Дипломная работа на тему: «Анализ разработки пластов Б 2+Т 1 Самодуровского месторождения» Дипломник: Иваев Т. Н. Группа: ОРНб-11 -01 Руководитель работы: Начальник ПТО ООО «Бузулукская нефтесервисная компания» Муллагалеев А. Э.
Территориальное расположение Самодуровского месторождения 2
Структурная карта продуктивных пластов Б 2+Т 1 Самодуровского месторождения 3
Физико-химические свойства пластовой нефти Пласт Т 1 Пласт Б 2 Наименование Количество исследований скв. Количество исследований Среднее значение проб Среднее значение скв проб Давление насыщения газом, МПа 2 3 1. 01 1 4 1. 98 Газосодержание при дифференциальном разгазировании, м 3/т 2 3 2. 8 1 4 20. 7 Объемный коэффициент при дифференц. раз-газировании, доли ед. 2 3 1. 0006 1 4 1. 0404 Плотность, т/м 3 2 3 0. 9153 1 4 0. 8193 Вязкость, МПа*с 2 3 80. 0 1 4 3. 60 4
Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти Пласт Т 1 Пласт Б 2 Наименование Кол-во исслед Среднее значение Кол-во исслед скв проб Вязкость динамическая, м. Па*с при 20 0 С Вязкость кинематическая, м 2/с (расч) Плотность нефти при 200 С, г/см 3 Температура застывания, 0 С 3 3 3 3 152. 35 166. 89 0. 913 -11 45 45 69 69 16. 72 19. 34 0. 864 -15 Серы Смол селикагелевых Асфальтенов Парафинов Солей Воды Мехпримесей 3 3 3 3 2. 87 17. 95 7. 32 11. 03 - 45 45 69 69 2. 27 14. 71 3. 48 5. 57 - 3 3 52 78 45 45 69 69 50 61 3 3 3 3 3 9 14 27 45 45 69 69 6 14 24 44 Массовое содержа-ние, % Температура плавления парафина, 0 С Температура начала кипения, 0 С Объемный выход фракций, % Классификация нефти: н. к. – 1000 С до 1500 С до 2000 С до 3000 С Тяжелая по плотности, высокосернистая, высокосмолистая, высокопарафинистая скв Среднее значение проб Средняя по плотности, высокосернистая, смолистая, парафинистая 5
Накопленная добыча нефти по пласту Б 2+Т 1 Самодуровского месторождения 6
Текущая обводненность пластов Б 2+Т 1 Самодуровского месторождения 7
Показатели разработки с начала эксплуатации Самодуровского месторождения 8
Характеристика фонда скважин Самодуровского месторождения на 01. 2016 года 9
Сопоставление проектных и фактических показателей разработки Показатели 2011 2012 2013 2014 2015 проект факт Проект факт Добыча нефти, тыс т 95, 8 258, 8 255, 1 262, 4 321, 8 324, 5 321, 7 322, 5 314, 4 315 Добыча жидкости, тыс т 456 1023, 9 1153 1277, 7 1350 1380 1405 1421 1428 Фонд добывающих скважин, ед 81 100 98 99 100 100 Фонд нагнетательных скважин, ед 39 42 50 48 49 48 48 48 Дебит нефти на одну скважину, т/сут 3, 4 10, 3 6, 8 10, 5 13, 1 11, 1 12, 9 12, 5 12, 6 Дебит жидкости на одну скважину, т/сут 16, 1 44, 2 35, 5 52, 6 47, 9 55, 7 44, 9 56, 8 57, 0 57, 1 Обводненность продукции, % 79, 2 74, 7 80, 8 79, 5 78, 1 76, 5 77, 0 77, 3 77, 7 77, 9 Приемистость нагнетательной скважины, м 3/сут 33, 3 88, 4 94, 3 92, 2 98, 5 99, 2 99, 8 99, 4 100, 2 99, 9 Компенсация отбора жидкости закачкой, % 115 106 110 95 106 99 104, 5 106 118 119 Закачка воды, тыс. м 3 1081 1089 1138 1209 1232 1365 1285 1410 1312 1428 10
Эффективность ГТМ на добывающих скважинах за 5 лет 11
Принципиальная схема конструкции второго ствола с цементированием хвостовика 12
Методы защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии 13
Методы предупреждения образования АСПО 14
Безопасность и экологичность проекта; Взрыв газовоздушной смеси 15
Доклад окончен! Спасибо за внимание 16
Скачать презентацию Дипломная работа на тему Анализ разработки пластов Б
Презентация Анализ разработки пластов Б2+Т1 Самодуровского месторождения.ppt