Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Тип работы: Курсовая работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 19 страниц
В избранное:

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ
РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН
АТЫРАУСКИЙУНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА
ИМЕНИ С.УТЕБАЕВА

Нефтегазовый факультет

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

на тему: ...

6В07203- Разработка и эксплуатация нефтяных и
газовых месторождений

Выполнил: ___________ Студент гр. РН-20-ТиПО ДОТ р.о. Даулетов М.А.
Руководитель: ___________ ст. преподаватель Тышканбаева А.С.

Атырау, 2020

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ
РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН
АТЫРАУСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА

Нефтегазовый факультет
Утверждаю
Декан НФ Дайров Ж.К.
__________________
____________ 2020 г.

ЗАДАНИЕ
на курсовую работу (проект)
Студент: _________________
Специалность: 6В07203- Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Группа : _____________________________
Тема: _______________________

Утверждено распоряжением № ______ от _____ __________ 20__ г.
Срок сдачи курсового проекта (работы): до __ ___ 20__ г
Защита работы: с __ __ по __ ___ 20__ г

Исходные данные работы
1.
2.
3.

Основная часть
1.
2.
3.

Список рекомендованной литературы
1.
2.

Дата выдачи задания: ____
____________________20__г.
Руководитель работы: __________________________
Задания принял к исполнению: ____
____________20__г
Студент: _____________________

Содержание

Введение
1.Геологическая часть
1.1Общие сведения о месторождении
1.2Краткая литолого-стратиграфическая характеристика
1.3Нефтегазоносность
1.4Свойства и состав нефти, газа и воды
2.Техническая часть
2.1Технология ГРП
2.2 Комплекс геолого-технических мероприятий
2.3 Оборудование для гидроразрыва пласта применяемое на месторождениях
Расчетная часть
Заключение
Список используемой литературы

Введение
Сегодня Казахстан относится к государствам, обладающим стратегическими запасами углеводородов , которые оказывают влияние на формирование мирового рынка энергоресурсов. Республика занимает 13 место в мире по разведанным извлекаемым запасам нефти и газового конденсата, 15- по запасам природного газа и 26 по уровню добычи углеводородного сырья. Прогнозные запасы составляют 12 миллиардов тонн нефти и конденсата и около 3 трлн.м3 газа. К 2010 году планируется довести добычу нефти до 70 миллионов тонн, что позволит занять одну из ключевых позиций среди производителей и экспортеров на евразийском пространстве. К настоящему времени в Казахстане образована мощная сырьевая база, добыча нефти ведется на западе и на юге страны, работают три нефтегазоперерабатывающих завода. Развитие нефтяной промышленности зависит от многих факторов и прежде всего от ее ресурсной базы. При современном уровне научно-технического прогресса из пластов извлекается в среднем лишь 35-40% геологических запасов нефти. Следовательно, большая часть черного золота остается в недрах земли. Современный нефтяной помысел представляет собой сложный комплекс технический сооружений и коммуникаций, предназначенных для добычи , сбора , подготовки продукции скважин и транспорта ее к потребителю.

І Геологическая часть
I.I.Общие сведение о месторождений
Нефтяное месторождение Каракудук расположено на территории Бейнеуского района Мангистауской области.
В январе 1971г открыто нефтяное месторождение на Каракудукской площади, расположенной также на юго-западном борту Северо-Устюртской впадины. Это складка было подготовлена к поисковому бурение детальной сейсмической съемкой методом отраженных волн (МОВ) масштаба 1: 100000 Каракудукская структура юго-западном простирания состоит из двух куполовидных поднятий. Общая протяженность структуры по -2200м ІІІ отражающего горизонта достигает 12км при ширине 5-6км. Амплитуда структуры изменяется от 25 до 50м. По ІVотражающему горизонту также фиксируется эта структура, но отличается от неокомской наличием одного свода.
На площади пробурены скв 1глубиной 3410м, и скв 2-3407м, Вскрывшие неогеновые, палеогеновые, меловые, юрские отложения. В первой скважине промыслового-геофизическими методами выделено 33 объекта для испытаний их продуктивности. Эти объекты сведены в 10 горизонтов, приуроченных к среднеюрским отложениям, а один горизонт относится к верхней юре (келловей). Все 10 среднеюрских горизонтов при испытаний дали только притоки пластовой воды с дебитами 0,2-13,0 м3сут .
При испытаний верхнеюрского (келловейкого) горизонта в интервале 2605-2610м
Получен фонтан нефти с дебитом 40 м3сут при 7мм штуцере. Общая мощность горизонта 18мм, эффективная -10.
Сравнение состава нефти Каракудукской площади с нефтями Арстановского месторождения, указывают об и близких физико-химической свойствах. Действительно, плотность арстановских нефтей (среднее по 5 анализом) 0,8214 гсм3,выход бензиновых фракций 18,2%, содержание парафина 18,8, асфальтов смолистых (смолы Селикагелевые) веществ 5,9 серы 0,04%. Это свидетельствует об их генетическом родстве.
Каракудукская структура по сравнению с Арстановкой, хотя и находится гипсометрических на 100м ниже, однако объяснить этим ухудшение коллекторских свойств нельзя. Испытанные 10 горизонтов средней юры дали воду, что свидетельствует о наличии в разрезе пористых пород. Можно высказать предположение что особенности развития структуры способствовали такому вертикальному перераспределению углеводородов в результате которого нефтяная залежь сформировалась в келловейских отложениях, перекрытых мощной (до 184м) карбонатной покрышкой (Акрамходжаев А.М., и др. 1974).
Геологическое строение:
- На структуре Каракудук вскрыты отложения триасовой, юрской, палеогеновой и неогеновой систем на глубину 3661м.
- Продуктивный разрез представлен терригенным коллектором, сложенным мелко-среднезернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами.
- Коллектор имеет низкие фильтрационные свойства из-за значительного содержания глинистых веществ.
- В юрской толще выделено 10 номенклатурных горизонтов.
- Размеры структуры составляют 10.0 - 6,2 (по кровле горизонта Ю-1).
Условия применения:
:: Многопластовые объекты разработки с плотными глинистыми перемычками между пластами (более 20 м).
:: Низкая проницаемость продуктивного пласта:
по пласту Ю-1 -5-45 м ;
по пласту Ю-8+9 -1-5 м ;
:: Температура продуктивных пластов 105-120 град.
:: Значительное снижение пластового давления. По пласту Ю-1. Рпл снизилось от начального 260 до 180 атм. При средней глубине залегания около 2600м.
Климат резко континентальный:
- лето сухое и жаркое, со средней температуре июля +27 0С.
- зима мало снежная с понижением температуры до -27 0С.
- атмосферные осадки, в основном, приходятся на осенне-зимний период;
- характерны сильные ветра и пыльные бури.
I.II. Литолого- стратиграфическая харакеристика отложений
На площади Каракудук в результате поискового и разведочного бурения вскрыты отложения триасовой, юрской, меловой, палеогеновой и неогеновой систем. Степень изученности этих отложений различна. Наиболее полно керновой материал и палеонтологические определения представлены по юрским породам, которые и являются продуктивными. Разрез представлен типичными для Северо-Устюртского региона песчано-глинистыми и карбонатными породами. Ниже приведена краткая литологическая характеристика вскрытых скважинами отложений. Триасовая система представлена переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов. Цвет пород бурый, серый, темно-серый, коричневый. Вскрытая мощность отложений составляет 156м. Юрская система. Нижний отдел представлен переслаиванием темно-серых с зеленоватым оттенком глин, серых, светло-серых песчаников и алевролитов. Толщина нижнеюрских отложений составляет 83м. средний отдел сложен переслаивающимися между собой песчаниками, алевролитами и глинами с разной степенью цементации и зернистости. Цвет пород, в основном серый, темно-серый. Толщина отложений 547-776м.Верхний отдел представлен известняками, мергелями, глинами также отмечается чередование песчаников, алевролитов, глин. В нижней части преобладают глинистые отложения, в верхней- карбонатные. Толщина верхнеюрских отложений изменяется от 290-346м.Неогеновая система представлена карбонатно-глинистыми породами, известняками ракушниками. Толщина отложений равна 50-70м. Четвертичная система сложена суглинками, супесями, песками, глинами, конгломератами. Толщина отложений 10-15м.
I.III. Нефтегазоносность
На месторождении Каракудук по итогам детальной пластовой корреляции и интерпретации результатов опробования в разрезе месторождения выявлено 9 номенклатурных горизонтов, 7 из которых оказались продуктивным. Горизонты Ю-I и Ю-II стратиграфически приурочены к келловейскому ярусу верхней юры, Ю-IV , Ю-V- к батскому ярусу, Ю-VI, Ю-VIII, Ю- IX - к байскому ярусу средней юры. Коллектора продуктивных горизонтов представлены мелко-среднезернистыми песчанками и крупнозернистыми алевролитами. Цемент пород поровый, контактно- поровый, реже пленочно-поровый. Состав цемента полиминеральный. преобладает глинистое вещество хлористо-гидрослюдисто-каолинитовог о состава. Коллектора обладают низкими фильтрационными свойствами, что обусловлено уплотнением пород-коллекторов юрской толщи и значительным содержанием в породе глинистых веществ. Как указывалась выше по данным опробования продуктивных горизонтов был выделен ряд сборов, разбивающих поднятие на три блока. Горизонт Ю-I продуктивен во всех трех блоках, Ю-II в I и во II блоках, а продуктивность остальных горизонтов установлена только в пределах II-го блока. Ниже приводится краткая характеристика продуктивных горизонтов.
Ю- I горизонт. Горизонт коррелируется достаточно четко по всей площади и практически выдержан по толщине. Эффективная нефте-насыщенная толщина варьируется от 6.0м до 13.2м. Литологический горизонт сложен песчано-алевролитовыми породами. Горизонт опробован в 13 скважинах.
Ю-II горизонт. Состоит из двух пластов - А и Б. Продуктивным является пласт А в I и II блоках. Продуктивность пласта А в I блоке установлена в районе скважин № 4,8. Залежь пластовая. ВНК в блоке II- принят по подошве опробованного продуктивного пласта в одной из действующих скважин на абсолютной отметке-2461.7м. Высота залежи составляет 45.6м, а площадь нефтеносности равна 5356тыс .кв.м.
Ю-IV горизонт состоит из двух пластов А и Б сложенных песчаными коллекторами. Продуктивными являются оба пласта во II блоке. Пласт А продуктивен в двух скважинах. ВНК принят по подошве опробованного нефтяного пласта в одной из скважин на абсолютной отметке 2526.2м. Залежь пластовая, сводовая, тектонически и литологический экранированная.
Высота залежи 16.5м, площадь нефтеносности 1588 тыс м2. Коллектор пласта Б в районе 3-х скважин замещается непроницаемыми породами. Высота залежи составляет 14.7м, площадь нефтеносности равна 1501 тыс. м.
Ю-V горизонт сложен песчаным пластом. В районе действующей скважины коллектор замещается непроницаемыми породами. Горизонт опробован в семи скважинах. Продуктивность установлена только во IIблоке. Высота залежи равна 35.1м, площадь нефтеносности равна 6175 тыс. кв. м.
Ю-VIгоризонт представлен двумя пластами А и Б из которых нефте-насыщенным является пласт А. Пласт А расчленяясь в разрезе ряда скважин образует мощный пласт на одной из действующих скважин где и получен фонтанный приток нефти. Высота залежи 23.8м, а площадь нефтеносности 1625 тыс. кв. м.

I.IV. Свойства и состав нефти, газа и воды
Нижнепермский продуктивный горизонт Р1 По результатам анализа пластовой нефти плотность варьирует в пределах 627,2-646,2 кгм3 , в среднем равна 637,3 кгм3 . Давление насыщения нефти газом изменяется от 30,1 до 31,3 МПа, в среднем составляя 30,52 МПа.Газосодержание пластовой нефти изменяется от 424,8 до 460,6 м3 т, в среднем составляет 445 м3 т. Величина объемного коэффициента варьирует от 1,880 до 1,900, в среднем равна 1,887. Динамическая величина вязкости нефти варьирует от 0,19 до 0,20 мПа*с. Нефть нижнепермского продуктивного горизонта является легкой, малосернистой, малосмолистой и парафинистой. Плотность нефти в поверхностных условиях варьирует от 810,0до 874,6 кгм3 , в среднем составляя 836,6 кгм3 . Величина кинематической вязкости нефти при 20оС в среднем равна 8,11 мм2 с и при 50оС - 4,03 мм2 с. Содержание парафина в нефти изменяется от 0,12 до 10,57%, в среднем составляет 2,81%. Содержание серы колеблется от 0,11 до 0,79%, в среднем составляя 0,34%. Содержание смол и асфальтенов в среднем равно 3,62 и 1,28% соответственно. Температура застывания нефти в среднем составляет -17,7оС. Содержание светлых фракций, выкипающих при 300оС, в среднем достигает 50,6%. Свойства пластового газа является тощим, низкоазотным. Основным компонентом газа является метан, содержание которого варьирует от 60,17 до 72,81 % моль, в среднем составляет 67,3 % моль. Содержание этана и пропана в газе в среднем составляет 13,16 и 9,23% моль соответственно. Содержание азота равно 1,72% моль. Сероводород и углекислого газа отсутствуют. Относительная плотность газа по воздуху составляет 0,875. Карбонатная толща КТ-II По результатам анализа пластовой нефти плотность варьирует от 557.2 до 669.8 кгм3 , в среднемсоставляет 624.8 кгм3 . Величина давления насыщения нефти газом изменяется от 29.0 до 36.8 МПа, в среднем составляя 33.9 МПа при пластовой температуре 87.8оС.Газосодержание пластовой нефти изменяется от 429.8 до 518.3 м3 т, в среднем равно 472.9 м3 т, величина объемного коэффициента в среднем составляет 1,954. Динамическая величина вязкости нефти варьирует от 0.16 до 0.33 мПа*с, в среднем составляя 0.23 мПа*с.Нефть продуктивного горизонтаKT-II является легкой, малосернистой, малосмолистой и парафинистой. Плотность нефти в поверхностных условиях варьирует от 809,0до 859,0 кгм3 , в среднем составляя 830,3 кгм3 . Величина кинематической вязкости нефти при 20оС составляет 6,53 мм2 с, 50оС - 3,05 мм2 с. Содержание парафина в нефти изменяется от 0,29 до 7,9%, в среднем составляет 3,68%. Содержание серы колеблется от 0,18 до 1,24%, в среднем равно 0,51%. Содержание смол и асфальтенов в среднем соответственно составляет 3,76% и 0,56%. Содержание светлых фракций, выкипающих при 300оС, в среднем составляет 54,4%. Свойства пластового газа является тощим, низкоазотным, низкоуглекислым и высокосернистым. Содержание метана варьирует в пределах 67,06 - 85,12% моль, в среднем составляет 72,7% моль. Содержание этана и пропана в газе составляет 9,27 и 6,31% моль соответственно. Содержание азота, углекислого газа и сероводорода составляют 1,88, 0,38 и 1,16% моль соответственно. Относительная плотность газа по воздуху изменяется от 0,690 до 0,981, в среднем составляет 0,839.

II Техническая часть.
2.1. Технология ГРП.
Для обеспечения высокого уровня добычи нефти и газа, наряду с разведкой и освоением новых месторождений, особое внимание уделяется увеличению нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти.
Гидравлический разрыв, воздействуя на пласты, повышает производительность скважин, одновременно ускоряет отбор нефти и увеличивает нефтеотдачу.
В настоящее время на полуострове Мангистау находятся в разработке нефтяные и нефтегазовые месторождения Узень, Жетыбай, Каламкас, Каражанбас, Восточный Жетыбай, Южный Жетыбай, Асар, газовое месторождение Тенге и другие, которые широко применяют метод ГРП при разведке и разработке нефтяных ... продолжение

Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.