Розробка Арланського родовища

[ виправити ] текст може містити помилки, будь ласка перевіряйте перш ніж використовувати.

скачати

Зміст

1 Геологічна частина

1.1 Коротка геолого-промислова характеристика нафтового родовища

1.2 Основні відомості про стратиграфію, літології і тектоніці

1.3 Характеристика нафт, газів і пластових вод

2 Технологічна частина

2.1 Поточний стан розробки і динаміка основних технологічних показників родовища

2.2 Обводнення свердловин і пластів

2.3 Дослідження пластів та продуктивності свердловин

2.4 Розрахунок нафтовіддачі залежно від пружних властивостей рідини і породи

3 Проектна частина

3.1 Аналіз системи і технологія розробки

3.2 Порівняльний аналіз результатів та особливості розробки нафтових покладів

3.3 Проектування методів підвищення нафтовіддачі пластів

Висновок і пропозиції

4 Організаційна частина

4.1 Охорона праці, техніка безпеки та протипожежні заходи при розробки нафтових і газових родовищ

4.2 Охорона навколишнього середовища в процесі розробки продуктивних пластів

Висновок

Список використаної літератури

Введення

Відкриття комор «чорного золота» поклало початок динамічному розвитку північно Західно околиці Башкортастана. У 1957 році буровики КрасноКраснохолмской контори тресту «Башвостокнефтеразведка» пробурили тут близько 80 розвідувальних та оціночних свердловин для приблизного розрахунку запасів нафти. Для її видобутку необхідно було в самі короткі терміни створити потужне сервісне підприємство, здатне забезпечити більші обсяги видобутку життєво важливої ​​сировини. Їм стало нафтопромислу «Арланнефть» з центром у п. Миколо-Березівка, організоване 24 червня 1957. Вже до літа 1958 року був побудований і зданий в експлуатацію магістральний нафтопровід Кутер - Уфа, а в липні того ж року Арланського нафту, почала надходити на Уфімський нафтопереробний завод.

Застосовуючи все нове і передове, нафтовики Арлану швидко нарощували видобуток вуглеводневої сировини. Один за іншим організувалися нові промисли. Управління росло й розвивалося, перетворившись незабаром в одне з найбільших нафтогазовидобувних підприємств республіки і галузі. У 1970 році НГВУ «Арланнефть» вийшло на перше місце в АНК «Башнефть» з видобутку нафти і утримує цю позицію до цих пір. У 1981 році управління нагороджено орденом Трудового Червоного прапора. У 1982 році досягнуто максимальний обсяг річного видобутку нафти - 8795 тис. тонн. За 40 років діяльності нефтідобитчікі Арлану витягли з надр 250 млн. 534 тис. тонн «чорного золота», ввели в експлуатацію 6350 тис. кв. м житла. НГВУ «Арланнефть» видобуває щорічно близько 4,5 млн. тонн, розробляє 5 родовищ.

1 Геологічна частина

1.1 Коротка геолого-промислова характеристика нафтового родовища

Арланское родовище - одне з великих родовищ Башкирії. Це родовище має ряд особливостей, які обумовлюють систему розробки:

- Родовище займає величезну площу і розробляти її можливо із застосуванням всіх видів заводнения (контурне, законтурне);

- Родовище многопластовой, продуктивні пласти дуже неоднорідні, що зумовлює застосування роздільної закачування води з диференційованим тиском;

- Поклади містять нафту підвищеної в'язкості. Витяг нафти звичайними методами заводнения призводить до різкого збільшення попутно видобувається води та зниження нафтовіддачі;

- У нафті міститься невелика кількість розчиненого газу (фонтанний спосіб виключається).

Арланського нафтоносна площа Арланського нафтового родовища розташована на північному заході Башкирії в межиріччі річок Ками і Білої (Арланського-Дюртюлінський вал) Бірської сідловини. Площа нафтоносності складає 460 км 2. На північному сході до Арланського площі примикає Ніколо-Березовська площа, на південно-сході - Ново-Хавінская, на північно-заході - Вятская. Арланського площа розташована на території Краснокамського району.

Арланское нафтове родовище приурочено дуже до великого підняття платформного типу з кутами падіння крил 20 ° -40 °.

Загальна розкрита потужність осадового покриву на Арланського нафтовому родовищі перевищує 3000 м., при цьому на частку Бавлінскіх родовищ припадає понад 3120 м. Девонські родовища представлені внизу теригенними і теригенно - карбонатними породами, верхні - гасмі-карбонатними відкладами.

Основним промисловим відкладенням є пісчані пласти, теригенним товщі нижнього карбонату, крім того-нафту.

Так само нафту виявлена ​​у вапняку турнейского ярусу. Вивчено кілька покладів нафти, приурочених до найбільш піднесеним ділянках залягання турнейского вапняків, представлених чергуванням артоногенно-уламкових згустків і органо-шламових різниць. Дебіт свердловини з турнейского вапняків коливається 0.1 - 5.2 м / с, з вмістом води від 12% до 30%.

У розрізі багатьох свердловин в добріковском горизонті зустрічаються вуглецево-глинисті сланці з прошарками і лінзами кам'яного вугілля потужністю від 30 - 40 см до 19-30 м. Піщаники і алевроліти є колекторами нафти, мають кварцовий склад. Усього налічується 6-8 пластів, нефтенасищенной є верхні 6-7 пластів.

До 1956 року було пробурено 4 глибоких розвідувальних свердловин № 1,2,3,4, з глибиною близько 2000м, які розкрили бавлінскіе відкладення. Ці свердловини в загальних рисах виявили відповідність тектоніки нижньокамскі і кам'яно вугільних відкладень і невідповідність їх по девонським відкладенням.

Перші розвідувальні свердловини, згідно проекту, закладалися по трикутнику з відстанню між свердловинами 7-8км. Глибина становила 1400м, з проектним горизонтом-турнейского ярус нижнього карбону. У завдання свердловин ставилося з'ясування і деталізація тектоніки і контуру нафтоносності поклади нафти в вугленосному горизонті. Була змінена методика. В основу була покладена профільна сітка з відстанню між свердловинами і профілями 2 км.

У среднекаменноугольних відкладах за даними керна виділяються нафтоносні пласти, приурочені до відкладення наступних горизонтів: Каширському і Верейського. Нафтоносних пластів не рівномірна. Геологічна будова вятской площі в результаті проведеного буріння глибоких розвідувальних і структурно-пошукових свердловин вивчено досить детально.

Загальна потужність осадових народ від верхнепермскіх до відкладення бавлінской свити становить близько 2075м. В геологічній будові площі беруть участь осадові породи наступних геохронологічних систем: додевонскіе / бавлінскіе /, девонські, кам'яновугільні, пермські і четвертинні.

1.2 Основні відомості про стратиграфію, літології і тектоніці

Теригенних товща нижнього відділу кам'яновугільної системи представлена ​​відкладеннями Єлховський, радаевского, Бобриковського і тульського горизонтів вязейского ярусу.

Бобриківського горизонт.

Складний піщано-глинистими і углисто-глинистими породами. Вгору по розрізу на аллергітах залягає найбільш потужний пласт цього горизонту, який позначений індексом Сv1. Пласт широко розвинений на всій площі Арланського родовища. Представлений він пісковиками сірими і буро-сірими, кварцовими, в основному дрібнозернистими, в різному ступені глинистими. Потужність пласта змінюється в межах від 0 до 30 м.

Породи шостого пласта перекриваються аргілітами, які добре простежуються за площею і за її межами. Дана частина розрізу, потужністю до 3 метрів, представлена ​​світло-сірим каолітовим щільним аргілітом. Вище залягає пласт алевроліту невеликої потужності 0,4 - 1 м., який в південно-східній частині родовища переходить в глинистий піщаник і найчастіше об'єднується з пластом Сv1.

Вище аргілітів залягає піщано-алевролтовий пласт СV0. Пісковики темно-сірі і сірі з буруватим відтінком, кварцові, тонкозернисті, глинисті, слабоцементірованние, іноді вапнякові.

На родовищі пласт представлений переважно щільними породами і ділянками, не є колектором. Потужність його зазвичай не перевищує 3 метри.

Вище розріз представлений пачкою піщано - алевроллітових порід, яка поділяється малопотужним аргеліту на два самостійних продуктивних пласта С у (нижній) і С у1 (верхній), який представлений нерівномірно-глинистими і буро-сірими пісковиками.

Пісковики п'ятого пласта темно-сірі, глинисті, слабоцементірованние, перелістие з включеннями світло-сірих різниць, в окремих випадках вапнякові, іноді спостерігається перехід їх у алевроліти. Потужність пласта в середньому близько 3 метрів.

Вище по розрізу слід аргеллітовий уславився. Аргіліти темно-сірі, дисперсні, вьдержанние за площею, мають чітко виражену геофізичну характеристику.

Зазначений уславився перекривається малопотужним алевролітовим пластом (З 1у0). Він заміщається ізвестковістих алевролітами і вапняками. Пісковики цього пласта темно-буро-сірі, тонко-дисперсні, нерівномірно-глинисті, іноді сильно ізвестковістих. Потужність їх не перевищує 2 м.

На ізвестковістих аргілітів залягає пласт З 111, представлений піщано-алевролітовимі породами. Пісковики темно-буро-сірі, кварцові, сильно глинисті, олевроліти ізвестковістих. Потужність пласта змінюється в межах 0,8 - 6,5 м. Пласт З 11 має самий широкий розвиток на всьому Арланського родовищі. Піщані породи пласта буро-сірі, темно-сірі, кварцові, дрібнозернисті, нерівномірно-глинисті, слабоцементірованние.

Потужність пласта змінюється в широких предків і сягає 12 м. Пласт З 1 по суті має слабкий розвиток на родовищі. Пісковики темно-сірі, кварцові, глинисті, в менш глинистих ділянках нефтенасищенной. Потужність пласта не перевищує 3 м.

На певних ділянках родовища пласт З 1 перекривається аргіллітовим шаром невеликої потужності. На ці пласти залягають карбонатні породи тульського горизонту.

Аргіліти темно-сірі, прошарками алеврітістие, ділянками інтенсивно пірітізірованние, в нижній частині окремнелие. Іноді серед аргілітів зустрічаються тонкі прошарки (до 2х см.) сідерітовой породи, складені великими сфероліти діаметром до 3-х мм.

Алевроліти кварцові дрібнозернисті з глинистим і глинисто-угловістим цементом порового і базального типів, ділянками цемент кальцитова.

Потужність горизонту звичайно 2 - 3 метри, але іноді зменшується до 0,5 метрів. Збільшення потужності відкладення горизонту до 4-5 метрів.

Радаевскій горизонт.

До радоевскому горизонту відноситься пачка аргілітів-піщаних порід, що залягає безпосередньо на аргілітів Єлховський горизонту.

Аргіліти складені темно-сірим, щільними, міцними, кутасті різницями, іноді породи сильно сідерітізіровани, відзначаються також відбитки та залишки обвуглених рослин. Ступінь вуглефікації залишків сильна. Пісковики світло-сірого кольору, кварцові, дрібнозернисті, погано відсортовані, ізвестковістих. У алевролітами і пісковиках відзначаються включення жовен піриту. У пісковиках відзначається також нерівномірне нефтенасищенной. Потужність горизонту в типових розрізах коливається від 0 до 10 метрів. У розрізах ерозійних западин потужність його збільшується до 100 метрів і більше.

Докембрію

До докембрію умові відносять породи кристалічного фундаменту, що підстилають вищерозміщені осадовий комплекс порід. Породи кристалічного фундаменту розкриті безпосередньо під дією теригенних порід на Амурської, Варзі-Ятгінской, Казаковська площах.

У верхній частині вони зазвичай представлені сильно хлорітізірованнимі і карбонатізірованние амфіболітах зелених відтінків, останні різнозернистий, рожево сірого кольору.

У деяких свердловинах були підняті дрібнозернисті рогообманковие платоклазовие граніти яскраво червоного забарвлення.

Вятская родовище займає величезну площу і розробляти її можливо із застосуванням всіх видів заводнения (контурне, законтурне),

Продуктивні пласти дуже неоднорідні, що зумовлює застосування роздільної закачування води з диференційованим тиском. Поклади містять нафту підвищеної в'язкості. Витяг нафти звичайними методами заводнения призводить до різкого збільшення попутно видобувається води та зниження нафтовіддачі, у нафті міститься невелика кількість розчиненого газу (фонтанний спосіб виключається).

Тектоніка

Розташована на північному-заході Барська сідловина примикає до великої Верхньокамської западині, а на південно-сході поступово переходить у Східні схил Руської платформи.

Арланское нафтове родовище приурочено до південно-західного борту Калтасинський прогину, де проходить смуга розломів, що йдуть уздовж північно-східного схилу Татарського зводу і орієнтованих в північно-західному напрямку. Розлом, що проходить в районі с. Калтасов, витягнутий у північно-східному напрямку.

На південно-західному борту Бірської сідловини в межиріччі Сюнь та База падіння покрівлі горизонту становить 3-4 м., і на 1 км., Близько 10-140. Далі на схід від осі Бірської сідловини падіння шарів в середньому становить 2 м. на 1 км. Особливий інтерес представляють замкнуті опускання, більшість яких зосереджені в північній частині зони. Розміри дрібних опускань по покрівлі теригенної товщі змінюються від З, 5 х2, 5 км до 0,7 х 0,4 км., Глибини від 5 до 20 метрів. Найбільш великі куполи - Юсуповський, Ново-Хазінскій, Ашітскій і Нагаево-Актинишбашевскій.

Арланское нафтове родовище пов'язано зі складними тектоно-седиментаційним структурами, формування яких відбувалося протягом тривалого часу під впливом тектонічних, седиментаційних, гравітаційних та інших факторів.

Вятское родовище знаходиться в південно-східній частині Удмуртської республіки на території Камбарський і частково на території Каракулінского районів. Воно розташоване на правому березі р.Ками, яка як би огинає підняття зі сходу і півдня на відрізку між пристанями Камбарка, Ніколо-Березівки і Каракулін.

Найбільш великими населеними пунктами, ближче всіх розташованими до Вятському родовищу, є міста Сарапул, і Камбарка одночасно є великими ж.д. станціями Казанської залізницею і річковими портами.

Південно-Східна частина Удмуртії, розташована в межиріччі річки Ками і її правої притоки р.Іж. Виділяються в Сарапульського височина з максимальними висотами 220-240м. над рівнем моря. На Вятської площі ця височина утворює вододільну гряду між правобережними притоками р. Ками і лівобережними притоками р.Іж, вона має позначки висот до 240м і ділить площі на дві частини. На описувану площа родовища падає східна, більш розчленована частина гряди з сильно пересіченим рельєфом. Річки, що стікають з вододільній височини в Каму, маловедни, дуже короткі, мають глибокі і вузькі долини. Тут зустрічаються численні глибокі яри. Долина р.Ками асиметрична, з крутим обривистим правим берегом і пологим лівим. Впадаю в неї правобережні притоки, як Ветлянка, Сухаревка, Жідковка та інші більш дрібні річки і струмочки, являються мілководними і використовуються для задоволення потреб населення в господарських цілях і як джерела технічної води для буріння свердловин.

Західна частина площі розташована в басейні р.. Кирикмас, лівої притоки р.Іж. У кліматичному відношенні район родовища відноситься до зони континентально помірно-холодного клімату. Літо зазвичай короткий і порівняно тепле, а зима тривала і холодна.

1.3 Характеристика нафт, газів і пластових вод

Глибина експлуатації горизонтів теригенної товщі 1260-1350 м. Положення водонефтяного контакту змінюється від -1173 до -1188 м.

Арланское родовище є багатопластові і відноситься до розряду крупних нафтових родовищ Росії. Нафта - високосірчиста, смолиста, володіє великою в'язкістю. Ця особливість ускладнює умови його розробки і переробки.

Склад нафти надзвичайно складний і різноманітний. Він може помітно зміняться навіть у межах однієї поклади. У місці з тим всі фізико-хімічні властивості нафти і в першу чергу її товарні якості визначаються складом. Склад нафти кожного родовища унікальний різні і властивості нафти. Крім того властивості нафти змінюються при видобутку, при русі по пласту, в свердловині, системами збору і транспорту при контакті з іншими рідинами і газами. Тому детальне вивчення властивостей нафти, її склад важливий для підрахунку запасів нафти в поклади, вибору методу підвищення нафтовіддачі пласта.

Склад нафти класифікують на елементарний, фракційний і груповий, основними елементами входять до складу нафти є вуглеводень і водень. У більшості нафт вміст вуглецю від 83 до 87%, кількість же водню різко перевищує 12-14%.

Зміст цих елементів в нафті необхідно знати як для нафтопереробки, так і при проектуванні методів підвищення нафтовіддачі пластів. Значно менше в нафті інших елементів: сірки, кисню, азоту. Їх зміст рідко перевищує 3-4%. Однак компоненти нафти, що включають ці елементи, багато в чому впливають на її фізико-хімічні властивості. Так сірчисті сполуки нафти викликають сильну корозію металів, знижують товарні якості нафти.

Нафти теригенної товщі нижнього карбону важкі (щільність при тиску насичення 0,875), сірчисті (до 3%), з низьким виходом світлих фракцій, парафінистих (до 3%), високосмолістие.

У процесі розробки продовжували дослідження глибинних проб пластової нафти. Досліджено глибинних нафт - 251 проба з 91 свердловини. Пласти I, IV та V роздільних аналізів не мають.

Нафта являє собою суміш вуглеводнів, яка містить кисневі, сірчисті і азотисті сполуки. У нафти Талінським площі переважають вуглеводні метанового ряду З n H 2 n +2.

Щільність нафти становить 850 кг / м 2.

В'язкість при температурі 20 ° С - 3,2 мПа * З

Температура застигання -11,3 З

Молярна маса - 117,4 кг / моль

Температура -27,9.

Масовий вміст сірки - 0,2%.

Смол сілікагелевих - 3,3%, асфальтенів - 0,5%, парафіну - 3,1%.

Пластова температура - 47 С.

Коефіцієнт стисливості - 24,3 (1/МПа * 10)

Об'ємний коефіцієнт 1,695.

Хімічний склад газів в Талінським родовищі представляє собою суміш граничних вуглеводнів З n H 2n +2, метану СН 4, етану С 2 Н 6, пропану С 3 Н 8.

Мольне зміст% вуглекислого газу - 0,8, азоту - 0,5, метану - 44,3%, етану - 11,5%, пропану - 11,8%, ізобутану - 2,8%, ізопентану - 2,2% . Молярна маса в межах 67,2 - 89,0.

Щільність газу - 0,85 кг / м 3.

Щільність води, що насичує пласти в даному родовищі - 1003 кг / м 3, мінералізованих. Основними іонами є Cl +, HCO 3, CO 3 2, Na b, Ca 2 +, Mg 2 +, K +. Обводненість продукції за 1996 р. склала 92%. Коефіцієнт стисливості - 0.004-0.005%. В'язкість води в пластових умовах - 0.8СП.

На Арланського родовищі продуктивним є 4 товщі - вапняки турнейского ярусу, пласти пісковики ТТНК, корбанатние колектори московського ярусу і пласт вапняку Верейського горизонту.

Продуктивність цих товщ, так само як і запаси, сильно різняться. Якщо ТТНК досліджена досить повно, то інші об'єкти - в набагато меншому ступені. Якщо виключити невелику поклад в Верейському горизонті Новохазінской площі, то поклади турнейского ярусу найменше підготовлені до розробки. Ступінь вивченості об'єктів визначалася їх промислової цінністю.

На стадії пошуково-розвідувальних робіт виробляли оперативну розвідку запасів у межах розвіданої площі. Як правило, при цих оцінках використовували сумарну товщину всіх пластів, а підрахункових параметрів визначалися як середні, без поділу по пластах. Такий прийом в ті роки був звичайним і великих сумнівів не викликав.

У зв'язку з тим, що велику територію родовища розвідували по окремих ділянках, що знаходяться на значній відстані один від одного, а також поетапної розвідку окремих площ зі значною різницею у часу, спочатку вважалося, що відкривали самостійні родовища: Арланское, В'ятське, Ніколо - Березовського, Уртаульское, Новохазінское. Тому перший підрахунки запасів виробляли по родовищ, не пов'язаних один з одним. У зв'язку з нестачею первинної інформації деякі параметри приймали по аналогії або орієнтовно.

На дату перерахунку істотно збільшилася інформація про колекторах і флюїди. Так, пластові нафти досліджені за 213 проб, поверхневі - по 2357 з 1878 свердловин, пористість і проникність визначена майже по 6000 зразків керна.

Збільшення обсягу дослідження керна і флюїдів істотно змінили уявлення про геологічну будову продуктивної товщі нижнього карбону, був накопичений багатий матеріал з розробки родовища. Природно, що результати перерахунку запасів стали значно точніше.

Підрахунок здійснювали роздільно по пластах. У санітарних зонах населених пунктів, водозабору, а також у лісоохоронної зоні виділені за балансові запаси.

Нижня межа пористості пісковиків ТТНК визначався різними методами:

- По залежності пористість - при мінімальній товщині пісковиків 0,8 метрів пористість становить 15%;

- За результатами роздільного випробування - при товщині 0,4-0,8 метрів пористість становить 14,4%;

- За результатами обробки матеріалів геофізичних досліджень свердловин - нижня межа пористості 14-16%;

- По прийомистості нагнітальних свердловин - при мінімальній товщині працюючих пластів 1-1,2 метрів, нижня межа становить 14-16%;

- По свердловинах, пробурених на не фільтруючими розчині, при мінімальній нефтенасищенной 30-33% нижня межа -15%;

- По зв'язку пористість - проникність.

Нефтенасищенной визначалася в основному по залежності початкова водонасиченому - пористість і по геофізичних даних. Крім того, використані кернові дані з 9 свердловин, пробурених з розтином продуктивних пластів розчином на нафтовій основі.

Середні значення нефтенасищенной склали: на Ніколо - Березовської площі -82, на Вятської - 83, на Новохазінской - 85 і на Арланського - 87%. Слід зазначити, що апріорне збільшення обсягів нефтенасищенних порід у цілому по пластах і площах в наслідку створило великі труднощі при аналізі і проектуванні розробки площ, особливо, окремих блоків і ділянок, а також при переведенні запасів у більш високі категорії, тому що в кожному випадку доводилося виробляти перерахунки з внесенням поправок.

При визначенні нефтенасищенной, як правило, використовуються матеріали ГІС. У свою чергу їх інтерпретація заснована на петрофізичних параметрах керна.

Нефтенасищенной колекторів ТТНК досліджували в лабораторних умовах В.М. Бірезін, К.Я. Коробов та ін за залишковою водонасиченому зразків керна. Результати дослідження залишкової водонасиченому показали, що існує закономірна залежність цього параметра від пористості колекторів. В останні роки К.Я. Коробов встановив, що ця залежність визначається не тільки пористістю колекторів, але і їх літолого-колекторськими властивостями.

2 Технологічна частина

2.1 Поточний стан розробки і динаміка основних технологічних показників родовища

Арланського площа введена в розробку в 1958 р. З 1959-го обсяги експлуатаційного буріння поступово нарощувалися. У 1964 р. число свердловин, що виходять з буріння, досягло 157. До 1965 р. розбурювання здійснювалося за принциповою схемою (1959) та проекту розробки (1961). Після 1965 р. - за затвердженою Генеральній схемі, в основу якої з невеликими змінами були прийняті технологічні рішення проекту розробки 1961 р. Дещо змінені були кордони площі, частину території віднесена до Ніколо-Березовської. Усі пласти ТТНК були об'єднані для спільної експлуатації; обгрунтована менша величина нафтовилучення; зміщені деякі лінії розрізання.

Розробка покладів ТТНК Арланського площі характеризується кількома особливостями.

1. Через 12 років після початку експлуатації площі видобуток нафти досягла свого максимального рівня і склала в 1970 р. 5332,9 тис.т. Починаючи з 1971-го видобуток постійно знижується і в 1993-му становила 39% від максимальної. На відміну від девонських покладів малов'язких нафт (Туймазинское, Шкаповское та ін), на яких падіння рівня видобутку досягало 27% за рік, темп падіння видобутку на Арланського істотно менший і склав в перший рік зниження (1971) всього 1,2%. Подібна картина спостерігалася і по інших площах родовища.

2. Фонд діючих свердловин зростає тривалий час аж до заключної стадії, досягнувши максимуму в 1989 р. (1484 од.). До цього часу було відібрано 86,5% НИЗ, а обводненість склала 94,7% (вагових).

Фонд нагнітальних свердловин нарощувався відповідно з фондом видобувних до 1987 р. і склав 310 од. Тому відношення числа видобувних свердловин до числа нагнітальних в часі змінювалося незначно. Так, у 1968-1989, тобто протягом більш ніж 20 років, це співвідношення коливалося в межах 4,5-5,0 і лише в останні роки збільшилася до 7,2. Сталість цього параметра в часі, пояснюється двома причинами. По-перше, одночасно зі збільшенням числа видобувних свердловин пропорційно збільшувався і число нагнітальних. По-друге, таке співвідношення в значній мірі підтримувалося цілеспрямовано, оскільки було прийнято найбільш ефективним співвідношення 3 - 4. Зростання загального числа пробурених свердловин на Арланського площі відбувався і після досягнення максимуму фонду діючих видобувних і нагнітальних свердловин, оскільки буріння, хоча і в менших обсягах, продовжується і зараз. Зменшення числа діючих видобувних і нагнітальних на тлі збільшення числа пробурених свердловин відбувається за рахунок їх вибуття в категорію інших (ліквідованих, п'єзометричного, контрольних та ін.) Свердловини цих категорій становили у 1992 р. 406 од., За 5 останніх років їх кількість зросла більш ніж удвічі. Така динаміка пов'язана з масовим виведенням свердловин з експлуатації через повне їх обводнення або ж з технічних причин. Темпи виведення свердловин з експлуатації, по всій видимості, будуть наростати, тому що залишилося відібрати всього 6,5% НИЗ, а обводненість продукції в цілому по площі склала 95%.

3. Відбір рідини по площі постійно нарощувався і досяг свого максимуму в 1990 р. (51,4 млн.м 3 в пластових умовах). В останні 3 роки намітилася тенденція стійкого зниження відбору рідини на фоні незначного зростання обводнення (на 1,2%). За ці роки відбір рідини знижений з 51,4 ​​до 47,6 млн.м 3, тобто на 7,4%. Порівняння динаміки фонду видобувних свердловин і відбору рідини показує, що зниження відбору рідини відбувається з двох причин: зменшення діючих видобувних свердловин (на 3%) та зниження дебітів рідини в них (4,2%). Для Арланського площі характерно тривалий нарощування фонду свердловин, дебіту рідини і, отже, відбору рідини до пізньої стадії розробки. Максимальна видобуток рідини досягнута при відборі 88,5% НИЗ і обводнення 95,2%.

4. Темпи відбору від початкових видобутих запасів на площі досягали в максимумі 3,9%. Після максимального рівня вони знижувалися пропорційно річний видобутку нафти і склали в 1992 р. 1,5% від НИЗ. Для покладів високов'язкої нафти в цілому характерні менші темпи відбору запасів, ніж з девонських покладів з маловязкой нафти. Так, за Туймазінському родовищу відбір в максимумі досягав 4,6% НИЗ, за іншими родовищ він був ще вищим, хоча щільність сітки свердловин Арланського площі і Туймазінському родовища порівнянні.

  1. Хоча розробка покладів ТТНК Арланського площі здійснювалася з заводнением пластів, для цього об'єкта специфічно не повне заповнення відбираються обсягів закачуванням води. Так, сумарна компенсація відборів закачуванням води складає всього 88,6%. В окремі роки компенсувалося менше 75% відбору. Не дивлячись на це пластові тиски підтримувалися на досить високому рівні. Така специфіка пояснюється активним натиском крайових вод в VI пласті. У той же час активність напору, мабуть, була недостатньою для підтримки наростаючих обсягів відбору рідини. Цим фактором, на наш погляд, можна пояснити збільшення прийомистості нагнітальних свердловин при практично постійному співвідношенні числа видобувних і нагнітальних свердловин. Так, прийомистість від 498 (1976) зросла до 479 м 3 / добу (1989). За цей період часу дебіт рідини в середньому виріс від 46,7 до 96,7 м 3 / добу, тобто в 2,07 рази при зростанні прийомистості в 2,4. Припущення, що різниця відображає збільшення відбору рідини з VI пласта, підтверджується випереджаючої виробленням його запасів.

2.2 Обводнення свердловин і пластів

Процес обводнення продукції свердловин Арланського родовища характеризується коротким періодом безводній експлуатації з швидким зростанням вмісту води. Після досягнення 90%, обводненість збільшується повільно (рис. 146). У цілому по ТТНК родовища при обводненості більше 90% належить відібрати третина запасів.

Внаслідок такого характеру обводнення відбирається великий обсяг попутної води. Так, якщо по родовищу до обводнення на 90% ВНФ склав 2,5 м 3 / м 3 (у пластових умовах), то для того, щоб відібрати залишилася третина запасів, необхідно буде відбирати більше 5 м 3 / м 3 попутної води. Можливо, фактичний відбір буде дещо менше за рахунок більш раннього відключення свердловин з економічних причин, але ця межа в даний час прогнозувати складно.

В даний час тривала експлуатація свердловин при настільки високої обводненості у багатьох випадках невиправдана. Особливо це відноситься до свердловин, які експлуатують кілька різнорідних пластів. Очевидно, що у багатьох із таких свердловин найбільш високопродуктивні пласти повністю обводнити, а невелика кількість нафти надходить з малопотужних. У таких свердловинах було б доцільно відключити вироблені пласти. Однак ця робота проводиться на родовищі в недостатніх обсягах. Крім того, відключення високопродуктивних обвідних пластів, розташованих в покрівельної частини розрізу (пласти II і III), малоефективно і технічно досить складно. Не вирішені і питання досліджень на предмет визначення обвідних пластів. Для Арланського родовища характерний швидкий ріст обводнення в свердловинах з підошовної водою. Особливо часто це відзначається в потужних II і VI пластах. Основною причиною такого обводнення є коса шаруватість пісковиків і низька анизотропность, внаслідок чого відбувається конусообразованіе. У ряді свердловин бурінням була розкрита тільки верхня частина пласта VI (2 - 3 м). Однак конусообразованіе в таких свердловинах відбувалося з тією ж інтенсивністю, що і в свердловинах зі звичайною конструкцією. Перфорація колон на значній відстані від ВНК також виявилася неефективною. Досить часто спостерігалося і пошарове обводнення пропласт-ков, хоча, в основному, в монолітних пластах обводнення відбувалося по нижній частині пластів. Дієвим методом контролю за обводненням пластів в умовах високов'язких нафт Арланського родовища виявився імпульсний нейтрон-нейтронний метод, який дозволяв отримувати однозначні результати навіть в перфорованих інтервалах.

2.3 Дослідження пластів та продуктивності свердловин

Дослідження пластів та продуктивних свердловин на Арланського площі показали, що значні запаси знаходяться в малопотужних (1-3 м) нізкопроніцаемих пластів. Первоночально вони були разбурени по сітці 500x500м, після чого було вирішено використовувати сітку 400x400 м. Всі спроби інтенсифікувати вироблення запасів з таких пластів при такій сітці виявилися безрезультатними, оскільки закачування води в ці пласти ні вогнищевою, ні площинної модифікації виявилися неможливі.

2.4 Розрахунок нафтовіддачі залежно від пружних властивостей рідини і породи

Мета роботи: Навчитися визначати некфтеотдачу в залежності від пружних властивостей рідини і породи.

Дано:

F = 1200 га;

h = 12 м;

m = 0,22;

S = 20%;

P пл = 180 атм;

Р нас = 80 атм;

t пл = 54,5 ° С;

D P = 5 * 10 6 м 3;

b н = 1,02; b = 1,026.

Рішення:

Коефіцієнт стисливості нафти:

на 1 атм.;

коефіцієнт стисливості породи:

на 1 атм.;

коефіцієнт упругоемкості поклади:

на 1 атм.

Бажаємий запас нафти:

м 3.

Загальний нормальний обсяг нафти в поклади:

м 3.

Відсоток нафтовіддачі внаслідок пружних властивостей середовища:

загального запасу нафти.

У результаті впровадження води з закінченою області отримано:

м 3.

Коефіцієнт упругоемкості для зазначеної закінченою обводненной частини:

.

Середньозважена тиск всередині аналізованої кільцевої площі:

атм., тобто на 50% від ;

Кількість води, яка надійде в пори пласта:

м 3.

У пласт надійде наступний обсяг рідини:

4522 * 10 3 - 2105 * 10 3 = 2417 * 10 3 м 3.

3 Проектна частина

3.1 Аналіз системи і технологія розробки

Аналіз розробки унікального за своєю характеристикою Арланського родовища дозволяє оцінити покладені в основу проектування принципи розробки та ефективність реалізованої системи розробки.

До відкриття Арланського родовища досвід розробки покладів високов'язкої нафти був тільки по невеликій кількості родовищ Самарської області та Олександрівської площі Туймазінському родовища. Проектування розробки Арланського родовища, що має величезні розміри, складну геологічну будову продуктивних пластів, високу в'язкість нафти, являло мало вивчену проблему. Не всі проектні рішення виявилися правильними.

Вироблення запасів з пластів многопластовой об'єкта, як правило, відбувається різночасно. При відключенні одного з них міняється склад об'єкта розробки.

Практика розробки многопластових об'єктів на Арланського родовищі показує, що вироблення запасів із пластів проміжної пачки відбувається значно гірше і меншими темпами. Крім того, обсяги взятих попутно з нафтою води при спільній розробці різнорідних пластів різко зростають. Самим же головним недоліком такого об'єкта розробки є нерегульованості процесу розробки пластів невеликої товщини.

Складнощі вироблення запасів зростають із зростанням числа об'єднуються в одному об'єкті розробки пластів і їх неоднорідності.

На Арланського родовищі умови розробки ускладнені, тому що число пластів досягає восьми, і, крім того, в розрізі в основному присутні два найбільш продуктивних пласта - II пласт у верхній і VI пласт в нижній частині ТТНК.

З метою кількісної оцінки обгрунтованості спільної розробки пластів за Арланського родовищу був виконаний аналіз в такій постановці. Всі розрізи були згруповані за ознакою однорідності пластів. Так як фільтраційні властивості пластів кількісно важко оцінити з урахуванням наявності статистичного зв'язку між товщиною і проникністю, було прийнято, що рівні товщини означають і рівну гідропроводності. Основними вважалися пласти більшої товщини. Як правило, це відображало реальну картину, там, де пласти були рівними по товщині (а інших шарів не було), вважалося, що в розрізі неоднорідність відсутня.

3.2 Порівняльний аналіз результатів та особливості розробки нафтових покладів

1. Залежно від числа пластів в об'єкті (розрізі) частка працюючих пластів при одній і тій же товщині шару неоднакова. Зі збільшенням числа пластів частка працюючих при одній і тій же товщині зменшується.

2. Особливо помітно зменшується ймовірність освоєння пластів невеликої товщини. Наприклад, при товщині шару 2 м наявність прийомистості зазначається: при двох пластах - в 65, при трьох - в 55, при чотирьох - в 45, при п'яти - у 35 і шести пластах - в 30% пластів, тобто ймовірність освоєння пластів визначається не тільки їх товщиною, але і їх числом, тобто розчленованістю розрізів. Чим більше пластів об'єднується в одному об'єкті, тим нижча ймовірність освоєння всіх, і особливо малих по товщині пластів.

Був також виконаний аналіз з метою з'ясування можливого впливу розчленованості розрізів в нагнітальних свердловинах на величину прийомистості пластів.

Як випливає з результатів аналізу, прийомистість однакових по товщині пластів у нагнітальних свердловинах залежить від числа пластів у розрізі. При цьому найбільші втрати характерні для пластів невеликої товщини. Їх прийомистість в многопластових розрізах знижується в 4 рази.

У цілому, без урахування товщини пластів, а лише з урахуванням їх числа в розрізі обсяг закачування води (щодо роздільно експлуатованого пласта) становить: для двох пластів - 0,71, для трьох пластів - 0,57 і для чотирьох пластів - 0,42 .

Недобір обсягів закачування через відсутність прийомистості склав 22% (в цілому по родовищу).

Таким чином, ефективність системи заводнення Арланського родовища могла бути в 1,5 рази вище, якби закачування велася окремо по кожному пласту.

Необхідно відзначити, що в перших технологічних схемах і проектах передбачалася роздільна закачування води в пласти верхньої та нижньої пачок.

Це рішення було реалізовано шляхом освоєння нагнітальних свердловин в розріджують рядах на кожну пачку роздільно через одну. Попередньо ці свердловини відпрацьовувалися на нафту до обводнення продукції на 50%. Як показала практика, це рішення також себе не виправдало. У результаті передчасного перекладу свердловин при малій обводнення було втрачено багато нафти між свердловинами розрізають рядів.

Проміжні ж пласти в лавах воду в більшості свердловин не приймають. Обсяги закачування в осн про вних пластах практично не регулюються.

Таким чином, досвід розробки многопластовой об'єкта в ТТНК Арланського родовища переконливо показує низьку ефективність спільної розробки всіх пластів цієї товщі.

У зв'язку з високою в'язкістю нафти при проектуванні розробки на початковій стадії основним питанням було питання про метод впливу на продуктивні пласти, так як досвіду заводнения при такій в'язкості не було. Практика розробки показала, що прийняте рішення було обгрунтованим. Заводнення пластів виявилося високоефективним способом розробки і дозволило досягти майже 45%-го видобування нафти, тоді як на природному режимі витягалося б у cero 18% запасів.

3.3 Проектування методів підвищення нафтовіддачі пластів

Цей експеримент - один з перших великих проектів МУН на Арланського родовищі, проведення якого надавалося виключно велике значення через його технологічності. При цьому апріорно очікувався високий приріст нафтовіддачі. Перед експериментом ставилися такі завдання:

  • оцінити вплив невеликих добавок ВП-10 в закачуємо

    воду на прийомистість і охоплення пластів нагнітальних свердловин;

  • оцінити адсорбцію ПАР в реальних умовах;

- Отримати промислові дані про вплив закачування розчину ПАР на темпи розробки, обводнення і нефтеотдачу.

Ефективність закачування розчинів ПАР передбачалося виявити порівнянням показників розробки досвідченого і контрольного ділянок.

Закачування розчинів ПАР була почата в 1967 р. і тривала до початку 1984-го. Причиною припинення експерименту є в основному відсутність позитивних результатів. Протягом майже 17 років було розміщено 16,8 млн. м 3 0,05% розчину ОП-10 (або 13489 т чистого ВП-10) при середній концентрації ПАР 0,066%.

У процесі експерименту уточнювали межі ділянок. Тільки в 1976 р. були вирівняні щільність сітки і співвідношення числа видобувних і нагнітальних свердловин.

У ряді нагнітальних свердловин, де проводилася закачування розчину ПАР, при виливу спостерігалося різке зниження його концентрації. Вже при відборі води всього в 0,5-2,0 тис. м 3 концентрація ПАР падала до 40-50% від вихідної. Ці факти, мабуть, є наслідком високої адсорбції ПАР вже в привибійній зоні пласта. Оцінка впливу ПАР на поточну нефтеотдачу за характеристиками витіснення не виявила технологічного ефекту.

Оцінка ефективності методом багатофакторного кореляційного аналізу показала, що можлива різниця через відмінності геолого-фізичних властивостей ділянок та умов їх розробки. Встановлено, зокрема, що розрахункова нефтеотдача досвідченого ділянки при заводнении менше контрольного.

За розрахунками А. В. Ленчевський, залежності питомої видобутку нафти від обводнення для досвідченого і контрольного ділянок не відрізняються один від одного, тобто переваги витіснення нафти розчином ВП-10 не виявляється.

Таким чином, оцінка ефективності закачування водних слабоконцентрірованних розчинів НПАВ (типу ОП-10) різними методами показала, що якого-небудь реально значущого впливу цієї технології на нефтеотдачу та інші показники розробки в процесі експерименту не виявлено. На нашу думку, подібні експерименти, ефективність яких передбачається оцінити по промисловим даним, можливі лише при дотриманні ряду умов:

  • розміри ділянок повинні бути невеликими;

  • кількість їх повинна бути достатньою для показності результатів при оцінці статистичними методами;

  • ділянки повинні бути повністю ізольованими (тектонічно або літологічно);

  • облік видобутої нафти і рідини та обсягів нагнітається води або розчинів повинен бути роздільним;

  • обсяг дослідницьких робіт повинен відповідати потребам і неухильно виконуватися.

Як видно, жодна з цих умов у даному експерименті не дотримувалося. Зрозуміло, що в цих умовах не можна було й очікувати однозначного результату.

Висновок і пропозиції

Арланское родовище відрізняється винятково складними геолого-фізичними властивостями колекторів та фізико-хімічними властивостями флюїдів, які зумовили і складності його розробки. Пласти основного об'єкта розробки, теригенної товщі нижнього карбону, нефтенасищени на величезній площі.

Колектори продуктивної товщі надзвичайно неоднорідні: в розрізі виділяється до 9 пластів-пісковиків, розвинутих на площі родовища неповсеместно; їх товщини, пористість, проникність, глинисто варіюють в широких межах.

Нафта високов'язка, з малою газонасиченості. Початковий гідродинамічний режим більшості покладів замкнутий, пружний. Лише в північній частині родовища в одному з основних пластів VI проявляється активність контурних вод. У проміжних пластах дуже сильний вплив літологічного чинника.

Проектування розробки Арланського родовища, що має величезні розміри, складну геологічну будову продуктивних пластів, високу в'язкість нафти, являло мало вивчену проблему. Проектування велося за окремими площами, частинам єдиного родовища.

Досвід розробки показав, що такий принцип проектування цілком прийнятний і себе виправдав. Розробка окремих площ як самостійних об'єктів розробки не призвела до помітних ускладнень.

У зв'язку з високою в'язкістю нафти при проектуванні розробки на початковій стадії основним було питання про метод впливу на продуктивні пласти, так як досвіду заводнения при такій в'язкості не було. Практика розробки показала, що прийняте рішення було обгрунтованим. Заводнення пластів виявилося високо ефективним способом розробки і дозволило досягти майже 45%-го видобування нафти, тоді як на природному режимі витягалося б всього 18% запасів.

У той же час були допущені і прорахунки. Так, не виправдало себе законтурне заводнення, а також розрізування рядами нагнітальних свердловин покладів всіх пластів. Явно недооцінена роль виборчого заводнения, внаслідок чого доводилося "вбудовувати" вогнища в існуючий жорсткий "каркас" вже наявного лінійного розрізання. Зовсім не було враховано наявність природного активного водонапірного режиму в VI пласті Арланського май і.

Надмірне захоплення лінійним розрізанням і запізнілий перехід до масової осередкової закачування води призвели до того, що аж до заключної стадії розробки не сформувалася закінчена самостійна система заводнения на проміжні пласти.

Великою помилкою, що призвела до істотних ускладнень у виробленні запасів проміжних пластів, було рішення про об'єднання сильно різнорідних за своїм колекторської-фільтраційним властивостями пластів в єдиному об'єкті розробки. Прийняті в останні роки заходи по розукрупнення об'єкта сильно запізнилися.

Недосконалість методики прогнозування темпів обводнення призвело до істотних прорахунків у визначенні обсягів і темпів вилучення попутної води і закачування її в продуктивні пласти. Прийняте в перших проектних документах відключення свердловин при обводнюванні продукції на 50% практикою розробки було відкинуто, хоча вже при складанні Генсхеми було ясно, що розробка родовища буде пов'язана з витяганням попутної води в обсягах, що перевищують відбори з девонських родовищ, що містять малов'язкі нафти. Величина сумарного видобутку попутної води виявилася заниженою більш ніж удвічі.

Відповідно виявилися заниженими і обсяги закачування води. З-за цієї помилки у процесі розробки виникли ускладнення у переоблаштування систем енергетики, збору, транспорту і підготовки нафти і води і системи підтримки пластового тиску.

Щільність сітки свердловин, передбачена Генсхемой, не забезпечувала досягнення затвердженої нафтовіддачі, не відповідала реальному геологічною будовою пластів, і тому вже в процесі розробки була змінена за рахунок ущільнення проти проекту в 1,8 рази.

Рекомендоване різний тиск нагнітання на верхню і нижню пачки реалізовано не було і навряд чи було б здійснено, оскільки в цьому випадку було б необхідним будівництво двох систем нагнітальних станцій і комунікацій.

Максимальний рівень видобутку нафти склав близько 16 млн т, тобто на чверть нижче проектного.

Сумарний відбір води за весь період розробки більш ніж вдвічі більше проектного.

Буріння ущільнювальних свердловин в основному на високопродуктивних зонах пластів було недостатньо обгрунтованим, так як не вирішило проблему вироблення запасів невеликих по товщині проміжних пластів.

Перелічені недоліки пояснюються в основному відсутністю в період проектування досвіду розробки родовищ, подібних Арланського (складну будову, висока в'язкість нафти).

В якості позитивних результатів розробки Арланського родовища можна відзначити наступні:

  • доведена ефективність заводнения продуктивних пластів з високою в'язкістю нафти;

  • на практиці була доведена необхідність більш щільних сіток свердловин на подібних родовищах; досягнута реально щільність 10-12 га / вкв, мабуть, не є межею і при більш щільному розбурюванні нафтовилучення було б вище;

  • на многопластових складних об'єктах розробка кожного з пластів повинна з самого початку здійснюватися самостійною системою видобувних і нагнітальних свердловин;

-Можливо, більш раціональної була б консервація проміжних пластів в початковій стадії розробки і тільки після повного введення основних пластів розбурювання їх самостійної сіткою свердловин;

-Форсування відборів рідини на родовищі дозволило трохи підвищити рівень видобутку нафти, хоча переконливих свідоцтв на користь збільшення нафтовіддачі немає, тому цей метод слід використовувати тільки після ретельного вивчення його ефективності.

Підводячи підсумки розробки Арланського родовища, можна констатувати, що, незважаючи на помилки й складності, в цілому результати оцінюються як добрі. Досягнення нафтовіддачі на рівні 43-44% в таких складних геологічних умовах, поза сумнівом, може вважатися великою заслугою вчених і виробничників Башкортостану.

4 Організаційна частина

4.1 Охорона праці, техніка безпеки та протипожежні заходи при розробки нафтових і газових родовищ

Виконання вимог охорони і раціонального використання надр при проведенні геологорозвідувальних робіт на нафту і газ досягається застосуванням досконалих методик проектування і проведення всіх видів робіт на всіх стадіях пошуково-розвідувального процесу. На етапі регіональних робіт вибір напрямку (і раціонального комплексу досліджень) повинен проводитися на основі науково обгрунтованої геологічної моделі досліджуваного регіону. На стадії виявлення та підготовки до пошукового буріння основну увагу необхідно звертати на комплексування різних методів (структурний буріння, сейсморозвідка та ін), проводити пошуки пасток різного типу (як структурних, так і неантіклінальних).

На стадії пошукового буріння повнота і раціональне вивчення надр досягається розкриттям розрізу осадових порід на повну потужність або технічно доступну глибину і вивченням усіх перспективних нафтогазоносних комплексів. З тим, щоб уникнути пропуску покладів в досліджуваному розрізі, головним принципом проведення пошукових робіт повинен бути "принцип негативної оцінки перспектив нафтогазоносності" - тобто будь-який об'єкт повинен вважатися перспективним, якщо відсутні докази його непродуктивності.

У процесі розвідувальних робіт некомплексне проведення досліджень і низька якість інтерпретації призводить до пропуску нафтогазоносних горизонтів, неправильного визначення фільтраційно-ємнісних параметрів продуктивних пластів і положення ВНК, ГВК, ГНК. Це є причиною неправильної оцінки народногосподарського значення поклади і великих втрат вуглеводнів у надрах. Тому розвідка повинна забезпечувати повноту вивчення параметрів, необхідних для підрахунку запасів і складання технологічної схеми або проекту дослідно-промислової експлуатації.

Однією з проблем охорони надр є освоєння не тільки сировини (нафти і природного горючого газу), але і попутних і розсіяних компонентів (етан, пропан, бутан, гелій, сірка - у газах, важкі метали в нафтах), і особливо у водах нафтових родовищ . Загальна кількість мінералізованих вод і розсолів, що добуваються попутно з нафтою, становить по Російській Федерації близько 60 млн. м / рік. Ці води містять літій, цезій, рубідій, стронцій, магній, калійні солі, луги та ін За величиною запасів промислово-цінних компонентів попутні води можуть конкурувати з традиційними рудними джерелами їх видобутку (наприклад для літію). Утилізація корисної продукції з попутних вод родовищ разом з очищенням менш мінералізованих вод до рівня ГДК (гранично допустимих концентрацій) сприятимуть збереженню навколишнього середовища.

При розвідці покладів з аномально низькими пластовими тисками (як природними, так і штучно створеними в результаті інтенсивної експлуатації) необхідно застосування полегшених розчинів з тим, щоб уникнути поглинань бурового розчину. Поклади з аномально високими пластовими тисками повинні розкриватися з застосуванням обважнених розчинів, а гирло має бути обладнане противикидним пристроєм, а репресія на пласт повинна бути мінімально можливою. Геофізичні дослідження в перспективних інтервалах необхідно проводити в мінімальні терміни (не пізніше, ніж через 5 діб після розтину), інтервал дослідження при цьому не повинен перевищувати 200 м. Не допускається розрив у часі між розкриттям продуктивного пласта в колоні і його випробуванням, так як це призводить до кольматації (забруднення) інтервалу випробування і спотворення уявлення про справжню продуктивності пласта.

Значний збиток може завдати інтенсивна експлуатація пошукових і розвідувальних свердловин на газонафтових і газоконденсатних родовищах. На газонафтових родовищах зниження тиску газової шапки призводить до втрат при розробці нафтової облямівки. На газоконденсатних покладах зниження тиску нижче тиску насичення (тиск конденсації) призводить до випадання в рідку фазу і втрати важких вуглеводнів.

4.2 Охорона навколишнього середовища в процесі розробки продуктивних пластів

Проведення геологорозвідувальних робіт на нафту і газ супроводжується зростанням навантаження на навколишнє середовище, її забрудненням і навіть знищенням. У результаті в багатьох нафтогазоносних районах впритул підійшли до справжнім екологічним катастрофам. Відзначено значні потрави лісів і сільськогосподарських угідь, ерозії грунту, загазуванню повітряного середовища, забруднення середовища нафтопродукту і хімічними матеріалами. У районі багатьох родовищ внаслідок заколонних перетоків засолонени тисячі джерел питної води. У зв'язку з цим сучасний ці розвитку геологорозвідувальних робіт на нафту і газ характеризується тим, що охорона надр і навколишнього середовища став однією з найактуальніших проблем.

Охорона надр і навколишнього середовища - це комплекс вимог і науково-технічних заходів у процесі геологічного вивчення надр і видобутку корисних копалин спрямованих на раціональне вивчення та комплексне використання надр, запобігання втрат корисних копалин і виключення негативного впливу на. навколишнє середовище (поверхневі і підземні води, грунту, лісу і повітряний басейн).

Відповідно до закону Російської Федерації "Про надра" основними вимогами щодо охорони надр при проведенні геологорозвідувальних робіт є:

  1. дотримання встановленого законодавством порядку подання надр у користування і недопущення самовільного користування надрами;

  2. забезпечення повноти геологічного вивчення, раціонального комплексного використання і охорони надр;

3) проведення випереджаючого геологічного вивчення надр, забезпечує достовірну оцінку запасів корисних копалин або властивостей ділянки надр, наданої у користування в цілях, не пов'язаних з видобуванням корисних копалин;

  1. проведення державної експертизи та державного обліку запасів корисних копалин, а також ділянок надр, що використовуються в цілях, не пов'язаних з видобуванням корисних копалин;

  2. забезпечення найбільш повного вилучення з надр запасів основних і спільно з ними залягаючих корисних копалин і попутних компонентів;

  3. достовірний облік видобутих і залишаються в надрах запасів основних і спільно з ними залягаючих корисних копалин і попутних компонентів при розробці родовищ корисних копалин;

  4. охорона родовищ корисних копалин від затоплення, обводнення, пожеж та інших факторів, що знижують якість корисних копалин і промислову цінність родовищ або ускладнюють їх розробку;

  5. запобігання забрудненню надр при проведенні розв'язаних з користуванням надрами, особливо при подзеном зберіганні нафти, газу або інших речовин і матеріалу захороненні шкідливих речовин і відходів виробництва, скиданні стічних вод;

9) дотримання встановленого порядку, консервації і ліквіданіі підприємств з видобутку корисних копалин і підземних споруд, не пов'язаних з видобуванням корисних копалин;

  1. попередження самовільної забудови площ залягання корисних копалин і дотримання встановленого порядку використання цих площ в інших цілях;

  2. запобігання накопичення промислових і побутових відходів на площах водозбору і в місцях залягання підземних вод, використовуваних для питного або промислового водопостачання.

Всі роботи з геологічного вивчення надр, ділянки надр, що надаються для видобутку корисних копалин, а також в цілях, не пов'язаних з їх видобутком, підлягають державному обліку і державної реєстрації за єдиною системою, встановленою органом управління державним фондом надр.

Висновок

Розробка Арланського родовища здійснюється із застосуванням методів законтурного і внутріконтурного заводнения по генеральну схему розробки, складеної УфНІІ в 1963-1964 рр..

Порівняння фактичних даних з проектними технологічними показниками показує, що надання про процеси, що протікають в пласті, покладені в основу генеральної схеми розробки, в основному правильні. Є деякі розбіжності в дебіту свердловин, темпах обводнення продукції, що видобувається, що пов'язано з відстоюванням будівництва об'єктів законтурного і внутріконтурного заводнения. Тому першочергове завдання розробки Арланського родовища - освоєння запроектованої системи заводнення. Необхідно досягти не тільки проектного рівня закачування води, а й раціонально розподілити її по експлуатаційних об'єктів і окремих ділянках родовища.

Як показують технологічні розрахунки і фактичні дані, видобутку нафти супроводжуються лікуванням з пластів величезної кількості попутної води, що призводить до подовження термінів розробки і до більш низької нафтовіддачі в порівнянні з родовищами, що містять менш в'язку нафту.

В якості позитивних результатів розробки Арланського родовища можна відзначити наступні:

  • доведена ефективність заводнения продуктивних пластів з високою в'язкістю нафти;

на практиці була доведена необхідність більш щільних сіток свердловин на подібних родовищах; досягнута реально щільність 10-12 га / вкв, мабуть, не є межею і при більш щільному розбурюванні нафтовилучення було б вище;

  • на многопластових складних об'єктах розробка кожного з пластів повинна з самого початку здійснюватися самостійною системою видобувних і нагнітальних свердловин;

- Можливо, більш раціональної була б консервація проміжних пластів в початковій стадії розробки і тільки після повного введення основних пластів розбурювання їх самостійної сіткою свердловин;

  • форсування відборів рідини на родовищі дозволило трохи підвищити рівень видобутку нафти, хоча переконливих свідоцтв на користь збільшення нафтовіддачі немає, тому цей метод слід використовувати тільки після ретельного вивчення його ефективності.

Список використаної літератури

  1. Актуальні проблеми розробки та експлуатації Арланського нафтового родовища. Збірник наукових праць АНК "Башнефть" № 103, Уфа -2005.

  2. Баймухаметов К.С., Гайнуллін К.Х., Сиртланов А.Ш., Тімашов Е.М. Геологічна будова і розробка Арланського нафтового родовища. - Уфа, РІЦ АНК "Башнефть", 2004.

  3. Бобрицький Н.В., Юфін В.А. Основи нафтової і газової промисловості. - М.: «Надра», 1988.

  4. Гукасов Н.А., Брюховецький О.С., Чіхоткін В.Ф. Гідродинаміка в розвідувальному бурінні. - М.: «Надра», 2000.

  5. Жуков О.І., Чернов Б.С., Базлов М.І., Жукова М.А.. Експлуатація нафтових родовищ. - М.: «Гостоптехіздат», 1954.

  6. Лисенко В.Д. Розробка нафтових родовищ: Теорія і практика-Москва: «Надра», 1996.

  7. Міщенко І.Т. Розрахунки у видобутку нафти. -М.: Недра, 2004.

  8. Персіянцев М.М. Видобуток нафти в ускладнених умовах .- М.: ТОВ "Надра-Бізнесцентр", 2005.

  9. Підвищення нафтовіддачі пластів із застосуванням системної тех-нології / Х.Х. Гумерскій, О.Т. Горбунов, С.А. Жданов, AM Петраков / / Нафтове господарство. - 2000. - № 12.

  10. РД 08 - 200 - 98 «Правила безпеки в нафтовій та газовій промисловості». Москва, 2006.

  11. РД 39-0147035-254-88Р «Керівництво по застосуванню системної технології впливу на нафтові пласти родовищ Главтюменнефтегаза». Москва - Тюмень - Нижньовартовськ, 1988.

  12. Сатаров М.М., Андрєєв О.А., Ключар В.С., Панова Р.К., Тімашов Е.М. Проектування розробки великих нафтових месторожденій.-М.: «Надра», 1969.

  13. Сафонов Є.М., Алма Р.Х. Методи вилучення залишкової нафти на родовищах Башкортостану. - Уфа: РІЦ АНК «Башнефть», 2004.

  14. Сілаш А.П.. Видобуток і транспортування нафти. Том 1. - М.: «Надра», 1980.

  15. Форест Грей. Видобуток нафти. - М.: ЗАТ «Олімп-Бізнес», 2001.

  16. Халімов Е.М., Леві Б.І., Дзюба В.І., Пономарьов С.А. Тенологіческіе способи підвищення нафтовіддачі пластів. -Москва: «Надра» 1984.

Додати в блог або на сайт

Цей текст може містити помилки.

Геологія, гідрологія та геодезія | Курсова
143.7кб. | скачати


Схожі роботи:
Розробка свердловин Бухарського родовища
Техногенні родовища
Родовища золота
Родовища корисних копалин
Запаси родовища Денгізского району
Оподаткування та родовища корисних копалин 2
Оподаткування та родовища корисних копалин
Геологічна будова і нефтегазоностность радгоспного родовища
Технологія роботи мідно-молібденового родовища шорських
© Усі права захищені
написати до нас
Рейтинг@Mail.ru