Динамика и состояние разработки Туймазинского месторождения.

Определения, обозначения и сокращения 7
Введение 8
1 Геолого-промысловая характеристика Туймазинского месторождения 10
1.1 Общие сведения о месторождении 10
1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза 10
1.3 Общая характеристика продуктивных пластов 15
1.4 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов 19
2 Динамика и состояние разработки Туймазинского месторождения 21
2.1 Анализ показателей разработки 21
2.2 Анализ фонда скважин 23
3 Обзор существующих потокоотклоняющих технологий 24
3.1 Потокоотклоняющие составы в ограничении водопроводящих каналов пласта 24
2.2 Классификация осадкогелеобразующих технологий 26
3.3 Виды воздействия потокоотклоняющими технологиями 28
3.4 Потокоотклоняющие технологии применяемые в АНК “Башнефть” 29
3.5 Опыт применения потокоотклоняющих технологий в НГДУ «Туймазанефть» 32
4 Проектирование технологии увеличения нефтеотдачи пласта с применением композиции биоПАВ КШАС–М и модифицированной госсиполовой смолы 35
4.1 Выбор метода воздействия 35
4.2 Выбор участка воздействия 36
4.3 Мероприятия по подготовке внедрения технологии с применением композиции биоПАВ КШАС-М 38
4.4 Технические средства, материалы, оборудование, необходимые для осуществления технологии 39
4.5 Технология применения композиции биоПАВ КШАС-М и модифицированной госсиполовой смолы 40
4.6 Расчет технологических параметров закачки композиции биоПАВ КШАС-М 42
4.7 Оценка ожидаемого технологического эффекта 43
5 Экономическое обоснование проектируемого мероприятия 54
5.1 Технико-экономическая характеристика Туймазинского НГДУ 54
5.2 Расчет экономической эффективности мероприятия 57
6 Охрана труда и техника безопасности 67
6.1 Основные направления обеспечения безопасности добычи нефти и газа в НГДУ “Туймазанефть” 67
6.2 Требования безопасности при работе с реагентами биоПАВ КШАС-М 69
7 Экология 74
7.1 Факторы техногенного воздействия 74
7.2 Основные источники загрязнения окужающей среды на Туймазинском месторождении 75
Заключение 80
Список использованных источников 81
Приложение А. Обзорная карта района Туймазинского нефтяного месторождения 83
Приложение Б. Характеристика продуктивных пластов и объектов 84
Приложение В. Основные технологические показатели разработки Туймазинского нефтяного месторождения на 01.01.2010г. 85

Весь текст будет доступен после покупки

Высокие темпы добычи нефти с применением установок по поддержанию пластового давления на нефтяных месторождения, со сложными геолого-физическими особенностями разрабатываемых объектов (неоднородными по проницаемости, с аномально-вязкостными свойствами неньютоновских флюидов и другие) приводят к росту обводнения добываемой продукции скважин. Нефтяные месторождения вступили в последнюю стадию разработки, игнорируя остаточные запасы нефти, имеющие в свою очередь большой объём.
Опыт разработки нефтяных месторождений при различных геолого-промысловых условиях говорит о том, что обводненность скважин со временем только растет. Обьем добытой воды в разы больше нефти. Происходит потеря нефти в застойных и низкопроницаемых конечных зонах из-за того, что заводнение имеет низкий охват. Главной причиной преждевременного обводнения является слоистая неоднородность объектов разработки, а также естественная и техногенная трещиноватость коллекторов, характерная для призабойной зоны нагнетательных скважин. В связи с этим проводится анализ, поиск и внедрение потокоотклоняющих технологий, которые позволяют снизить проницаемость промытых зон пласта и уменьшить степень его неоднородности в направлении вытеснения.
Технико-экономическая эффективность рассматриваемых технологий оценивается по дополнительной добыче нефти и снижению объема попутно-добываемой воды за счет понижения обводненности продукции скважин, а также по получению дополнительной прибыли.
В промышленных масштабах потокоотклоняющие технологии начали применять в АНК “Башнефть” с 1986 года. Вначале технологии основывались на принципе распределение осадка и гелей на относительно больших радиусах от забоя нагнетательной скважины. На сегодняшний момент большее внимание уделяется использованию потокоотклоняющих технологий для снижения объемов попутно-добываемой воды. Целью внедрения становится выравнивание профилей приемистости нагнетательных скважин, вовлечение в них ранее интервалов, которые не вырабатывались.
Задачами данной работы является анализ Туймазинского нефтяного месторождения НГДУ «Туймазанефть» ООО «Башнефть-Добыча» ОАО АНК «Башнефть». Туймазинское нефтяное месторождение находится на поздней стадии разработки. В 2009 г. по месторождению добыто 537,9 тыс.т нефти, что составляет 0,08 % от начальных геологических запасов. Жидкости отобрано 5756,7 тыс.т, обводненность продукции 90,7 % [1].

Весь текст будет доступен после покупки

1 Геолого-промысловая характеристика Туймазинского месторождения
1.1 Общие сведения о месторождении
Месторождение расположено в западной части Республики Башкортостан (Туймазинский район) и восточной части республики Татарстан (Бавлинский и Ютазинский районы), в 190 км от столицы Башкортостана г. Уфы. Месторождение введено в промышленную разработку в 1937 г. Обзорная карта района расположения месторождения показана на рисунке А1 в приложении А.
По геологическому строению Туймазинское нефтяное месторождение относится к сложным, по количеству извлекаемых запасов – уникальным. Начальные запасы нефти Туймазинского нефтяного месторождения оценены по категории А+С1 и составляют: 653086 тыс.т - геологические, 350080 тыс.т – извлекаемые; по категории С2: 21428 тыс.т - геологические, 5399 тыс.т – извлекаемые [1].

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
На Туймазинском месторождении скважинами вскрыты породы кристаллического фундамента R, девонской системы D, каменноугольной системы С, пермской системы P, четвертичной системы Q. Отложения кристаллического фундамента представлены биошитовыми парагнейсами и гранитами. На биошитовых гнейсах несогласно залегают зеленовато – серые гидрослюдистые аргиллиты, которые переслаиваются с кварцево – палеошпатовыми алевролитами. Вскрытая толщина месторождения составляет 1900 метров.
Девонская система D представлена отложениями среднего (D2) и верхнего (D3) отделами. Средний девон (D2) состоит из эйфельского (D2ef) и живетского (D2gv) ярусов.
Эйфельский (D2ef) ярус представлен кольцеоловым (D2kl) и бийским (D2bs) горизонтами. Бийский горизонт (D2bs) сложен известняками серыми с редкими прослоями мергелей, аргиллитов и алевролитов глинистых и известковистых. В промысловой практике они получили название “нижний известняк”, толщина горизонта - от 6 до 12 метров.
Живетский (D2gv) ярус представлен старооскольким (D2st) и муллинским (D2ml) горизонтами. Старооскольский (D2st) горизонт состоит из воробьевской (D2vb) и ардатовской (D2ar) свит, они представлены пачкой глинисто-карбонатных пород толщиною от 0 до 4 метров.
Воробьевская (D2vr) свита старооскольского горизонта (D2st) живетского яруса (D2g) имеет не повсеместное развитие, представлена алевролитами и аргиллитами. Толщина горизонта - от 0 до 3 метров.
Ардатовская (D2ar) свита сложена преимущественно терригенными породами. В его составе выделяются нижний песчанистый пласт DIV, песчаный пласт DIII и карбонатная пачка “средний известняк”. В большинстве разрезов известняки перекрываются мергельно-аргиллитовой пачкой, в породах которых встречаются включения сидерита. Толщина горизонта - от 20 до 40 метров.
К муллинскому (D2ml) горизонту относят песчаный пласт DII кварцевый, мелкозернистый, переходящий местами в крупнозернистые алевролиты. Верхняя аргиллитовая карбонатная пачка является метологическим разделом между песчанистыми пластами DII и DI и называется “глинистым разделом”.
Он частично размыт, а местами произошел полный размыв. В местах полного размыва отмечается слияние песчанистых пластов DII и DI. Толщина горизонта - от 19 до 33 метров.
Верхний (D3) отдел представлен франским (D3f) и фаменским (D3fm) ярусами. Франским (D3f) ярус состоит из нижнефранского (D3f1), среднефранского (D3f2) и верхнефранского (D3f3) подъяруса.
Нижнефранский (D3f1) подъярус представлен пашийским (D3ps) и кыновским (D3kn) горизонтами.
Пашийский горизонт (D3ps) сложен песчанистыми и песчано–алевролитовыми породами с прослоями аргиллитов. Его граница совпадает с границами промыслового объекта – пласта DI. Песчаники пласта DI кварцевые, мелкозернистые с незначительным количеством кварцевого, глинистого и карбонатного цемента. Алевролиты по составу кварцевые с различной степенью примеси глинистого материала. Толщина меняется от 15 до 50 метров.
Кыновский горизонт (D3kn) сложен аргиллитами зеленовато-серыми и коричневыми, сланцеватыми и оскольчатыми. В основании горизонта прослеживается прослой известняка репер “верхний известняк”. Толщина горизонта составляет от 25 до 35 метров.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Проект разработки Туймазинского нефтяного месторождения
БашНИПИнефть, Уфа, 2010 г.
2. Годовые и месячные отчёты отдела разработки НГДУ «Туймазанефть» за 2005г.-2010г.
3. Сафонов Е.Н., Алмаев Р.Х. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана. - Уфа: РИЦ АНК “Башнефть”, 1997.
4. Бурдынь Т.А., Горбунов А.Т., Лютин Л.В. Методы повышения нефтеотдачи пластов при заводнении. - М.: Недра, 1983.
5. Осадкогелеобразующая технология для уменьшения отборов попутной воды из высокодебитных пластов.КОГОР. – Уфа: БашНИПИнефть, 1996.
6. Л.Н. Загидуллина, В.Е. Андреев, Ю.А. Котенев, И.М. Назмиев, Ш.Х. Султанов Повышение эффективности процесса нефтеизвлечения в залежах нефти с применением биотехнологии . – Пермь, 1997.
7. Симаев Ю.М. Технология увеличения нефтеотдачи при обработке очаговых нагнетательных скважин оторочками биоПАВ и биополимера симусан // ВНИИОЭНГ, НТЖ “Нефтепромысловое дело”. – 1994.
8. Гафарова З.Р. Учебно-методическое пособие по выполнению курсовой работы и экономической части дипломных проектов /З.Р. Гафарова.-Уфа: УГНТУ, 2000.- 48 с.
9. Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности. (ВНИИ по технике безопасности, ВНИИ природных газов, Государственная газовая инспекция Мингазпрома). - М: Недра, 1974.
10. Хлопков В.В. Организация охраны труда на предприятии. - Киев: Богородский печатник, 1995. - 190 с.

Весь текст будет доступен после покупки