Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений

Сентябрь 8, 2022

Главная
Алгебра
Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений

Содержание

2. Чернушинское месторождение ДНС-1013Чер Вывод: общий дебит жидкости по месторождению – 868,2 м3/cут, общий дебит нефти –
3. Процентное соотношение
4. Процентное соотношение Вывод: По залежи C1V наблюдается наибольший отбор жидкости 74,76% из них 65,2- нефть. Наибольшая
5. Дополнительное оборудование Вывод: на Чернушинском месторождении при добыче нефти наиболее вредными факторами являются осложнения АСПО и
6. Распределение э/ф по способам эксплуатации Вывод: на Чернушинском месторождении ДНС-0113Чер наиболее распространенным способом эксплуатации является ЭЦН.
7. Скважины с АНПД
9. Скважины с АВПД Вывод : энергетика пласта на данном месторождении плохая, зоны с АНПД 306,317,319,320,321,322,334,337,314,301,302,304,305,342,344,347,352,369,385 это
10. Плотность нефти в пластовых условиях Башкирская залежь = 0,877 т/м3 Яснополянская залежь= 0,868 т/м3 Турнейская залежь=
11. По содержанию парафина, % Башкирская залежь = 1,99% Яснополянская залежь= 2,93% Турнейская залежь= 2,6% Парафиновые Парафиновые
13. Скачать презентацию

Слайд 2

Чернушинское месторождение ДНС-1013Чер
Вывод: общий дебит жидкости по месторождению – 868,2 м3/cут,

общий дебит нефти – 491,2 т/сут, % воды- 36,7%.

Слайд 3

Процентное соотношение

Слайд 4

Процентное соотношение
Вывод: По залежи C1V наблюдается наибольший отбор жидкости 74,76% из

них 65,2- нефть. Наибольшая обводненность в Бш залежи и она составляет 57,3%. Месторождение находиться на 2 стадии разработки.

Слайд 5

Дополнительное оборудование
Вывод: на Чернушинском месторождении при добыче нефти наиболее вредными факторами

являются осложнения АСПО и влияние газа.

Слайд 6

Распределение э/ф по способам эксплуатации
Вывод: на Чернушинском месторождении ДНС-0113Чер наиболее

распространенным способом эксплуатации является ЭЦН.

Слайд 7

Скважины с АНПД

Слайд 8

Слайд 9

Скважины с АВПД
Вывод : энергетика пласта на данном месторождении плохая, зоны

с АНПД 306,317,319,320,321,322,334,337,314,301,302,304,305,342,344,347,352,369,385 это связанно тем, что не предусмотрена система ППД.

Слайд 10

Плотность нефти в пластовых условиях
Башкирская залежь = 0,877 т/м3
Яснополянская залежь= 0,868

т/м3
Турнейская залежь= 0,885 т/м3

Вязкость нефти в пластовых условиях

Башкирская залежь = 15,4 мПа*с
Яснополянская залежь= 12,88 мПа*с
Турнейская залежь= 16,62мПа*с

Тяжелой плотности
Средней плотности
Тяжелой плотности

Повышенной вязкости
Повышенной вязкости
Повышенной вязкости

Слайд 11

По содержанию парафина, %
Башкирская залежь = 1,99%
Яснополянская залежь= 2,93%
Турнейская залежь= 2,6%
Парафиновые
Парафиновые
Парафиновые
Методы

борьбы:
Промывки
Спуск скребка
Реагенты