Курсовая работа на тему: Применение технологии солянокислотной обработки установок ЭЦН Мишкинском месторождении

Введение

Мишкинское месторождение нефти открыто в 1966 году. В административном отношении месторождение расположено в восточной части Удмуртской Республики, на территории Воткинского и Шарканского районов, в 4-15 км севернее ска. Мишкинская структура осложнена тремя куполами: северным - Чужеговским (2002 г.), западным - Воткинским (1970 г) и восточным - Черепановским (1970 г.) (рис.1).

Рисунок расположения месторождения.

Оглавление

- Геологический раздел

- Общие сведения о месторождении

- Геолого-физическая характеристика месторождения

- Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек

- Состав, свойства нефти, газа, конденсата и воды

- Запасы нефти Выводы по геологическому разделу

- Технологический раздел

- Текущее состояние разработки

- Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин

- Осложнения при эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН

- Обработка скважин с УЭЦН соляной кислотой Выводы по технологическому разделу

- Экономический раздел

- Обоснование показателей экономической эффективности

- Нормативная база и исходные данные для расчета экономических показателей

- Расчет экономических показателей Выводы по экономическому разделу

- Заключение

- Список использованной литературы

Заключение

Мишкинское месторождение находится в стадии подающей добычи нефти. С начала эксплуатации по состоянию на 01.01.2007 г. из залежи добыто 35809 тыс. т нефти, текущий КИН составляет 0,241 д.ед., отбор от начальных извлекаемых запасов - 63,4 %, текущая обводненность - 88,9 %. Наиболее выработанной по разрезу является центральная часть башкирского объекта, где текущий КИН находится в диапазоне 0,260-0,318 д.ед. Добывающий фонд скважин составляет 401 скважина, в т.ч. 325 скважин эксплуатационного фонда, 74 в консервации и две ликвидированы. Из скважин эксплуатационного фонда действующими являются 273, в бездействии находится 52 скважины, основной способ добычи ЭЦН. Средний дебит по нефти несколько ниже проектного и составляет 5,6 т/сут при проектном 5,8 т/сут. Обводненность добываемой продукции ниже проектной и равна 88,9 % при проектной 89,4%.

В связи с высокой промытостью пластов (по данным исследований), особенно в центральной части залежи, и наличием невовлеченных разработку запасов (по карте остаточных запасов) в данной работе было принято решение о закачке микробиологического реагента для повышения нефтеотдачи пластов СНПХ-9900.

В результате проведенных мероприятий на выбранных участках прогнозируется значительное сокращение добычи попутной воды и увеличение конечного КИН. Дополнительная добыча нефти от внедрения метода на 4 нагнетательных скважинах (№№ 656, 665, 675, 676) составит 13283,6 т., чистый дисконтированный доход - 9005064,3 руб., индекс доходности - 21,24.

По приведенным технико-экономическим показателям можно говорить о том, что метод имеет высокую эффективность и может быть рекомендован для внедрения в производство.

Список литературы

1. РД 153-39-007-96. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газовнефтяных месторождений - М.: МНП, 1996.

2. Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2002. - 639с.

3. "Дополнения к проекту разработки Чутырско-Киенгопского месторождения"

4. Отчет по проведению опытно-промысловых работ по реализации микробиологической технологии повышения нефтеотдачи пластов СНПХ-9900 - 22 с.