Арланское нефтяное месторождение доклад

prosretimang

Как показала практика, это решение также себя не оправдало. Широкое развитие глинистых и углистых пород; 4. Долина р. Отсутствие завершенной самостоятельной системы разработки каждого из пластов. Тектоника Расположенная на северо-западе Барская седловина примыкает к обширной Верхнекамской впадине, а на юго-востоке постепенно переходит в Восточный склон Русской платформы. В разрезах эрозионных впадин мощность его увеличивается до метров и более.

На описываемую площадь месторождения падает восточная, более расчлененная часть гряды с сильно пересеченным рельефом. Реки, стекающие с водораздельной возвышенности в Каму, маловедны, очень коротки, имеют глубокие и узкие долины.

Здесь встречаются многочисленные глубокие овраги. Долина р. Камы ассиметричная, с крутым обрывистым правым берегом и пологим левым. Впадающим в неё правобережные притоки, как Ветлянка, Сухаревка, Жидковка и другие более мелкие реки иручейки,являютьсямелководнымиииспользуютсядля удовлетворения нужд населения в хозяйственных целях и как источники технической воды для бурения скважин.

Западная часть площади расположена в бассейне р. Кырыкмас, левого притока р. В климатическом отношении район месторождения относится к зоне континентально умеренно-холодного климата. Лето обычно короткое арланское нефтяное месторождение доклад сравнительно теплое, а зима продолжительная и холодная.

Глубина эксплуатации горизонтов терригенной толщи м. Положение водонефтяного контакта изменяется от до м. Арланское месторождение является многопластовым и относится к разряду крупных нефтяных месторождений России. Нефть - высокосернистая, смолистая, обладает большой вязкостью. Эта особенность осложняет условия ее разработки и переработки. Состав нефти чрезвычайно сложен и разнообразен. Он может заметно изменятся даже в пределах одной залежи. Арланское нефтяное месторождение доклад месте с тем все физико-химические свойства нефти и в первую очередь ее товарные качества определяются составом.

Состав нефти каждого месторождения уникален различны и свойства нефти. Кроме того свойства отчет о преддипломной бухгалтера изменяются при добычи, при движении по пласту, в скважине, системами сбора и транспорта при контакте с другими жидкостями и газами.

Поэтому подробное изучение свойств нефти, ее состав важен для подсчета запасов нефти в залежи, выбора метода повышения нефтеотдачи пласта. Состав нефти классифицируют на элементарный, фракционный и групповой, основными элементами входящими в состав нефти являются углеводород и водород.

Реферат правила безопасности при пожареПроизводственный экологический мониторинг курсовая работаКак оформить приложение к контрольной работе
Налоговая политика государства рефератАнализ обеспеченности предприятия персоналом рефератЭссе по истории про николая 1
Дипломная работа на тему организованная преступностьС какой фразы начинать эссеМетодика расследования преступлений совершенных несовершеннолетними реферат
Реферат по аудиту 2019Физическая и биологическая эволюция рефератРеферат на тему демография казахстана
Оценка приведенной стоимости рефератПравовые основы мониторинга земель курсовая работаРеферат аварии на объектах коммунального хозяйства

Содержание этих элементов в нефти необходимо знать как для нефтепереработки, так и при проектировании методовповышениянефтеотдачипластов. Значительно меньше в нефти других элементов: серы, кислорода, азота.

Баймухаметов К. Излишнее увлечение линейным разрезанием и запоздалый переход к массовой очаговой закачке воды привели к тому, что вплоть до заключительной стадии разработки не сформировалась законченная самостоятельная система заводнения на промежуточные пласты. С го объемы эксплуатационного бурения постепенно наращивались. Геолого-промысловая характеристика пласта П Лозового нефтяного месторождения.

Однако компоненты нефти, включающие эти элементы, во многом влияют на ее физико-химические свойства. Так сернистые соединения нефти вызывают сильную коррозию металлов, снижают товарные качества нефти.

В процессе разработки продолжали исследования глубинных проб пластовой нефти. Исследовано глубинных нефтей - проба из 91 скважины. Арланское нефтяное месторождение доклад I, IV и V раздельных анализов не имеют. Нефть представляет собой смесь углеводородов, содержащую кислородные, сернистые и азотистые соединения. Молярная масса в пределах 67,2 - 89,0. Обводненность продукции за г. Коэффициент сжимаемости - 0. Вязкость воды в пластовых условиях - 0.

Арланское месторождение отмечает юбилей

На Арланском месторождении продуктивным является 4 толщи - известняки турнейского яруса, пласты песчаники ТТНК, корбанатные коллекторы московского яруса и пласт известняка верейского горизонта.

Продуктивность этих толщ, равно как и запасы, сильно различаются. Если ТТНК исследована достаточно полно, то остальные объекты - в гораздо меньшей степени. Если исключить небольшую залежь в верейском горизонте Новохазинской площади, то залежи турнейского яруса меньше всего подготовлены к разработке. Степень изученности объектов определялась их промышленной ценностью. На стадии поисково-разведочных работ производили оперативную разведку запасов в пределах разведанной площади.

Как правило, при этих оценках использовали суммарную толщину всех пластов, а подсчетные параметры определялись как средние, без деления по пластам. Такой прием в те годы был обычным и больших сомнений арланское вызывал.

В связи с тем, что обширную территорию месторождения разведывали по отдельным участкам, находящимся на значительном расстоянии друг от друга, а также поэтапной разведку отдельных площадей со значительным различием вовремени, первоначально считалось, что открывали самостоятельные месторождения: Арланское, Вятское, Николо - березовское, Уртаульское, Новохазинское.

Потомупервыеподсчеты запасов производили поместорождениям, не связанных друг с другом. В связи с недостатком первичной информации некоторые параметры принимали по аналогии или ориентировочно. На дату пересчета существенно увеличилась информация о коллекторах и флюидах. Так, пластовые нефти исследованы по пробам, поверхностные - по из скважин, пористость и проницаемость определена почти по образцов керна.

Увеличение объема исследования керна и флюидов существенно изменили представление о геологическом строение продуктивной толщи нижнего карбона, был рефераты по косметологии темы богатый материал по разработке месторождения.

Естественно, что результаты пересчета запасов стали значительно точнее. Подсчет осуществляли раздельно по пластам. В санитарных зонах населенных пунктов, водозабора, а также в лесоохранной зоне выделены за балансовые запасы. Нефтенасыщенность определялась в основном месторождение доклад зависимости начальная водонасыщенность - пористость и по геофизическим данным. Кроме того, использованы керновыеданныеиз 9 скважин,пробуренныхсовскрытиемпродуктивных пластов раствором нефтяное нефтяной основе.

Следует отметить, что априорное увеличение объемов нефтенасыщенных пород в целом по пластам и площадям в последствии создало большие трудности при анализе и проектировании разработки площадей, особенно, отдельных блоков и участков, а также при переводе запасов в более высокие категории, потому что в каждом случае приходилось производить пересчеты с внесением поправок.

При определении нефтенасыщенности, как правило, используются материалы ГИС. В свою очередь их месторождение доклад основана на петрофизических параметрах керна.

9028584

Бирезин, К. Арланское нефтяное месторождение доклад и др. Результаты исследования остаточной водонасыщенности показали, что существует закономерная зависимость этого параметра от пористости коллекторов. В последние годы К. Коробов установил, что эта зависимость определяется не только пористостью коллекторов, но и их литолого-коллекторскими свойствами.

Арланская площадь введена в разработку в г. С го объемы эксплуатационного бурения постепенно наращивались.

В г. До г. После г. Несколько изменены были границы площади, часть территории отнесена к Николо-Березовской. Все пласты ТТНК были объединены для совместной эксплуатации; обоснована меньшая величина нефтеизвлечения; смещены некоторые линии разрезания. Через 12 лет после начала эксплуатации площади добыча нефти достигла нефтяное максимального уровня и составила в г. В отличие от девонских залежей маловязких нефтей Туймазинское, Шкаповское и др. Подобная картина наблюдалась и по остальным площадям месторождения.

Фонд действующих скважин растет длительное время вплоть до заключительной стадии, достигнув максимума арланское г. Фонд нагнетательных скважин наращивался в соответствии с фондом месторождение доклад до г. Поэтому отношение числа добывающих скважин к числу нагнетательных во времени изменялось незначительно.

Так, в —, т. Постоянство этого параметра во времени, объясняется двумя причинами. Во-первых, одновременно с увеличением числа добывающих скважин пропорционально увеличивалось и число нагнетательных. Во-вторых, такое соотношение в значительной степени поддерживалось целенаправленно, т.

Рост общего числа пробуренных скважин на Арланской площади происходил и после достижения максимума фонда действующих добывающих и нагнетательных скважин, т.

Уменьшение числа действующих добывающих и нагнетательных на фоне увеличения числа пробуренных скважин происходит за счет их выбытия в категорию прочих ликвидированных, пьезометрических, контрольных и др. Скважины этих категорий составляли в г.

Такая динамика связана с массовым выводом скважин из эксплуатации из-за полного их обводнения или же по техническим причинам.

Курсовая работа: Разработка Арланского месторождения

Темпы вывода скважин из эксплуатации, по всей видимости, будут нарастать, т. Отбор жидкости по площади постоянно наращивался и достиг своего максимума в г. За эти годы отбор жидкости снижен с 51,4 до 47,6 млн. Для Арланской площади характерно длительное наращивание фонда скважин, дебита жидкости и, следовательно, отбора жидкости до поздней стадии разработки.

После максимального уровня они снижались пропорционально годовой добыче нефти и составили в г.

  • Внутриконтурный ряд нагнетательных скважин сохранен лишь между участками и V.
  • Максимальное их число 9 включая алексксинские.
  • На первых порах было установлено, что основным продуктивным пластом является самый нижний.
  • Аргиллиты темно-серые, плотные, углистые, зачастую замещаются углями.
  • В климатическом отношении район месторождения относится к зоне континентально умеренно-холодного климата.
  • В промежуточных пластах очень сильно влияние литологического фактора.

Для залежей высоковязкой нефти в целом характерны меньшие темпы отбора запасов, чем из девонских залежей с маловязкими нефтями. Хотя разработка залежей ТТНК Арланской площади осуществлялась с заводнением пластов, для этого объекта специфично не полное восполнение отбираемых объемов закачкой воды. Не смотря на это пластовые давления поддерживались на достаточно высоком уровне.

Такая специфика объясняется активным напором краевых вод в Арланское нефтяное месторождение доклад пласте. В то же время активность напора, видимо, была недостаточной для поддержания нарастающих объемов отбора жидкости.

Особенно заметно уменьшается вероятность освоения пластов небольшой толщины. Соответственно оказались заниженными и объемы закачки воды. Эта страница в последний раз была отредактирована 16 февраля в В геоморфологическом отношении территория расположена в Камско-Бельском понижении на правобережье нижнего течения р.

Этим фактором, на наш взгляд, можно объяснить увеличение приемистости нагнетательных скважин при практически постоянном соотношении числа добывающих и нагнетательных скважин. Предположение, что разница отражает увеличение отбора жидкости из VI пласта, подтверждается опережающей выработкой его запасов.

Процесс обводнения продукции скважин Арланского месторождения характеризуется коротким периодом безводной эксплуатации с быстрым ростом содержания воды.

Вследствие такого характера обводнения отбирается большой объем попутной воды. Возможно, фактический отбор будет несколько меньше за счет более раннего отключения скважин по экономическим причинам, но этот предел в настоящее время прогнозировать сложно. В настоящее время длительная эксплуатация скважин при столь высокой обводненности во многих арланское неоправданна.

Особенно это относится к скважинам, эксплуатирующим несколько разнородных пластов. Очевидно, что во многих из таких скважин наиболее высокопродуктивные пласты полностью обводнились, а небольшое количество нефти поступает из маломощных.

Отчет по практике по геологии, геодезии. Диплом по геологии, геодезии. Контрольная работа по геологии, геодезии. Диплом по экономической теории. Самопроизвольное отключение низкопроницаемых пластов в нагнетательных скважинах, вследствие чего пластовые давления в них остаются низкими и выработка запасов происходит хуже. Отсутствие завершенной самостоятельной системы разработки каждого из пластов.

В первую очередь это относится к худшим пластам. Количество скважин для бурения различных категорий по вариантам разработки было определено в разделе 4. Принципы размещения скважин по эксплуатационным объектам снизу-вверх следующие. По залежам турнейского яруса Арланской, арланское нефтяное месторождение доклад, Новохазинской и Доклад площадей бурение скважин раздельной сеткой не предусматривается.

Разработка доклад вестись с применением технологии зарезки боковых стволов на турней из отработавших скважин терригенной толщи. По отложениям ТТНК, как указывалось в разделе 4. Размещение скважин рассредоточенное, за исключением затопляемой зоны Николо-Березовской площади.

Наиболее актуальными являются задачи определения количества резервных скважин и скважин-дублеров. Количество скважин-дублеров определялось согласно методике [ 6 ], использованной ранее в проекте г. Согласно методике на основании связи между показателями износа, обновления и выбытия фондов [ 7 ], применительно к скважинам, доклад. Использованы материалы официальной статистической отчетности форма ТП по Башкирии за период гг.

Последняя публикация по данному вопросу представлена в [ 8 ]. Обобщение исследований по выявлению причин потери герметичности обсадных колонн [ 6 ] показало, что скорость внутренней коррозии возрастает с увеличением содержания в нефтяном газе Н2S. С учетом изменения скоростей внутренней и наружной коррозии в зависимости от содержания в нефтяном газе Н2S получили эмпирическую расчетную формулу для определения срока службы скважин:. Видим, нефтяное месторождение расчетный средний срок службы скважин больше, чем по девонским месторождениям [ 9 ],приблизительно на 10 лет.

Используется методика расчета необходимого количества скважин-дублеров, приведенная в работе [ 10 ]. Алгоритм программы основан на приближенном методе, где используются проектные данные по новому месторождению и фактические и проектные для старого месторождения. Исходной информацией является: среднедействующий фонд скважин, ввод скважин в эксплуатацию из бурения, срок разработки месторождения, средний срок службы скважин, стоимость строительства одной скважины-дублера.

Расчеты проводились по каждой площади с последующим учетом в стоимости строительства новых скважин. По отложениям среднего карбона на не разбуренных участках Арланской и Николо-Березовской площадей размещение скважин по вариантам 1, 2 с бурением по площадной 9-точечной схеме такое же, как в проекте г.

[TRANSLIT]

По всем площадям имеются варианты разработки только возвратным фондом скважин. Возвратный фонд размещался на карте суммарных нефтенасыщенных толщин при толщине пласта 2,0м и выше. Кроме этого, рассматривается вариант с уплотнением сетки скважин вдвое на ряде участков залежей каширо-подольских отложений см.

К настоящему времени по ТТНК бурение проектных скважин на Арланском месторождении в основном завершено. Исключение составляет участок затопляемой зоны Николо-Березовской площади. Бурение утвержденных точек по проекту г. Не разбуренными остаются только краевые зоны с толщинами до 1,5, реже 2,0 м и ВНЗ с нефтенасыщенными толщинами 2,5 м и даже выше.

Предельная толщина пласта для бурения ограничивается прежде всего технологическим фактором, к которому относится приемистость нагнетательных скважин, в зависимости от толщины пласта при существующем давлении в системе ППД.

По данным [ 11 ] в скважинах с толщиной арланское нефтяное месторождение доклад 1 м и ниже приемистость при рабочих давлениях в системе ППД - 13,5 МПа отсутствует, что предопределяет очень низкий приток в добывающих скважинах.

При совместной перфорации нескольких пластов отрицательное влияние указанного фактора усиливается. Следовательно, для обеспечения надежной приемистости пластов двухметровой толщины необходима раздельная закачка. В целом пласты с толщиной до 1 м слабо охвачены процессом разработки. Арланское нефтяное месторождение доклад из вышеизложенного, размещение скважин для бурения производилось по следующей схеме: на элементе пласта с заданной толщиной производилось симметрия центральная и осевая доклад добывающих и 1 нагнетательной скважины это могут быть еще неразбуренные участки с толщинами 2м и 3м.

На разбуренных участках производилось дополнительное размещение только добывающих скважин. Арланское месторождение было открыто и разведано в конце пятидесятых -- начале шестидесятых, когда в отрасли началось увлечение редкими сетками скважин, и многие специалисты в области разработки начали склоняться к широко пропагандируемой идее редкой сетки.

Увлечение редкими сетками нашло свое отражение и на Арланском месторождении. При расчетах технологических показателей, влияние плотности на нефтеизвлечение не учитывалось. Однако, как показала практика разработки, и эта сетка оказалась слишком редкой. В процессе разработки было выявлено много участков и зон, либо вообще не охваченных разработкой, арланское нефтяное месторождение доклад слабо дренируемых. Поэтому вскоре в проектных документах предусмотрели уплотнение сетки скважин.

Сперва было принято решение о сокращении расстояний между нагнетательными скважинами в разрезающих рядах до м. Однако это мероприятие не решило проблему охвата пластов, особенно промежуточных, заводнением. В процессе реализации этого уплотнения выявилось несоответствие принятой сетки и геологического строения продуктивных пластов. В каждом очередном проекте на первом плане было решение о необходимости дальнейшей модернизации системы разработки.

Наравне с уплотнением сетки постепенно реализовывалось очаговое избирательное заводнение, т. Через 12 лет после начала эксплуатации площади добыча нефти достигла своего максимального уровня и составила в году ,9 тыс.

Фонд действующих скважин растет длительное время вплоть до заключительной стадии, достигнув максимума в г ед.

Фонд нагнетательных скважин наращивался в соответствии с фондом добывающих до г и арланское нефтяное месторождение доклад ед. Рост общего числа пробуренных скважин на Арланской площади происходил и после достижения месторождение фонда действующих добывающих и нагнетательных скважин, так как бурение, хотя и в меньших объемах, продолжается и.

Уменьшение числа действующих добывающих и нагнетательных на фоне увеличения числа пробуренных скважин происходит за счет их выбытия в категорию прочих ликвидированных, пьезометрических, контрольных и др.

Скважины этих категорий составляли в г. Такая динамика связана доклад массовым выводом скважин из эксплуатации из-за полного их обводнения или же по техническим причинам. Отбор жидкости по площади постоянно наращивался и достиг своего максимума в г 51,4 млн. Для Арланской площади характерно длительное наращивание фонда скважин, дебита жидкости и, следовательно, отбора жидкости до поздней стадии разработки.

Для залежей высоковязкой нефти в целом характерны меньшие темпы отбора запасов, чем из девонских залежей с маловязкими нефтями. Хотя разработка залежей ТТНК Арланской площади осуществляется с заводнением пластов, для этого объекта специфично неполное восполнение отбираемых объемов закачкой воды. Несмотря на это пластовые арланское нефтяное поддерживались на достаточно высоком уровне. Такая специфика объясняется активным напором краевых доклад в СV пласте. Начиная с г.

Анализ соответствия основных фактических и проектных технологических показателей по Ген. Максимальный уровень добычи нефти по проекту - тыс. Фактическая наибольшая добыча нефти - ,9 тыс. Такое расхождение объясняется тем, что в проекте г. Отбор жидкости в максимуме во всех пластах значительно превышали запроектированные. В дальнейшем этот разрыв все более увеличивался. В г. Обводненность превышала проектную практически в течение всего периода разработки.

Так, по проекту г.

Арланское нефтяное месторождение

По проекту г. Фонд добывающих скважин постоянно наращивался и, начиная с г. Фонд нагнетательных скважин, наоборот, практически всегда был ниже проектного. Так, в г. Дебит жидкости скважин до г.

Разработка Арланского нефтяного месторождения

Иногда эта разница была весьма существенной. Например, в г. Фактическая приемистость нагнетательных скважин в течение всего срока разработки была выше проектной.

Арланское нефтяное месторождение доклад 8670

Из приведенных выше данных видно, что Арланская площадь месторождения находится на поздней стадии разработки, характеризуется большой обводненностью, высокой выработкой запасов выработка запасов близится проектным показателям. Суммарный отбор воды за весь период разработки более чем в два раза больше проектного. Уплотнение сетки скважин в основном на высокопродуктивных зонах пластов было недостаточно обоснованным, так как не решило проблему выработки запасов маломощных промежуточных пластов.

Все это требует поиска новых методов воздействия на арланское нефтяное месторождение доклад с целью увеличения нефтеотдачи и уменьшения попутно - добываемой воды. Разработка Арланского месторождения с точки зрения выработки запасов отличается исключительной сложностью, которая связана с рядом особенностей:.

Арланское нефтяное месторождение доклад 3730

Большинство проектных решений были так или иначе предопределены этими особенностями. Проектная величина нефтеизвлечения по отдельным площадям и месторождению изменялась по мере накопления информации о строении пластов, площадей и отдельных участков.

Существенные поправки вносили и по мере накопления опыта разработки. В первом ориентировочном подсчете запасов нефти и схеме разработки Арланской площади коэффициент нефтеизвлечения арланское нефтяное месторождение доклад принят равным 0,4 по верхнему и 0,5 по нижнему этажам. Однако арланское нефтяное месторождение доклад в г величина КИН была увеличена до 0, В подсчете запасов нефти Новохазинской площади г КИН принят 0,55 для верхней и 0,50 для нижних пачек.

В г выполнен подсчет запасов Николо-Березовской плащади повторно. Если в первом подсчете г КИН был принят равным 0,55, то во втором его величина уменьшилась до 0, Изменения КИН наблюдались и позднее. Если в г в анализе арланское нефтяное месторождение доклад по Арланской площади он сохранен на прежнем уровне 0,55, то в г по Николо-Березовской площади КИН вновь увеличен до 0, К г четко выявились основные недостатки системы разработки.

Самым главным был вывод о недостаточной плотности сетки скважин. Геолого-физические условия разработки оказались намного сложнее, чем предполагалось при проектировании. Проектные показатели уровня добычи нефти, объемов отбираемой жидкости и закачки воды не достигались. Поэтому в г было начато уплотнение сетки скважин до рациональных величин. Необходимо отметить, что при уплотнении сетки была допущена ошибка, которая заключалась в том, что уплотнение производилось в первую очередь на высокопродуктивных участках.

При этом еще больше интенсифицировалась разработка основных пластов. Пространства имён Статья Обсуждение. Просмотры Читать Править Править код История. Эта страница в последний раз была отредактирована 16 февраля в