Анализ применения механических методов интенсификации на Лянторском месторождении
ВВЕДЕНИЕ
В 2020 году Лянторскому месторождению нефти (нефть, газ, газовый конденсат), одному из крупнейших Западной Сибири (расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области), исполнилось 55 лет. Первый промышленный приток нефти был получен 13 июня 1965 года из скважины (скважина нефть), которую пробурила бригада легендарного нефтяника Николая Мелик-Карамова. В нефтегазодобывающем управлении (НГДУ) «Лянторнефть» (входит в структуру «Сургутнефтегаза»), разрабатывающем месторождение, эту дату считают днем рождения знаменитого нефтяного промысла, на котором в конце 80 х — начале 90 х годов прошлого века годовая добыча нефти составляла около 10 млн тонн.
В данной работе были рассмотрены механические методы интенсификации на Лянторском месторождении.
Для изучения данного вопроса в работе были затронуты тема гидропескоструйной перфорации, торпедирования, виброобработки.
Применение этого метода позволило достигнуть следующих результатов:
Прирост дебита нефти в сутки, в течении
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
Перечень применяемых сокращений
1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Краткая характеристика месторождения
1.2 Тектоника
1.3. Характеристика продуктивных горизонтов
1.4 Характеристика пластовых флюидов
1.7 Основные характеристики месторождения
2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 Технологии добычи нефти, применяемые на месторождении
2.2 Особенности добычи на данном месторождении
2.2.1 Назначение и методы проведения механических методов воздействия
2.3 Анализ проведения интенсификации
2.4 Увеличение нефтеотдачи с помощью забуривания боковых стволов
2.5 Интенсивные технологии, применяемые на месторождении Лянторское
2.5.1 Гидроразрыв
2.5.2 Система гидропрокачек
2.6 Эффективные способы извлечения углеводородов с помощью геологотехнических мероприятий (ГТМ)
2.7 Назначение и методы проведения механических методов воздействия
2.7.1 Анализ проведения интенсификации методов
3 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
3.1 Оборудование, применяемое на месторождении
3.1.1 Фонтанная арматура
3.2 Схема подземной насосной станции
3.2.2 Установка погружного винтового сдвоенного электронасоса
3.2.3 Установка ЭЦП
3.3.3 Принципиальная схема аппарата для гидропескоструйной перфорации
3.4 Устьевая арматура для нагнетательных скважин
4 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ
4.1 Опасные и вредные производственные факторы
4.2 Требования безопасности при повышении нефтегазоотдачи пластов и
производительности скважин
4.3 Защита окружающей среды
4.4 Влияние добычи нефти на экологию региона
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
ПРИЛОЖЕНИЯ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Бойко В. С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. – М.: Недра, 2010 г.
2. Викторин В.Д., Лыков Н.А. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам. - М.: Недра, 2008. - 202 с.
3. СтудФайлы - https://studfile.net/preview/8922960/
4. Методы повышения нефтеотдачи пластов (теория и практика) - Л. М. Рузин, О. А. Морозюк
5. Разработка нефтегазовых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами - JI.H. Назарова - 21с
Эффективные толщины пласта АС11 также характеризуются широким диапазоном изменения значений от 2-4 до 28-30 м. Зоны эффективных максимальных толщин достаточно четко укладываются в субмеридиальную (относительно узкую) полосу, характеризующуюся на отдельных участках субширотными ответвлениями (Лянторское поднятие в районе ДНС 2, 4, 5, 6).
Уменьшенные эффективные толщины характеризуются преимущественной приуроченностью к восточному и западному бортам Лянторской структуры.Залежь пласта АС11 Лянторской площади приурочена к брахиантиклинальному поднятию, вытянутому в субмеридиональном направлении и осложняющему западное крыло региональной структуры. Размеры поднятия составляют 16х4-6 км, высота 40 м.
Проницаемая часть пласта АС11 изучена по 178 скважинам, в четырех из которых изучена нефтенасыщенная часть. Пористость изменяется от 19,3 до 28,6 % и среднем по пласту составляет 24,5 % (25%), по нефтенасыщенной части 23,9 %, по водонасыщенной - 25,8%. Проницаемость изменяется от 2.2 ∙10-3 до 698∙10-3 мкм2 при среднем значении 266∙10-3 мкм2, по нефтенасыщенной части -258∙10-3 мкм2, по водонасыщенной-276∙10-3 мкм2. Среднее