Краткая геолого-промысловая характеристика месторождения (стратиграфия, литология, нефтегазоводоносность, коллекторские свойства) Организационная структура цеха по добыче нефти и газа филиала ОАО «АНК«Башнефть» Башнефть-Янаул» Новые технологии, применяемые в цехе, схемыВ турнейском ярусе выявлено несколько залежей нефти приуроченных к наиболее приподнятым участкам залегания турнейских известняков, представленных чередованием разностей. Представлена она темно-серыми аргиллитами и светло-серыми и бурыми алевролитами и песчаниками. Песчаники и алевролиты, являющиеся коллекторами нефти, имеют кварцевый состав и обычно слабо или средне сцементированы. Всего насчитывается до шести - восьми пластов (нефтенасыщенными являются верхние шесть - семь пластов). Пласт Cvio на Арланском месторождении сильно неоднороден и представлен обычно 1-2, редко 3, а в эрозионных разрезах и большим количеством пропластков с толщиной каждого из них 1-4 м.Разрез осадочной толщи месторождения изучен до глубины 4516 м.В состав НГДУ «Арланнефть» на 01.01.2002 года входят следующие структурные подразделения: 1) Цех по добыче нефти и газа №1 - расположен у деревни Ташкиново Краснокамского района Республики Башкортостан, находится в 7 км. от города Нефтекамска. 2) Цех по добыче нефти и газа №2 - расположен у деревни Ашит Краснокамского района Республики Башкортостан, находится в 24 км. от города Нефтекамска. 4) Цех по добыче нефти и газа №4 - расположен у деревни Шушнур Краснокамского района Республики Башкортостан, находится в 28 км. от города Нефтекамска. 5) Цех по добыче нефти и газа №6 - расположен на базе цеха добычи нефти и газа №1 у деревни Ташкиново. 6) Цех по добыче нефти и газа №5 - расположен у деревни Шушнур Краснокамского района Республики Башкортостан, находится в 28 км. от города Нефтекамска.
План
Содержание
Введение
1. Общие сведения о месторождении
2. Конструкция скважин, глубина залегания продуктивных пластов, пластовое давление
Список литературы
Введение
Несмотря на трудности последних лет, Россия по-прежнему входит в число ведущих нефтедобывающих стран мира. Это обусловлено не только значительными разведанными и перспективными запасами углеводородного сырья и объемами его добычи, но и достигнутым технологическим уровнем разработки нефтяных месторождений.
Россия имеет уникальный опыт использования заводнения в различных геолого-физических условиях месторождений нефти. Многолетний опыт его применения позволил сформулировать решения по основным принципиальным положениям практической реализации этого метола. К ним относятся область применения заполнения, время начали искусственного заводнения, система размещения скважин, плотность их сеток, система заводнения, технология заводнения, время отключения обводнившихся скважин, теми разработки, нефтеотдача, разработка водонефтяных зон, разработка многопластовых месторождений, контроль процесса разработки месторождения, ее регулирование и др.
Широко применялись различные виды заводнения: законтурное, приконтурное, внутриконтурное (включая поперечное, продольное, блоковое, избирательное, очаговое) и др.
Наибольшее распространение получило внутриконтурное заводнение, обеспечивающее более 90% нефти.
Были обоснованы и внедрены различные системы размещения скважин: рядные (трехрядные, пятирядные), площадные (пятиточечные, семиточечные, девятиточечные) и др.
Наиболее распространена трехрядная система, которая позволяет более успешное регулировать процесс разработки с целью получения максимального охвата пласта вытеснением нефти* водой. В последние годы для разработки низко проницаемых коллекторов часто проектируются более я активные площадные системы.
Достаточно широк диапазон применяемых плотностей сеток скважин при заводнении (от 10 до 50 га/скв), однако в последние годы проявляется общая тенденция дополнительного уплотнения сеток скважин для залежей с трудно извлекаемыми запасами нефти. Широкое использование заводнения позволило значительно повысить эффективность разработки нефтяных месторождений. Однако иногда стремление всеми средствами обеспечить высокую добычу нефти в стране приводило к недооценке негативных последствий принимаемых решений. Уже в начале 80-х годов в развитии нефтяной промышленности появляются определенные трудности, а с 1988 г., уровень добычи нефти в России начал постоянно снижаться. Ухудшились и другие показатели добычи нефти: средний дебит старых скважин уменьшился с 25 т/сут. в 1980 г. до 9 т/сут. в 1994 г., а 1 дебит новых скважин - с 40 до 11 т/сут.
За последние 25 лет доля остаточных извлекаемых запасов нефти в подгазовых зонах, низко проницаемых коллекторах, а также доля высоковязких нефтей увеличилась от 0.17 до более 0.5. В России сейчас имеется 6.6 млрд. т. нефти повышенной вязкости (более 30 МПА*с), в том числе 3.8 млрд. т. нефти вязкостью более 100 МПА*с. Постоянно увеличиваются запасы нефти, содержащиеся в обводненных пластах, дополнительная разработка которых обычными технологиями становится нерентабельной. За 1980-1995 гг. запасы нефти в пластах со степенью выработанности более 50% возросли в 1.5 раза, а более 80% - в 4 раза.
Проведенный анализ показывает более низкую эффективность выработки трудно извлекаемых запасов нефти существующими технологиями. Так, если средний проектный коэффициент извлечения нефти по месторождениям Урало-Поволжья составляет 0.42, то по месторождениям с низко проницаемыми коллекторами - 0.28, в подгазовых зонах - 0.25, в карбонатных коллекторах - 0.29. Дальнейшее ухудшение структуры запасов еще более снижает проектный коэффициент извлечения нефти: в подгазовых зонах карбонатных коллекторов он составляет 0.23. Если к этим двум осложняющим разработку факторам добавляется низкая проницаемость, то коэффициент извлечения нефти уменьшается до 0.21.
Таким образом, структура запасов и состояние разработки месторождений России требуют ускоренного создания, испытания и широкого применения технологий воздействия на пласты, обеспечивающих дополнительное увеличение нефтеотдачи и возможность эффективного освоения трудно извлекаемых запасов нефти. Для этого необходимо интегрированное использование достижений многих наук, в том числе физики, химии, термодинамики, микромеханики движения флюидов в пористых средах с учетом микро- и макронеоднородности пластов, поверхностных свойств коллектора, свойств пластовых жидкостей, динамики их взаимодействия с закачиваемыми агентами.
Важное направление в совершенствовании технологий нефтеизвлечения связано с увеличением объема выработки пласта добывающими скважинами. Это направление реализуется путем использования горизонтальных (ГС) и многозабойных (МЗС) скважин, гидроразрыва пласта (ГРП), а также специального оборудования для добычи нефти. Применение ГС и МЗС может увеличить нефтеотдачу на 3-5% по сравнению с заводнением с использованием вертикальных скважин, дебиты скважин - в более 2-10 раз, сократить число необходимых скважин на месторождении. Наиболее эффективны ГС в низко проницаемых высоко неоднородных пластах, в подгазовых и водонефтяных зонах, пластах небольшой толщины, в сильнотрещиноватых коллекторах. Однако, к сожалению, ГС и МЗС еще не нашли широкого применения на месторождениях страны.
К настоящему времени в России пробурено 200 ГС (для сравнения, в мире ежегодно бурится около 1000 ГС), почти половина из них не обеспечивает проектную потенциальную эффективность работы. Во многом это связано с техническими проблемами направленного бурения ГС и вскрытия пластов. Необходимы надежные технологии ремонта ГС, изоляции водопритоков в горизонтальных частях скважин, обработки в них заданных интервалов. Требуют совершенствования методики проектирования разработки месторождений с ГС и МЗС.1. Афанасьев А.В., Горбунов АЛ., Шуетев И.Н. Заводнение нефтяных место рождений при высоких давлениях нагнетания. - М.: Недра, 1975. - 214 с.
2. Дмитриев Л.П., Ильяев В.И., Огай Е.К. Опыт контроля регулирования разработки многопластового местрождения Узень при внутриконтурном заводнении // Нефтепромысловое дело. - 1975. - Вып. 4. - С. 6-7.
3. Тазетдинов Р.К., Тимашев ЭЖ Определение оптимального давления нагнетания воды в нефтяные пласты по промысловым данным // Нефтепромысловое дело. - 1979. - Вып. 5. - С. 23-26.
4. Оптимизация режимов работы скважин / Ю.А. Балакирев, В.П. Оноприенко, И.А. Стрешинский и др. - М.: Недра, 1981. - 221 с.
5. Лозин Е.В. О рациональных условиях энергетического состояния объектов разработки в поздней стадии / Геология нефти и газа. - 1972. - №8. - С. 39-44.
6. Исследования и ликвидация перетоков воды в непродуктивные пласты в нагнетательных скважинах / В.А. Блажевич, В.Г. Уметбаев, В.А. Стрижнев, Р.К. Шарафутдинов // Нефтепромысловое дело. - 1976. - Вып. 7. - С. 44-47.
7. Патент РФ №2072031. Способ разработки многопластового нефтяного месторождения с коллекторами различного типа строения.
8. Айткулов А.У. Определение оптимального давления нагнетания воды // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. - 1984. - №5. - С. 9-11.
9. Патент РФ №2096597. Способ разработки нефтяной залежи.
10. Журнал нефтяное хозяйство 07/2001 г.
Размещено на .ru
Вы можете ЗАГРУЗИТЬ и ПОВЫСИТЬ уникальность своей работы
