Дипломная работа на тему "ТЮМГУ | Расчёт дополнительной накопленной добычи нефти в результате применения технологии выравнивания профиля приёмистости"

Работа на тему: Расчёт дополнительной накопленной добычи нефти в результате применения технологии выравнивания профиля приёмистости
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

ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования
«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ФИЗИКО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ
Кафедра моделирования физических процессов и систем

РЕКОМЕНДОВАНО К ЗАЩИТЕ В ГЭК

РАСЧЁТ ДОПОЛНИТЕЛЬНОЙ НАКОПЛЕННОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ В РЕЗУЛЬТАТЕ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОФИЛЯ
ПРИЁМИСТОСТИ

03.03.02 Физика
Профиль «Фундаментальная физика»


Тюмень 2022 год

ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ 3
ГЛАВА 1.МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ 7
1.1. ИЗМЕНЕНИЕ ПРОФИЛЯ ПРИЁМИСТОСТИ 9
1.2. МЕТОДЫ АНАЛИЗА КРИВЫХ ПАДЕНИЯ ДОБЫЧИ 11
ГЛАВА 2. МЕТОДЫ ОЦЕНКИ ВЗАИМОВЛИЯНИЯ СКВАЖИН 19
ГЛАВА 3. ФИЗИКО-МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ 25
3.1. РАСЧЁТ ДОПОЛНИТЕЛЬНОЙ НАКОПЛЕННОЙ ДОБЫЧИ 34
3.2. ВЕРИФИКАЦИЯ РАСЧЁТОВ 36
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 39
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 40
ПРИЛОЖЕНИЕ 1. ПРОГРАММНЫЙ КОД ДЛЯ РАСЧЁТА ПРОНИЦАЕМОСТИ ПОСЛЕ ВОЗДЕЙСТВИЯ 43
ПРИЛОЖЕНИЕ 2. ПРОГРАММНЫЙ КОД ДЛЯ РАСЧЁТА
ОБВОДНЁННОСТИ 46
ПРИЛОЖЕНИЕ 3. ПРОГРАММНЫЙ КОД ДЛЯ РАСЧЁТА ПАРАМЕТРА ??1.49

ВВЕДЕНИЕ
Одним из основных и наиболее известных методов интенсификации добычи нефти является заводнение. В России с помощью данной процедуры добывается приблизительно 95 % нефти. Однако, на данный момент крупные месторождения России, в том числе Западной Сибири находятся на той стадии, когда доля воды в добываемой жидкости – превышает 80 %. Это происходит из- за того, что на поздних стадиях эксплуатации месторождений заводнение приводит к раннему прорыву воды к добывающим скважинам. Месторождения, которые либо только вводятся в эксплуатацию, либо вновь вводимые, характеризуются следующими свойствами: низкой проницаемостью, высокой вязкостью нефти, а также более сложным геологическим строением, следовательно, такие запасы нефти следует относить к категории трудноизвлекаемых. В России доля трудноизвлекаемых запасов нефти превышает 60 % и с каждым годом это количество увеличивается. Анализируя статистику экспертов, можно сказать, что запасы трудноизвлекаемой нефти в развитых промышленных странах являются существенным резервом добычи нефти, это следует из того, что в мире количество таких запасов превышает 1 триллион тонн. В России, как и в других странах мира, занимающихся нефтедобывающей деятельностью, запасы тяжёлой и высоковязкой нефти являются важной составляющей сырьевой базы нефтяной отрасли. Запасы маловязкой нефти примерно в 5 раз уступают запасам тяжелой нефти (162,3 и 810 миллиардов тонн соответственно). Такие страны как Канада и Венесуэла располагают основными и наиболее крупными запасами высоковязкой и нефти, а также США, Россия, Кувейт, Мексика и Китай имеют значительные запасы.
Для того, чтобы продлить время разработки месторождения и, тем самым, повысить коэффициент извлечения нефти (КИН) используется такой метод, как выравнивание профиля приёмистости. Данная технология является перспективным методом увеличения нефтеотдачи, которая способна увеличить время жизни большинства месторождений и повысить эффективность
недропользования. Цель данной технологии заключается в перераспределении потоков между пропластками, т.е. в выравнивании скоростей фильтрации в пропластках, а, следовательно, и фронта вытеснения нефти водой. При проникновении суспензии в пористую породу возникает малопроницаемый экран из-за застревания частиц. Этот малопроницаемый экран препятствует дальнейшему проникновению частиц вглубь пласта, что приводит к уменьшению приёмистости пласта и выравниванию профиля приёмистости.
Для выравнивания профиля приёмистости инженеры используют различные реагенты, которые по своим свойствам подразделяются на гелевые, полимер – дисперсные, осадкообразующие и термотропные. Наиболее распространённые составы – это гелевые композиции, на основе полимера, сшитого катионами поливалентных металлов, жидкого стекла, полимер – дисперсных систем на основе коллоидных растворов бентонитовой глины или мела, и другие, которые при перераспределении потоков формируют гелевый барьер. Каждая из технологий применяется в том или ином интервале температур, а следовательно имеют свои достоинства и недостатки.
Обычно, гелевые реагенты состоят из полимеров и их сшивателей. Осадкообразующие реагенты, также как и гелевые, состоят из двух компонентов, которые образуют нерастворимые осадки в пластовых условиях. Термотропные реагенты также состоят из нескольких компонент, которые вступают в химическую реакцию только при пластовой температуре. Данный процесс представляет собой многоступенчатую систему, в результате которого образуется гель.
Одним из основных рабочих компонент полимер – дисперсных систем является твёрдая дисперсная часть, которая представляет собой в основном мел, древесную муку или глину. Мелкодисперсные частицы при закачке реагента, проникая в пористую среду, осаждаются на поровых каналах, при этом по мере продвижения закупоривают их.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Bedrikovetsky P., Siqueira F. D., Furtado C. A., Souza A. L. S.Modified particle detachment for colloidal transport in porous media. Transport in Porous Media. 2011 г., No 86. P., 353-383 с.
2. M.J. Fetkovich, SPE, Phillips Petroleum Со. Decline Curve Analysis Using Туре Curves, 1980г., 1066-1067 с.
3. Апасов Г.Т. Разработка и исследование комплексной технологии интенсификации добычи нефти и ограничения водопритоков. Автореферат, Тюмень, 2015г., 12-21с.
4. Баренблатт Г. И., Ентов В. М., Рыжик В. М. Движение жидкостей и газов в природных пластах, Москва: Недра, 1984.
5. Бриллиант Л.С., Горбунова Д.В., Завьялов А.С., Симаков Е.В., Бескурский В.В., Рябец Д.А. Управление добычей на основе нейросетевой оптимизации режимов работы скважин на объекте БС8 Западно-Малобалыкского месторождения. - М.: «Нефть. Газ. Новации.»,
№6, 2019 г., 2-4c.
6. Бриллиант Л.С. Комягин А.И. Управление заводнением нефтяных месторождений на основе прокси-моделирования. - М.: «Нефть. Газ. Новации.», №12, 2014 г., 32-37с.
7. Выдыш И.В., Федоров К.М., Анурьев Д. А. Сопоставление эффективности полимер-дисперсных обработок нагнетательных скважин различной конструкции. Вестник Тюменского государственного университета.Физико-математическое моделирование. - М.: « Нефть, газ, энергетика.»,2022 г., Т. 8. № 1 (29), 58-74 с.
8. Ганеева А.Р., Батырбаева Р.А., Галактионова Л.А.. Опыт применения модифицированных полимер-дисперсных систем на никольском месторождении нефти. - М.: «Георесурсы», Казань, 2009 г., 46-47 с.
9. Газизов А.Ш., Низамов Р.Х. Оценка эффективности технологии применения полимер-дисперсной системы по результатам промысловых исследований // Нефтяное хозяйство. – 1990г .,– № 7, 49–52с.
10. Дайк Х., Баус М., Ньюверф Я., Уэзерилл А., Баутс М., Кассим А., Стойка Ф. Новейшие методы увеличения нефтеотдачи: Проект компании «Салым петролеум» по химическим методам повышения нефтеотдачи (проект eor)—успех может быть достигнут только интеграцией. - М.: «Нефтегазовая вертикаль», №5, 2011 г., 65-66 с.
11. Ленченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами. -М.: «Недра», 1998. –394 с.
12. Разработка нефтяных месторождений. Учебное пособие. Тюмень, ТИУ, 2015, 24-26 с., 52-56с.,
13. Ручкин А.А., Ягафаров А.К. Оптимизация применения потокоотклоняющих технологий на Самотлорском месторождении. – Тюмень: Издательство «Вектор Бук», 2005г., – 165 с.
14. Ручкин А.А., Степанов С.В., Князев А.В., Степанов А.В., Корытов Ф.В. Авсянко И.Н. Исследование особенностей оценки взаимовлияния скважин на примере модели CRM. Вестник Тюменского государственного университета. Физико -математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика . 2018. Т. 4. № 4. 148-168с.
15. Силаев К.О. Методы для анализа кривых падения добычи. – Томск, ТУСУР, 2016. ,– 15 c.
16. Степанов С.В., Поспелова Т.А. Новая концепция математического моделирования для принятия решений по разработке месторождений. - М.:
«Нефтяное хозяйство.», 2019 г., 2-5 с.
17. Фёдоров К. М., Шевелёв А. П., Кобяшев А. В., Захаренко В. А., Кочетов А. В., Неклеса Р. С., Усольцев А. В., Гильманов А. Я.// Определение фильтрационных параметров суспензии по
экспериментальным данным, Статья SPE-202018-RU, представленная на Российской нефтегазовой технической конференции SPE, 26-29 октября 2020. Онлайн, 2020., 15 с.
18. Цяофэн Ч. Оценка производительности горизонтальных скважин с многостадийным гидроразывом пласта на основе математического