Дипломная работа на тему "ТЮМГУ | Обоснование оптимальной депрессии и мощности перфорации в водонефтяной зоне, предотвращающих преждевременное обводнение добывающих скважин"

Работа на тему: Обоснование оптимальной депрессии и мощности перфорации в водонефтяной зоне, предотвращающих преждевременное обводнение добывающих скважин
Оценка: отлично.
Оригинальность работы на момент публикации 50+% на антиплагиат.ру.
Ниже прилагаю все данные для покупки.
https://studentu24.ru/list/suppliers/Anastasiya1---1326

Описание работы

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования
«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ФИЗИКО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ
Кафедра прикладной и технической физики

РЕКОМЕНДОВАНО К ЗАЩИТЕ В ГЭК
Заведующий кафедрой

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА
бакалаврская работа
ОБОСНОВАНИЕ ОПТИМАЛЬНОЙ ДЕПРЕССИИ И МОЩНОСТИ ПЕРФОРАЦИИ В ВОДОНЕФТЯНОЙ ЗОНЕ, ПРЕДОТВРАЩАЮЩИХ ПРЕЖДЕВРЕМЕННОЕ ОБВОДНЕНИЕ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

16.03.01 Техническая физика
Профиль «Техническая физика в нефтегазовых технологиях»

Тюмень 2022 год

ОГЛАВЛЕНИЕ
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ 3
ВВЕДЕНИЕ 5
ГЛАВА 1. ЯВЛЕНИЕ ПРЕЖДЕВРЕМЕННОГО ОБВОДНЕНИЯ СКВАЖИНЫ 7
1.1. МЕХАНИЗМ ОБВОДНЕНИЯ ВЕРТИКАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ 7
1.2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ, СПОСОБСТВУЮЩИЕ
КОНУСООБРАЗОВАНИЮ 110
1.3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ, СПОСОБСТВУЮЩИЕ
КОНУСОБРАЗОВАНИЮ 154
ГЛАВА 2. МЕТОДЫ БОРЬБЫ С КОНУСООБРАЗОВАНИЕМ 17
ГЛАВА 3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ РАБОТЫ ЗАЛЕЖИ 22
3.1. ПОСТРОЕНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ И ПРОВЕДЕНИЕ РАСЧЕТОВ 22
3.2. АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ 244
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 28
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 29

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ
ВНК – водонефтяной контакт ГДМ – гидродинамическая модель
КИН – коэффициент извлечения нефти НДН – накопленная добыча нефти НИЗ – начальные извлекаемые запасы ННТ – нефтенасыщенная толщина РИР – ремонтно-изоляционные работы ЭЦН – электроцентробежный насос
???? – диаметр скважины
?? – фазовая проницаемость
???? – фазовая проницаемость i-й фазы
???? – фазовая проницаемость нефти
???? – фазовая проницаемость воды
?? – коэффициент вскрытия пласта
?? – проницаемость
???? – проницаемость вертикальная
?????? – проницаемость горизонтальная
???? – проницаемость i-й фазы
??перф – мощность перфорации
?? – пористость
?? – давление
???? – давление на контуре питания скважины
??с – давление забойное
???? – дебит нефти
?? – расстояние до забоя скважины
??с – радиус скважины
?? – расстояние до контура питания скважины
?? – насыщенность
???? – нефтенасыщенность
???? – водонасыщенность
?? – время
?? – скорость фильтрации
???? – скорость фильтрации i-й фазы
???? – скорость фильтрации нефти
???? – скорость фильтрации воды
?? – коэффициент нефтеотдачи
?? – плотность
?? – вязкость
???? – вязкость i-й фазы
???? – вязкость нефти
???? – вязкость воды
??? – депрессия

ВВЕДЕНИЕ
Водоплавающая залежь является одним из видов залежей углеводородов, когда граница водонефтяного контакта (ВНК) проходит выше подошвы пласта коллектора. Образуемый нижележащей подошвенной водой водоносный горизонт, он же аквифер, обычно имеет большую мощность и, следовательно, большие объемы пластовой воды, достаточные для поддержания пластового давления в процессе разработки, а также способствует вытеснению нефти из пластовых условий.
Именно в силу данной особенности – наличия аквифера – разработка водоплавающей залежи всегда сопровождается рисками преждевременного обводнения эксплуатационных скважин, что, в свою очередь, создает риски снижения темпов отбора, а также повышения операционных расходов на подготовку товарной нефти и выработку не извлечённых запасов. В совокупности все эти затраты приводят к уменьшению получаемой с проекта разработки прибыли и, соответственно, снижению его рентабельности.
Отметим, что проблема преждевременного обводнения скважин водоплавающей залежи достаточно давно исследуется и насчитывает ряд методов, способствующих предотвращению обводнения, а также ряд методов борьбы с уже прогрессирующим обводнением. Но в силу того, что наилучшем решением проблемы является ее предупреждение, данная работа направлена именно на определения универсального метода предотвращения обводнения эксплуатационной скважины.
Таким образом, целью работы является увеличение рентабельности эксплуатационных скважин за счет предотвращения их преждевременного обводнения.
Исходя из эмпирического опыта можно заметить, что обводнение скважины является постепенным процессом, скорость которого определяется темпами отбора пластового флюида. Принимая во внимание основы подземной гидромеханики можно выделить, что основные технологические параметры разработки, влияющие на темпы отбора, это депрессии эксплуатации и мощность
интервала перфорации. Следовательно, возникает вопрос о связи данных параметров с процессом обводнения скважины и возможности определения их оптимальных величин, обеспечивающих лучшие экономические показатели.
Таким образом, задачи, поставленные в ходе работы:
1. Проанализировать мировой опыт борьбы с преждевременным обводнением скважин.
2. Выявить оптимальные депрессии эксплуатации вертикальных скважин и высоты перфорации над водонефтяным контактом для различных геологических условий, обеспечивающих максимальный коэффициент нефтеотдачи.
С точки зрения практической значимости данной работы можно отметить, что полученная в ходе работы матрица решений для различных геологических условий позволит выбирать режим эксплуатации вертикальных нефтяных скважин в водонефтяной зоне, предотвращающий их преждевременное обводнение. Правильно подобранный режим работы залежи приведет к снижению рисков роста операционных расходов на разработку, а следовательно позволит достичь заложенных в проект экономических показателей.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Каримов Д.Д., Дьячук И.А. Анализ методов расчета предельного безводного дебита нефти в вертикальных скважинах // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефтепродуктов. Уфа: УГНТУ, 2021. С. 26–39.
2. Салаватов Т.Ш., Мустафаев А.А., Гусейнова Д.Ф., Джафарова К.Ф. Анализ процесса конусообразования при разработке месторождений вертикальными и горизонтальными скважинами // Нефтепромысловое дело. 2013. №12. С. 13?17.
3. Телков А.П., Грачев С.И. Гидромеханика пласта применительно к прикладным задачам разработки нефтяных и газовых месторождений. Тюмень: ТюмГНГУ, 2009. Ч. 2. С. 147?184.
4. Бейли Б., Кучук Ф., Кратби К. [и др.]. Диагностика и ограничение водопритоков // Нефтегазовое обозрение. 2001. С. 44?67.
5. Новоселов С.В. Информационно-программная поддержка управления процессом конусообразования в несовершенных скважинах: специальность 05.13.01 Системный анализ, управление и обработка информации (нефтегазовая отрасль): дис. канд. тех. наук. Тюмень, 2008. 216 с.
6. Кудряшова Д.А. Использование вероятностно-статистических методов для определения источников обводнения скважин-кандидатов для водоизоляционных работ (на примере визейского объекта месторождения пермского края) // Вестник ПНИПУ. 2018. Т. 17. №1. С. 26–36.
7. Лушпеев В.А., Лушпеева О.А., Тюкавкина О.В., Стреляев В.И. Методика определения причины обводнения скважин // Научно-технический журнал Георесурсы. 2013. 2(52) С. 44–47.
8. Телков А.П., Стеклянин Ю.И. Образование конусов воды при добыче нефти и газа. М.: Недра, 1965. 164 с.
9. Лаптева К.А. Основные методы предотвращения конусообразования при разработке нефтяных месторождений // Сборник материалов V международной научно-практической конференции «Достижения, проблемы и

перспективы развития нефтегазовой отрасли». Т. 1. Альметьевск: АГНИ, 2020. С. 108–110.
10. Быкадоров А.В. О влиянии конусообразования на процесс выработки запасов в массивных залежах с подошвенной водой // Наука и производство. 2012. №11. С. 71–75.
11. Кесслер Ю.А. Повышение эффективности освоения и разработки нефтяных месторождений балтийского шельфа: специальность 25.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений: дис. канд. тех. наук. Уфа, 2016. 116 с.
12. Леонтьев Д.С. Разработка и исследование технологий ограничения и ликвидации водопритоков в нефтяных скважинах: специальность 25.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений: дис. канд. тех. наук. Тюмень, 2020. 155 с.
13. Леонтьев Д.С., Клещенко И.И., Кичикова Д.В. Факторы риска при эксплуатации нефтяных залежей подстилаемых подошвенной водой // Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна. 2014. Т. 1. С. 124–134.
14. Демахин С.А., Демахин А.Г. Химические метода ограничения водопритока в нефтяные скважины. М.: Недра, 2011. 214 с.
15. Chappelear J.E. A Model of Oil-Water Coning Two-Dimensional, Areal Reservoir Simulation. // Society Of Petroleum Engineers Journal. 1976. Vol. 16 Pp. 65–72.