СОДЕРЖАНИЕ

Введение……………………………………………………………….…………………..4

1 Общие сведения о промысловом объекте….……………………………………….…...6

2 Геолого-физическая характеристика промыслового объекта………..……...…...……8

2.1 Характеристика геологического строения………………………………...……...8

2.2 Основные параметры пласта …………………………………………...………..15

2.3 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов..……..….............17

3 Анализ текущего состояния разработки………..……………………….……...22

3.1 Характеристика показателей разработки …………………………………..22

4 Организация процесса ППД на промысловом объекте…………………………..….39

4.1 Источники водоснабжения………………………....……………………..………39

5 Осложнения, встречающиеся при эксплуатации добывающих и

нагнетательных скважин…………………………………………………………..48

6 Текущий и капитальный ремонт скважин………………………………………..….52

7 Методы увеличения производительности скважин……………….…………...56

8 Промышленная безопасность и охрана труда на предприятиях

нефтегазодобывающей промышленности……………………………………......63

Список литературы…………………………………................................................66

Приложения……………………………………………............................................67

^{ВВЕДЕНИЕ}

Нефтяная промышленность Татарстана имеет более чем десятилетнюю историю. Хотя основой добычи нефти в республики было открытие супергигантского Ромашкинского месторождения, принципиально важной для развития нефтяной промышленности в регионе являлась разработка Ромашкинского месторождения, характеризующегося снижением темпов отбора нефти, ухудшением структуры запасов и ростом обводненности до критических значений.

На месторождении получили развитие различные системы заводнения, начиная от замкнутого с переходом к комбинированным системам внутриконтурного заводнения. В связи с тем, что основные объекты месторождения находятся на поздней стадии разработки, особое значение как резерва нефтедобычи, приобретают, так называемые трудноизвлекаемые запасы. Поэтому основной задачей в настоящее время, является рассмотрение результатов опытно-промышленных работ по изысканию новых прогрессивных методов выработки трудноизвлекаемых запасов.

На современном этапе развития нефтяной промышленности РТ основные месторождения вступили в позднюю стадию разработки, которая характеризуется снижением добычи нефти и увеличением отборов попутно добываемой воды.

На поздних стадиях разработки месторождений в процессе заканчивания, ремонта и эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин происходит ухудшение проницаемости призабойной зоны пласта. Это приводит к отключению нефтенасыщенных пропластков пониженной проницаемости, снижению продуктивности скважин, а также увеличению обводненности и консервации активных геологических запасов. Преждевременные прорывы закачиваемых вод по высоко проницаемым пропласткам и пластам блокируют значительные участки залежей нефти, что приводит, во-первых к неравномерной выработке запасов, во-вторых к преждевременному обводнению добывающих скважин и в-третьих к экономической нецелесообразности эксплуатации этих скважин. В тоже время выработка оставшихся трудноизвлекаемых запасов на более поздней стадии разработки потребует больших капитальных затрат. Поэтому равномерная выработка высокопродуктивных и малопродуктивных запасов является основной для рациональной разработки месторождений.

В настоящее время на месторождениях ОАО «Татнефть» испытывается и внедряется значительное количество различных методов увеличения нефтеотдачи пластов и воздействия на призабойную зону скважин с целью интенсификации их работы. Вместе с тем, масштабы их применения и эффективность недостаточны, чтобы повлиять на уровень добычи нефти в целом по ОАО «Татнефть». Причин этому несколько. Главными из них являются невысокая технологическая эффективность и большие затраты по внедрению методов повышения нефтеотдачи.

В этих условиях значительным резервом увеличения производительности скважин и нефтеотдачи пласта является разработка высокоэффективных вторичных и третичных методов добычи. Развиваются новые технологии, которые призваны обеспечить максимальное нефтеизвлечение, снизить себестоимость добычи нефти, повысить рентабельность и увеличить инвестиционные ресурсы нефтедобывающих компаний. Снижение себестоимости нефти, повышение рентабельности производства может быть достигнуто за счет применения новых прогрессивных технологий, направленных на интенсификацию добычи нефти и увеличение нефтеотдачи пластов, создания для этой цели соответствующих технических средств и механизма их реализации [1].

1. Общие сведения о месторождении

Ново-Елховское нефтяное месторождение является вторым по запасам месторождением Республики Татарстан и расположено в ее Закамской юго-восточной части в пределах Заинского и Альметьевского районов. На достаточно близком (20-45 км) от него расстоянии располагаются такие города, как Альметьевск, Бугульма, Заинск. Район месторождения покрыт сетью шоссейных и грунтовых дорог, через которые могут выполняться круглогодичные грузовые перевозки и связь с нефтепромысловыми объектами, а также выход на шоссейную дорогу федерального значения Казань-Уфа. Транспортная связь может также осуществляться по железной дороге (ж.д. станции в гг. Альметьевск, Бугульма, Набережные Челны), водным (пристань на р. Кама в г. Набережные Челны) и воздушным путями (аэропорты в гг. Набережные Челны, Бугуль­ма). В орогидрографическом отношении рассматриваемый район расположен в наиболее приподнятой части восточного Закамья в пределах пологого северо-западного склона Бугульминско-Белебеевской возвышенности.

В непосредственной близости к востоку от Ново-Елховского месторождения расположено гигантское Ромашкинское нефтяное месторождение, что в целом способствовало развитию мощной инфраструктуры нефтяной индустрии в рассматриваемом районе, где имеется развитая система сбора и транспорта нефти, в основном реализованная по групповой герметизированной схеме. Для закачки в системе ППД в настоящее время используется как пресная вода из Камского водовода, так и очищенная сточная вода из ближайших товарных парков. Энергоснабжение осуществляется в основном через линии электропередач от Заинской ГРЭС.

Ново-Елховское месторождение может быть отнесено к числу многообъектных и многопластовых объектов, характеризующихся особенностями площадного распространения и залегания по разрезу различных типов коллекторов. В пределах месторождения выявлен целый ряд промышленно нефтеносных объектов: в терригенных отложениях пашийского и кыновского горизонтов верхнего девона и бобриковского горизонта нижнего карбона, а также в карбонатных отложениях турнейского яруса нижнего карбона и башкирского яруса и верейского горизонта среднего карбона.

Разработка месторождения ведется силами двух НГДУ: «Елховнефть» (Ново-Елховская и Федотовская площади) и «Заинскнефть» (Акташская площадь).

Ново-Елховское месторождение разрабатывается с 1960г. и находится на IV, завершающей стадии разработки. Одним из важных вопросов, на сегодняшний день, для НГДУ «Елховнефть» является вопрос увеличения нефтеотдачи пластов, и, как следует из этого, вопрос о проведении мероприятий по увеличению производительности фонда добывающих и нагнетательных скважин.

В осуществлении задачи поддержания уровней или увеличения добычи нефти в НГДУ «Елховнефть» важная роль принадлежит применению и внедрению новой техники и технологии, как при работе со старым фондом, так и при бурении новых скважин. [1]

2. Геолого-физическая характеристика месторождения

2.1 Характеристика геологического строения

На площадях Ново-Елховского месторождения, по данным бурения, осадочная толщина представлена терригенно-карбонатными породами девонской, каменноугольной и пермской систем.

Девонская система, в составе среднего и верхнего отделов, залегает на глубинах 1280-1930 метров, и представлена в объеме четырех ярусов, от эйфельского и фаменского, и 14 горизонтов – от бийского до лебедянского включительно.

Нижняя часть разреза, до кыновского горизонта включительно, сложена терригенными породами, песчано-глинистыми, песчано-алевролитовыми, среди которых выделяется ряд пластов коллекторов, разделенных плотными и глинистыми породами. Общая толщина терригенной части девона составляет до 200 метров. Верхняя часть разреза девона от саргаевского горизонта и выше сложена карбонатными породами – известняками, доломитами и их переходными разностями. Общая толщина карбонатной части девона составляет, в среднем, 400-500 метров. В карбонатной толще девона выделяется большое число пористо-проницаемых интервалов.

Каменноугольная система представлена всеми тремя отделами в объеме семи ярусов от турнейского до гжельского, включая 15 горизонтов. Отложения вскрыты на глубинах от 460 до 1280 метров, общая толщина до 820 метров.

Основная часть разреза (более 80 %) сложена различными разностями карбонатных пород; и только бобриковский, елхово-радаевский горизонты нижнего карбона и верейский горизонт среднего карбона сложены терригенными породами – песчаниками, глины, глинистыми сланцами с прослоями карбонатов и углей.

Отложения турнейского, фаменского и франского ярусов образуют нижний карбонатный комплекс палеозоя. Здесь происходит уменьшение турнейского яруса до 120-200 метров и заметным увеличением толщи карбонатной части девона.

Пермская система представлена двумя отделами. Наиболее полно представлены отложения нижнего отдела от ассельского до кунгурского ярусов – известняки, доломиты, ангидрит, гипс. Отложения верхнего отдела – красноцветные, песчано-глинистые отложения с прослоями карбонатов, залегают с размывом на породах нижнего отдела. Отложения пермской системы залегают от дневной поверхности до 460 м.

Четвертичные отложения имеют небольшой объем 0-28 м., и представлены глинами, супесями и суглинками. Выделяются древнечетвертичные (аллювий речных террас) и современные отложения – аллювий и делювий речных террас, пойм и склонов водоразделов.

Ново-Елховское месторождение приурочено к Акташско-Ново-Елховскому валу, структуре второго порядка, осложняющему склон Южно-Татарского свода, от центральной части короткого он отделен узким (1,5-3км) и сравнительно глубоким (50-60м) Алтунино-Шунакским прогибом меридионального простирания и протяженностью около 100 км.

На Ново-Елховском месторождении по терригенному девону выделено три площади разработки: на севере – Акташская площадь 34 тыс.га, на своде структуры – Ново-Елховская, площадью 42 тыс.га и на юге Федотовская

12 тыс.га. Каких-либо структурно-геологических границ между площадями не отмечается и выделены они условно, в основном в связи с их различной продуктивностью и разновременностью ввода в разработку.

Характеризуя в целом состояние эксплуатационного объекта, можно отметить, что дизъюктивных нарушений не зафиксировано, несмотря на большое количество пробуренных скважин. Ловушки нефти являются структурными. Все залежи нефти терригенных отложений являются пластовыми сводовыми литологическими осложненными, а в карбонатных отложениях – от массивных до пластовых сводовых литологически осложенных. [1]