ТИУ, разработка нефтяных и газовых месторождений (курсовой проект)

Содержание курсового проекта

Проект включает следующие разделы:

Титульный лист (Приложение А),

Задание на курсовой проект (Приложение Б),

Содержание

Введение – цель, задачи выполнения курсового проекта, актуальность исследования.

1. КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ И РЕАЛИЗУЕМОЙ СИСТЕМЕ РАЗРАБОТКИ

1.1. Геолого-физическая характеристика месторождения

1.2. Общие сведения о системе разработки месторождения

2. НАЗВАНИЕ ГЛАВЫ СОВПАДАЕТ С ТЕМОЙ КУРСОВОГО ПРОЕКТА

2.1. Постановка задачи (цели исследования)

2.2. Методы решения поставленных задач

2.3. Обсуждение результатов

Заключение

Список использованных источников (Приложение В).

Курсовой проект предоставляется в прошитом виде.

Рекомендации по выполнению курсового проекта

В курсовом проекте обучающемуся необходимо:

- провести обоснование основных геологических, гидродинамических и физико-химических характеристик нефтегазового месторождения, используемых для моделирования и прогнозирования процессов. Установить математические зависимости между основными параметрами пластовой системы;

- осуществить подбор математической модели для прогноза технологических показателей, учитывающей особенности пластовой системы и технологические характеристики процесса.

- сформировать возможные сценарии эффективного применения технологии. На основании выбранной математической модели выполнить инженерные расчеты. Определить роль и влияние основных параметров системы. По результатам серии расчетов выбирать оптимальный сценарий по технологическому или экономическому эффекту;

- установить области применения технологии по каждому ранее предложенному критерию на основании математического моделирования путем варьирования свойств пластовой системы в рамках возможных значений параметров.

ПРИМЕРЫ ТЕМ КУРСОВОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ

1. Анализ текущего состояния разработки месторождения (пласта, ЭО или их совокупности).

2. Совершенствование системы заводнения на месторождении.

3. Интерпретация результатов гидродинамических методов исследования добывающих и нагнетательных скважин на месторождении.

4. Анализ эффективности системы разработки при уплотнении сетки скважин на месторождении (включая ЗБС, ГС).

5. Анализ результатов гидродинамических методов контроля за разработкой месторождения.

6. Современные гидродинамические методы повышения нефтеотдачи, их применение и результаты на месторождении.

7. Оценка степени выработки запасов пласта или объекта разработки какого-либо месторождения.

8. Опыт применения физико-химических методов повышения нефтеотдачи на месторождении.

9. Основные причины обводнения скважин и методы их ограничения на месторождении.

10. Анализ результатов геофизических методов контроля за разработкой месторождения.

11. Определение оптимального давления нагнетания на текущей стадии разработки месторождения.

12. Расчет текущей нефтенасыщенности пласта (или блока разработки) месторождения.

13. Опыт применения барьерного заводнения при разработке месторождения.

14. Особенности выработки запасов нефти из многопластовых месторождений.

15. Определение эффективности перехода от рядной системы разработки к блочно-замкнутой системе заводнения;

16. Определение эффективности трансформации системы разработки в процессе эксплуатации месторождения.

17. Определение эффективности заводнения эксплуатационного объекта нефтяного месторождения по промысловым данным;

18. Состояние и мероприятия по улучшению разработки  пласта (площади, залежи) месторождения;

19. Прогноз добычи на основе фактических данных разработки месторождения;

20. Обоснование применения технологии повышения коэффициентов охвата и заводнения на месторождении;

21. Анализ эффективности методов регулирования разработки месторождения;

22. Анализ влияния плотности сетки скважин на разработку месторождения;

23. Оценка коэффициента нефтеизвлечения по характеристикам вытеснения (на примере … месторождения);

24. История проектирования разработки месторождения;

25. Оценка эффективности бурения и эксплуатации горизонтальных скважин на месторождении;

26. Анализ результатов бурения и эксплуатации дополнительных скважин при разработке месторождения;

27. Определение фазовых проницаемостей для воды и нефти по данным о заводнении пласта … месторождения;

28. Результаты влияния гидроразрыва пласта на процесс разработки месторождения;

29. Применение индикаторных исследований для регулирования и контроля разработки месторождения;

30. Оценка предельно-рентабельных технологических параметров и экономической эффективности разработки месторождения;

31. Анализ годового и накопленного количества добытых флюидов и закачанных агентов

32. Анализ соотношения числа действующих добывающих и нагнетательных скважин, достигнутых на различных этапах разработки месторождений.

33. Обоснование перевода в ППД добывающих скважин на месторождении.

34. Анализ эффективности форсированного отбора жидкости по результатам эксплуатации добывающих скважин на месторождении.

35. Анализ выработки запасов нефти из продуктивных пластов месторождения

36. Оценка эффективности мероприятий по совершенствованию и регулированию процесса разработки месторождения

37. Анализ применения нестационарного заводнения на месторождениях Западной Сибири;

38. Опыт регулирования разработки на месторождениях структурного подразделения компании … (Лукойл, Сургут НГ, Газпромнефть, Роснефть, Татнефть, Башнефть и др.);

39. Проблемы и особенности разработки трудноизвлекаемых запасов месторождений Западной Сибири;

40. Факторы, осложняющие процесс извлечения запасов нефти из недр и их влияние на нефтеотдачу месторождений Западной Сибири.

41. Результаты и особенности применения ГРП на месторождениях Западной Сибири.

ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ КУРСОВОГО ПРОЕКТА НА ТЕМУ: «АНАЛИЗ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ ИЗ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ»

Цель анализа – установить с максимальной точностью достоверную картину распределения как начальных, так и текущих извлекаемых («неизвлекаемых») запасов нефти, газа, конденсата в объеме залежей, определить фактические величины достигнутых КИН. Оценка сложившихся темпов отбора вовлеченных активных запасов. Разработка рекомендаций по их эффективному освоению в перспективе.

Представляет интерес такой показатель, как КИН за безводный период эксплуатации пластов (объектов), как отношение суммы безводной добычи нефти из всех проработавших скважин на дату анализа, к количеству начальных геологических запасов нефти.

Информацией для проведения анализа выработки запасов являются:

- результаты исследований по определению остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения нефти водой и другими агентами в лабораторных условиях (на керне);

- результаты гидродинамических (ГДИ) и промыслово-геофизических исследований (ПГИ) скважин по контролю за разработкой и вытеснением;

- промысловые данные о работе скважин;

- результаты других специальных исследований (индикаторные, геохимические, фотоколориметрические, данные сейсмики 3D и 4D и др.);

- результаты трехмерного математического моделирования процесса разработки эксплуатационных объектов.

По результатам промыслово-геофизических исследований пробуренных скважин анализируются:

- анализ профиля притока и приемистости по вскрытому разрезу скважин, динамике их изменения во времени;

- изменение нефтегазонасыщенности пластов по разрезу во времени;

- распределение отборов и закачки по разрезам скважин в случае совместного и раздельного вскрытия пластов;

- источники обводнения скважин;

- анализ направления и скорости продвижения фильтрационных потоков в залежах нефти;

-оценка достигнутых коэффициентов охвата воздействием как отдельных пластов, так и эксплуатационных объектов в целом;

Оцениваются коэффициенты «работающих» толщин (К_рт) по разрезу совместно и раздельно вскрытых пластов в добывающих и нагнетательных скважинах. Представляются сведения и толщинах и геолого-физических параметрах «неработающих» пропластков, проводится их сравнение с параметрами «работающих» интервалов, оцениваются предельно допустимые их соотношения (по проницаемости, гидропроводности и др.) для принятия решения о возможности (или нецелесообразности) объединения пластов в один (общий) эксплуатационный объект.

Приводятся характеристики фактически достигнутых величин коэффициентов извлечения нефти, коэффициентов охвата воздействием, темпов отбора начальных и текущих извлекаемых запасов (ТИЗ) нефти, «кратности» (т.е. условного срока извлечения) ТИЗ, степени и эффективности выработки запасов – из коллекторов различного строения (монолиты, тонкослоистые песчаники и др.) – по участкам, блокам, зонам различного насыщения.

По эксплуатационным объектам определяется объем запасов нефти, как вовлеченных в активную разработку, так и неохваченных сеткой разбуривания.

Непосредственно по вовлеченным (активным) запасам нефти оцениваются достигнутые КИН, отбор от НИЗ нефти, темпы отбора НИЗ и ТИЗ, «кратность» и удельный ТИЗ нефти, приходящийся на одну действующую скважину и другие параметры.

Исследуются и устанавливаются причины отсутствия или слабой выработки запасов нефти из отдельных участков залежей и интервалов разреза пластов:

- отсутствие сетки эксплуатационного разбуривания, чрезмерно редкая или недостаточно плотная сетка скважин;

- отсутствие перфорации интервалов разреза продуктивного пласта;

- отсутствие или недостаточно активное влияние закачки на работу конкретных добывающих скважин;

- совместная разработка резко отличающихся по фильтрационно- емкостным свойствам высоко- и низкопроницаемых пластов (интервалов разреза) в составе единого эксплуатационного объекта;

- низкие дебиты скважин, низкое («посаженное») текущее пластовое давление, высокие забойные давления эксплуатации из-за неправильно подобранного скважинного глубиннонасосного оборудования;

- отсутствие или недостаточный объем проведенных геолого- технических мероприятий (ГТМ) и методов увеличения нефтеотдачи (МУН), слабая их адресность и глубинность обработки пластов (объектов);

- какие-либо другие причины.

В итоге, формулируются обобщающие выводы об эффективности применяемых систем разработки эксплуатационных объектов, их участков и зон.

Материалы анализа выработки запасов представляются в виде:

- разнообразных таблиц и графиков (произвольной формы);

- различных характеристик вытеснения типа:

· «КИН – обводненность»;

· «отбор от НИЗ – обводненность»;

· «отбор от НИЗ – накопленный ВНФ»;

· «темпы отбора НИЗ (ТИЗ) – отбор от НИЗ»;

· «степень прокачки ʈпл - КИН»;

· «накопленный ВНФ – КИН» и другие;

- наглядных профилей выработки запасов нефти по разрезу эксплуатационного объекта (в т.ч. и вкрест линий нагнетания);

- карт плотности подвижных ТИЗ нефти и текущей нефтенасыщенности на дату проектирования по всем продуктивным пластам и эксплуатационным объектам.

В анализе полезно привести также информацию по подобным объектам-аналогам в рассматриваемом районе, в других нефтяных регионах страны и за рубежом.