. Інгібітори - речовини, які знижують корозійне діяння кислоти на обладнання. За їх допомогою розчин кислоти транспортують, перепомповують і зберігають. Як інгібітори використовують катапін - А, карбозолін - О, реагенти 4411, 4412, тержитол тощо.

2. Інтенсифікатори - поверхнево - активні речовини (ПАР), які знижують поверхневий натяг на межі "нафта -нейтралізована кислота", які прискорюють і полегшують очищення привибійної зони від продуктів реакції і відреагованої кислоти. До них відносяться марвелан К (О), реагенти 4411, 4412, тержитол тощо.

3. Стабілізатори - речовини, необхідні для утримання в розчиненому стані продуктів реакції, сумішей розчину соляної кислоти з залізом, цементом і пісковиками, а також для видалення із соляної кислоти шкідливої домішки - сірчаної кислоти і перетворення її в розчинну сіль барію.

Соляна кислота, взаємодіючи з глинами, утворює солі алюмінію, а з цементом і пісковиками - гель кремнієвої кислоти, які випадають в осад. Для попередження цього явища як стабілізатори використовують оцтову СНзСООН і фтористоводневу або плавикову НF кислоти.

Гідророзрив пласта

Суть його в нагнітанні рідини під високим тиском, у результаті чого в привибійній зоні розкриваються існуючі тріщини чи утворюються нові. Для попередження змикання тріщин (після зняття тиску) в них разом з рідиною нагнітається крупнозернистий пісок (розклинювальний матеріал). У результаті збільшується проникність порід привибійної зони, а вся система тріщин зв'язує свердловину з віддаленими від стовбура продуктивними частинами пласта. Радіус тріщин може досягати декількох десятків метрів.

Механізм утворення тріщин під час розриву пласта наступний. Під тиском, що створюється у свердловині насосними агрегатами, рідина розриву, що добре фільтрується, проникає, в першу чергу, в зони з найбільшою проникністю. При цьому між пропластками по вертикалі створюється перепад тисків, оскільки в проникніших пропластках тиск вищий, ніж в малопроникних чи практично непроникних. У результаті на покрівлю і підошву проникного пласта починають діяти розривні сили і вищезаляглі породи зазнають деформації, а на межах пропластків утворюються горизонтальні тріщини. У процесі запомповування нефільтруючої рідини механізм розриву пласта аналогічний механізму розриву товстостінних посудин, тому потрібний більш високий тиск. Тріщини, які при цьому утворюються, мають, як правило, вертикальну або близьку до неї орієнтацію.

Процес гідравлічного розриву пласта складається з таких послідовно проводжуваних операцій: встановлення пакера для герметизації затрубного простору; нагнітання в пласт рідини розриву з метою утворення і розширення тріщин; запомповування протискувальної рідини для витіснення піску в тріщини пласта з насосно - компресорних труб і стовбура свердлловини.

Ефективність ГРП визначається розкритістю і довжиною тріщин, чим вони більші, тим більша ефективність оброблення.

Висновок

 

В даному курсовому проекті наведені розрахунки показників розробки Пролетарського родовища і на їх основі побудований графік показників розробки, окрім того ще й наведений графік зміни дебітів рідини та геологічна карта і розріз родовища.

В теоретичній частині проаналізовані питання системи розробки родовища, режими роботи нафтових і газових свердловин, способи експлуатації родовищ і технологічні режими експлуатації родовищ. Окрім того розглянуті методи інтенсифікації припливів пластового флюїду до призабійної частини покладу і методи впливу на пласт, зокрема метод кислотної обробки і гідророзрив пласта.

 

Література

1. Довідник з нафтогазової справи/ За заг. редакцією докторів технічних наук В.С Бойка, Р.М. Кондрата, Р.С. Яремійчука. – Львів, 1996.

2. Муравьев И.М., Андриасов Р.С., Гиматудинов Ш.К., Говорова Г.Л., Ползков В.Т. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. – Издание третье, перед. и дополн./ Под общей редакцией И.М.Муравьева. – М.: Недра, 1970.

3. Абдулин Ф.С. Добыча нефти и газа. – М.: Недра, 1983.

4. Яремійчук Р.С, Качмар Ю.Д. Освоєння свердловин. Практикум. – Львів: Світ, 1997.

5. Лапук Б.Б. Теоретические основы разработки месторождений природных газов. – Москва – Ижевск, 2002.

6. Гиматудинов Ш.К. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений. – М: Недра, 1978.

 

 

Зм іст

Вступ

1. Загальні відомості про родовище

1.1 Коротка геолого-промислова характеристика родовища

1.2 Геолого-фізичні властивості покладу і флюїдів

1.3Характеристика і стан фонду свердловин

2. Аналіз розробки покладу

2.1 Система розробки

2.2 Режими роботи нафтових і газових покладів

2.3 Розрахунок

3. Методи інтенсифікації

3.1 Кислотна обробка

3.2 Гідророзрив пласта

4. Технологічні режими експлуатації покладу

4.1 Способи експлуатації нафтових і газових родовищ

4.2 Встановлення технологічного режиму

5. Техніка безпеки та охорона навколишнього середовища

Висновок

Література

 

Вступ

нафтовий свердловина родовище пластовий флюїд

Історія світового нафтового господарства бере свій початок з 1859 року. Завдяки своїм унікальним властивостям нафта з часом перетворилась в один з найважливіших сировинних ресурсів сучасної економіки, а операції з нею у "найбільший бізнес двадцятого століття".

Разом з газом нафта, як і раніше займає сьогодні провідні позиції у структурі енергоспоживання більшості країн світу.

Щорічний світовий видобуток, який ведеться майже у 80-ти країнах світу досяг гігантських масштабів і становить понад 3 млрд. тон нафти та близько 2-х трильйона м3 газу. Високий рівень щорічного видобутку нафти і газу може привести до швидкого використання їх запасів із надр Землі, тому перед людством стоїть завдання вирішити проблему раціонального та економічного їх використання.

Правда на сьогоднішній день розвідані не всі запаси нафти і газу. Є ще великі території, та переважно акваторії морів, де можуть бути відкриті нові родовища. Недостатньо розвідані також великі глибини земних надр. Це дає змогу з оптимізмом дивитись на подальший розвиток нафтогазової промисловості.

Більшість родовищ, які експлуатуються на Україні перебувають на заключних стадіях розробки. Видобуток нафти, газу і конденсату забезпечують в нафтовидобувних підприємствах.

Забезпечення України паливно-енергетичними ресурсами при формуванні державної незалежності і переході до ринкових відносин належать до найактуальніших питань економічної політики. Сьогодні власний видобуток нафти сягає 4,3 млн. т, або 7% від потреб. Це зумовлено виснаженням великих родовищ, тривалістю відкриття і освоєння нових родовищ, або важковилучуваними запасами, що привело до зменшення поточних дебітів свердловин і обсягів видобутку нафти.