- •Введение
- •1. Общие сведения о площади
- •2. Геолого-физическая характеристика площади
- •2.1. Характеристика геологического строения
- •2.2. Основные параметры пласта
- •2.2.1. Пористость, проницаемость, начальная нефтенасыщенность
- •Средние значения пористости и нефтенасыщенности пластов
- •Характеристика параметров пласта (горизонта)
- •2.2.2. Толщина пластов
- •Толщины пластов горизонтов д0 и д1 Березовской площади
- •2.2.3. Показатели неоднородности пластов
- •Статистические показатели характеристик неоднородности горизонтов д0 иД1
- •2.3. Физико-химические свойства флюидов
- •2.3.1. Физико-химические свойства пластовой нефти и газа
- •Параметры пластовой нефти
- •Компонентный состав нефтяного газа, разгазированного в пластовой нефти (% мольные)
- •Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти
- •2.3.2. Физико-химические свойства пластовой воды
- •3. Анализ текущего состояния разработки
- •3.1. Общая характеристика реализованной системы разработки на месторождении
- •3.1.1. Перечень самостоятельных объектов разработки по месторождению
- •3.1.2. Характеристика системы заводнения на данном объекте разработки
- •3.2. Анализ выработки пластов
- •3.2.1. Внедренные методы увеличения нефтеотдачи пластов на объекте
- •3.3.2. Добыча газа
- •3.3.3. Закачка воды
- •3.3.4. Обводненность продукции
- •Распределение обводненного фонда по степени обводненности
- •3.3.5. Состояние пластового давления.
- •3.3.6. Динамика контуров нефтеносности.
- •Состояние внк по результатам вскрытия скважинами
- •3.4. Характеристика фондов скважин и текущих дебитов
- •3.4.1. Добывающий фонд
- •Структура добывающего фонда скважин Березовской площади
- •3.4.2. Нагнетательный фонд
- •3.4.3. Прочие скважины
- •3.4.4. Характеристика текущих дебитов
- •3.5. Обоснование исходных данных для расчета технологических показателей
- •В целом по площади
- •3.6. Технологические показатели разработки
- •Динамика основных показателей разработки
- •3.7. Технико-экономические показатели нгду «Альметьевнефть»
- •3.8. Обоснование проекта плана добычи нефти игаза
- •3.8.1. Мероприятия по выполнению запланированных норм отбора нефти (на 2004 г.)
- •3.9. Организация и производство буровых работ
- •4. Техника и технология добычи нефти и газа
- •4.1. Фонд скважин и выработка пластов
- •Структура добывающего фонда скважин Березовской площади
- •Структура нагнетательного фонда Березовской площади
- •4.2. Сбор и подготовка добываемой продукции
- •4.3. Существующая система ппд
- •4.4. Осложнения, встречающиеся при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин
- •4.4.1. Основные причины неисправности глубинного насосного оборудования
- •4.4.2. Причины формирования аспо на фонде скважин оборудованного шсну Берёзовской площади
- •4.4.3. Осложнения, возникающие при выпадении парафина
- •4.4.4. Применяемые методы борьбы с отложениями парафина в нгду «Альметьевнефть»
- •4.4.5. Мероприятия, направленные на борьбу с отложениями парафина применение скребков – центраторов
- •4.4.6. Обработка скважин растворителями аспо
- •Динамика применения промывок
- •Защитные покрытия
- •Эффективность проводимых мероприятий
- •Динамика подземных ремонтов по причине запарафинивания
- •4.4.7. Обработка призабойной зоны
- •5. Охрана недр и окружающей среды
- •5.1. Мероприятия, направленные на охрану недр и окружающей среды
- •5.2. Основные требования по охране окружающей среды при выполнении наиболее типичных технологических операций на скважинах, эксплуатируемых штанговыми насосами
- •5.2.1. Глушение скважины
- •5.2.2. Подземный ремонт скважины
- •5.2.3. Ремонт скважин, выделяющих сероводород
- •5.2.4. Химическая обработка скважин
- •6. Организация и планирование на предприятии
- •6.1. Организация, управление, учет и контроль производственных процессов на предприятии
- •6.2. Планирование и результаты производственно-хозяйст- венной деятельности
- •7. Научно-исследовательская работа
Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти
Таблица 2.8.
Наименование |
Кол-во исследованных скважин |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
||||
1 |
2 |
3 |
4 |
||||
Вязкость, мПа∙с |
|
|
|
||||
при 200С при 500С |
38 |
12,56 – 32,04 |
21,29 |
||||
38 |
5,54 – 10,35 |
7,54 |
|||||
Температура застывания, оС |
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|||
Температура насыщения парафином, оС |
2 |
20,0 – 22,5 |
21,3 |
|
|||
Содержание, % весовые |
|
|
|
|
|||
сера смол селикагелевых асфальтенов парафинов |
37 |
1,23 – 2,34 |
1,79 |
|
|||
33 |
11,9 – 24,0 |
16,53 |
|
||||
37 |
3,4 – 6,3 |
4,87 |
|
||||
13 |
2,3 – 5,8 |
4,61 |
|
||||
Выход светлых фракций, % объемные |
|
|
|
|
|||
н.к. 1000С до 2000С до 3000С |
38 |
3,1 – 8,1 |
5,12 |
|
|||
38 |
16,22 – 25,0 |
20,97 |
|
||||
38 |
36,20 – 45,05 |
41,69 |
|
||||
2.3.2. Физико-химические свойства пластовой воды
Подземные воды терригенного девона Березовской площади изучены по одной скважине (скважине 527). Для Южно-Татарского свода подземные воды терригенного девона в естественных условиях характеризуются близостью их физико-химических свойств.
По своим физико-химическим свойствам воды терригенного девона относятся к хлоркальциевому типу (по В.А. Сулину) с минерализацией в среднем 0,267 кг/м. Ионно-солевой состав приведен в табл. 2.9. По данным В.Г. Герасимова (1961 г.) подземные воды характеризуются отсутствием сероводорода в естественных условиях.
Физико-химические свойства пластовых вод горизонтов Д0+Д1
Таблица 2.9.
№ п/п |
Наименование |
Количество исследуемых скважин |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
1 |
Газосодержание, м3/т |
3 |
0,280-0,418 |
0,312 |
2 |
в т.ч. сероводород, м3/т |
- |
- |
- |
3 |
Объемный коэффициент |
3 |
4,4 . 10-5-4,4 .10-5 |
4,4 .10-5 |
4 |
Вязкость, мПа∙с |
10 |
1,85-1,97 |
1,90 |
5 |
Общая минерализация, г/л |
10 |
244,5898-281,7556 |
267,4663 |
6 |
Плотность (уд. вес), кг/м3 |
10 |
1175,4-1189,7 |
1183,5 |
7 |
Сl - SO4 -2 НСО3- Са2+ Мg2+ (К+ + Nа+) |
10
|
1521904-175467,0 5,5 – 62,7 0,0-31,7 19483,0-23514,0 3658,6-4581,0 68004,3 - 79284,2 |
166391,4 20,9 7,4 21314,0 4206,5 75526.9 |
Газонасыщенность вод зависит от расстояния до нефтяной залежи и колеблется от 0,280 м3/м3 до 0, 418 м3/м3 (в среднем 0, 312 м3/м3).
Объемный коэффициент, рассчитанный по формуле Додсона и Стендинга, равен 4,4∙10-5 МПа-1. Вязкость подземных вод в среднем составляет 1,9 мПа∙с.