Анализ бюджетного права

Содержание

 

Введение…………………………………………………………………..

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ
1. Геологическая характеристика месторождения……………………
2. Основные фильтрационно-емкостные параметры месторождения ……………………………………………………...
3. Энергетическая характеристика залежи…………………………...

2.Оборудование, применяемое при эксплуатации  скважин и режимы его работы………………………………………………………………..

2.1 Анализ  фонда скважин……………………………………………...

2.2 Техническая  характеристика оборудования и  режима работы ШСНУ……………………………………………………………………

3. Выбор  и расчет подземного и наземного  эксплуатационного оборудования  ШСНУ……………………………………………………

4. Проведение  планово-предупредительного ремонта  подземного и поверхностного  оборудования ШСНУ………………………………...

4.1 Эксплуатация, транспортирование и хранение  насосных штанг...

4.2 Эксплуатация  и ремонт штанговых насосов………………………

4.3 Обслуживание  скважин, оборудованных ШСНУ…………………

5. Техника  безопасности и противопожарные  мероприятия при эксплуатации  скважин, оборудованных ШСНУ………………………

Заключение……………………………………………………………....

Список  использованных источников…………………………………..

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

Сергеевское  месторождение эксплуатируется механизированным способом, ШСНУ и УЭЦН, причем количество скважин оборудованных ШСНУ, составляет 78%. Среднесуточный  дебит   скважин   оборудованных ШСНУ, по нефти занимает доля в общем, объеме добычи нефти 71.2%.

Несомненно, такое преобладание скважин оборудованных  ШСНУ по сравнению с количеством  скважин оборудованных УЭЦН, а  также соответствие объемов добычи нефти, заставляет руководство НГДУ " Уфанефть ", более внимательно и ответственно относится к подбору оборудования и режимов его работы, его обслуживанию и проведению планово-предупредительных ремонтов.

Тема настоящего курсового проекта не потеряла актуальности на сегодняшний день, а наоборот получила новый толчок к развитию и совершенствованию, несмотря на то, что ШСНУ используются в добыче нефти  несколько десятков лет.

Условия работы ШСНУ в течение длительного исторического  периода не оставались постоянными. Потому что в настоящее время  большинство месторождений России вступили в  позднюю  стадию  разработки,  которая характеризуется:    падением    пластового    давления;

увеличением обводненности и общим снижением объема добычи нефти.

В настоящее  время при таких условиях работы, для достижения эффективной работы ШСНУ, вносят следующие изменения  в работу: уменьшают количество качаний  при помощи   специального   устройства   разработанного Октябрьским  филиалом УГНТУ совместно с НГДУ "Туймазанефть" до одного оборота в минуту или переводят на периодическую работу при экономическом обосновании себестоимости добычи одной тонны нефти.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1. Геологическая  характеристика месторождения

Разрез  месторождения, вскрытый на глубину 3472 м, представлен  осадочными  породами  протерозоя, палеозоя и кайнозоя.             Промышленно нефтеносны: в среднем  и верхнем карбоне, песчано-алевролитовые   пласты Дкн.3, 2 и 05, залегающие на глубине 2080-2230, м в нижнем карбоне, карбонатные  коллекторы турнейского яруса и         песчаники бобриковского    горизонта    визейского    яруса, находящегося на глубине 1930-1760,м. Месторождение включает 74 залежи нефти.

Структура    месторождения    в    девоне    и нижнекаменноугольных   слоях   образована   слегка изогнутой моноклиналью, падающей к юго-востоку под углом 0-20'-0-40'. Вверх по восстанию слоев моноклиналь пересекается разломом-грабеном. Кроме того, структура месторождения осложнена поперечными и оперяющими разрывами, полукуполами и структурными террасами. Все залежи кроме одной расположены на юго-восточном крыле разлома. Большинство из них тектонически экранируются сбросами. Поэтому месторождение в целом относится к тектонически-экранированному типу.

Месторождение состоит из 4 нефтепромысловых площадей: Северо-Сергеевское, Сергеевское, Южно-Сергеевское и Благовещенская.

На Сергеевской и Северо-Сергеевской площадях залежи, перекрываясь в плане, образуют сплошную нефтеносную зону протяженностью 31,5 км. Две другие отделены от них зонами непродуктивных пород.

Северо-Сергеевская площадь самая крупная на месторождении по размерам и содержит запасов(63% балансовых и 72% извлекаемых). Длина нефтеносной площади 24.5 км, ширина7-15 км. Залежи нефти в песчано-алевролитовых пластах Д_кн, Д₁ ,Д₂  и Д₄ залегают довольно

компактно   в   интервале терригенной толщи  девона, мощность которой не превышает 30-37 м. В плане залежи перекрываются 2-4 раза. Н пределах площади имеется зоны слияния пластов Дкн,01 и D2 и существует гидродинамическая связь между ними. Важная часть в строении принадлежит поперечным   тектоническим экранам. Они разделяют площадь на пять блоков с самостоятельными ВНК,  которые располагаются на отметках (с юго-запада на северо-восток) 2016, 2012, 2002, 1992, и 1996 метров. Залежи в пластах D1 и D2, содержащие основные запасы площади, относятся к тектонически-экранированному типу, в пластах Д_kh и Д₄ к литологически и тектонически экранированным типам.

Сергеевская площадь, вторая по величине запасов. содержит залежи нефти в  песчано-алевролитовых пластах Д₁ и Д_kh терригенный девон (нижний объект разработки), в карбонатных коллекторах черепецкого горизонта и песчаниках бобриковского горизонта (верхний объект разработки). Размеры залежей в терригенном девоне по сводному контуру нефтеносности пластов, Д₁ и Д_kh 4,5 на 2,5 км. Эти пласты на значительной части площади сливаются. Начальный ВНК их находится на отметке 2024 м. Залежи в черепецком горизонте связаны с семью маломощными пачками   карбонатных   коллекторов,   разделенных плотными породами. Каждая пачка самостоятельную залежь.   Размеры нефтеносной зоны  черепецкого горизонта 7 на 3,5 км. Залежь бобриковского горизонта приурочена к небольшому куполу, размеры ее 2 на 2 км. Высота залежи 15 м. Залежи верхнего и нижнего объектов   разработки   на   Сергеевской   площади разделяются толщей  плотных и водоносных пород, мощностью до 250 м.

На Южно-Сергеевской площади залежи нефти содержатся в пластах, Д₁ , Д₂ и Д_kh терригенного девона и карбонатных коллекторов черепецкого и кизеловского горизонтов. Основные запасы связаны с линзами пласта  Д_kh. Залежи не образуют сплошную нефтеносную зону. они рассредоточены на четырех небольших участках, размеры их от 7,5на 3 до 2 на 2 км. Залежи в Терригенном девоне и кизеловском горизонте литологического типа, в черепецком горизонте массивного типа. На Южно-Сергеевской плошали залежи в пластах Д₁ , Д₂ и Д_kh, в плане перекрываются и располагаются выше по разрезу на 270-300 м. Из четырех залежей турнейского яруса лишь одна совпадает в плане с девонскими залежами (скв.№ 65).

На Благовещенской площади имеется одна залежь в пласте Д₁ размер 7,5 на 1,7 км. Залежь тектонически экранирована. Нефтеносность различного характера в пределах  Сергеевского месторождения отмечена по всему разрезу палеозоя от кунгурского яруса нижней перми до терригенных   отложений   девона.   Промышленные скопления нефти установлены в песчаниках терригенного девона и угленосной толщи, а также в известняках доманиковского горизонта и турнейского яруса.

Нефти терригенного девона, доманиковского  и черепетского горизонтов близки между собой и обладают хорошими качествами. Нефти же угленосной толщи и кизеловского горизонта характеризуются близкими свойствами между собой, довольно резко отличаются от нижележащих пластов

Этот факт дает основание для предположения  о надежной изолированности залежей  терригенного девона и черепетского горизонта от залежей угленосной толщи и кизеловского горизонта. Разделом являются аргиллиты и глинистые известняки, залегающие в верхней части черепетского горизонта и препятствующие дальнейшей вертикальной   миграции   нефти   из   нижележащих отложений. Выявлено значительное число водоносных горизонтов приуроченной к карбонатной и терригенной частям вскрытого    комплекса осадков .    Установлена водоносность низов верхнефранских и мендымских отложений,  представленных  пористо- трещиноватыми карбонатными      породами.      Вода   сильно метаморфизирована

 

1.2 Основные  фильтрационно-емкостные параметры  месторождения

 

Пористость  песчано-алевролитовых пластов изменяется в пределах  15,4-20,2,% : карбонатных 7-9%, проницаемость соответственно 149 и 523 мД.

Начальная нефтенасыщенность по керну для чисто нефтяных зон    песчано-алевролитовых    пластов колеблется от 89,5%   до 93% , а по промыслово-геофизическим данным 88,5-91,% Начальная нефтенасыщенность карбонатных коллекторов по промыслово-геофи-зическим данным составляет 86.4-88.6%.

 Состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газа.

Свойства  нефтей в пластовых условиях изучены по результатам анализов глубинных проб.  Давление насыщение нефти газом по всем залежам месторождения ниже первоначального пластового давления в 2 - 2,2раза.  Средние значения плотности нефти в пластовых условиях составляет 0,810-0,853 г/см³.Среднее значение вязкости пластовых нефтей терригенного  девона, содержащего основные запасы нефти, изменяются в пределах2,7 - б,5,сП, нижнего карбона 2,9 - 12,5сП.см. таблицу № 1

1.3 Энергетическая характеристика залежей.

Для большинства  залежей законтурная область  питания имеется лишь с юго-восточной  или восточной сторон. В других направлениях залежи тектонически и  литологически экранированы, В залежах месторождения отсутствуют газовые шапки и начальное пластовое давление,  значительно   превышающее давление насыщения.

В ближайшей  законтурной области коллекторы пластов Дкн, Д1, и Д 2,содержащих основные запасы нефти месторождения, уменьшаются в мощности, а фильтрационные свойства их понижаются. По этой причине в начальный период разработки месторождения происходило    сравнительно    быстрое    снижение пластового давления.

Значение  начального пластового давления всех залежей   месторождения   были   несколько   выше гидростатического. Градиент давления равен 0.105 - 0.1 кгс/см .В соответствии с указанной величиной, залежи относятся к группе залежей с нормальным пластовым давлением.

Исходя из особенностей строения, следует считать, что первоначальный режим работы залежи пластов Д₁, Д₂ и Д, некоторых относительно крупных залежей Д_кн,    Д₄    и    бобриковского        горизонта упруговодонапорный с преобладанием упругой энергии. В настоящее время   в   связи   с   применением внутриконтурного и законтурного заводнения режим работы указанных залежей водонапорный.

Режим работы залежей в небольших линзах пласта Д_кн обусловлен упругой энергией. Первоначальный режим работы залежей турнейского яруса упругий с незначительным дополнением водонапорной энергии

 

 

 

 

Таблица № 1.1.

Параметры пластовой нефти

Наименование	Значения по пластам
	терригенный девон						нижний карбон
	Д4	Д2		Д1		Дкн	черепет.	кизелов.	бобрик.
Давл.нас. Рнас.кгс/см2	98	98		102		105	51	35	58
Газосодерж, f м5 /т	48	55		65		65	51	22	59
Газосодерж. M3/ M3	43	49		57		57	45	20	52
Обьемн. коэф.	1,130	1,150		1,175		1,185	1,105	1,076	1,156
Вязкость нефти мн пл,сП	6,3	4.5		3,0		2,7	4,3	12.5	2,9
Плотность нефти г/см3	0,853	0,827		0,817		0,813	0,875	0,863	0,810
Молек. вес	242	235		224		219	213	232	105
Содерж. % вес
Серы	2,4	2,4		2.2		2.2	2,6	2.9	2,1
Смола селикагелев.	16,8	15,8		14,		12,8	13,6	15,8	10,7
Парафинов	2,6	2,6		2,7		3,2	2,9	2,7	3,2
Асфальтенов	5.2	5.0		3.2		1.0	3,3	6.1	1,6
Компонентный состав разгазированной нефти
Этан	0,52		0,70		0,65	0,61			0.72
Пропан	2,34		3,56		3,24	3,33			3,36
Изобутан	0,61		1,03		1,68	1,14			0.82
Н-бутан	3,0		4,21		4,43	4,08			4,05
Нзопептан	1,54		2,99		2,75	2,65			1,95
Н-пентан	2,22		3,39		3,55	3.54			2,91
Н-гексан	4.37		7,04		4.00	4.17			4,68
Н-гептан	не определялся
С7+высш	84,4 0		77,0 8		80,7	80,4 8			81,21
Мол.вес остатка	242		229		219	220			205