Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНЬЯ О НЕФТЕ-ГАЗОВОМ ПРОМЫСЛЕ

2. БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

3. ЗАЛЕЖИ НЕФТИ И ГАЗА

4. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

5. СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ

6. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН

7. ПОДЗЕМНЫЙ И КАПИТАЛЬЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

8. ЭКСПЛУАТАЦИЯ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

9. СБОР, ТРАНСПОРТ И ПОДГОТОВКА СВКАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ

10. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

11. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ В ПРОЦЕССЕ РАЗБУРИВАНИЯ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

скважина месторождение разбуривание нефтяной

Введение

Мишкинское нефтяное месторождение расположено на границе Воткинского и Шарканского районов Удмуртской Республики. На территории месторождения находятся мелкие населенные пункты: деревни Мишкино, Черепановка. Площадь месторождения расположена в бассейне реки Кама и занимает водоразделы речек Вотка, Шарканка, Сива. Это холмистая месность, расчлененная оврагами. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 140-180м на юге, до 180-250м на севере.

Климат района умеренно-континентальный, с продолжительной (до 6 месяцев) зимой. Средняя температура +2 С0, морозы иногда достигают -40 С0. Средняя глубина промерзания грунта 1,2м.

Добычу нефти ведет УН-ЮГ УДНГ-1.

Водозабор для ППД расположен на реке Сива. Источник энергоснабжения - подстанция 220/110/35/6 кВ «Сива». Подготовка нефти осуществляется на Мишкинской УПН, расположенной на территории месторождения.

Строение и геолого-динамическая характеристика Мишкинского месторождения.

В тектоническом отношении Мишкинское месторождение приурочено к одноименной антиклинальной структуре субширотного простирания, в юго-восточной части Киенгопского вала. Структура осложнена двумя куполами западным Воткинским и восточным Черепановским.

В геологическом строении месторождения принимают участие отложения девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов.

Промышленная нефтеносность по месторождению приурочена к отложениям среднего и нижнего карбона.

В верейском горизонте выделено два продуктивных пласта В-II. B-III, разделенные хорошо прослеживаемыми аргиллитами и глинистых известняков толщиной от 4-до 6м. Коэффициент песчанистости составляет 0,42, коэффициент расчлененности 3,18 д.ед. Толщина эффективных нефтенасыщенных известняков пласта B-III колеблется от 0,6 до. 6,8м. Пласт В-II хорошо выдержан по площади месторождения. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,2м до 6,4м. Залежи нефти, приуроченные к пластам В-II и, пластовые сводовые. ВНК принят на отметке -1040м для пласта В-П, -1042м для пласта B-III.

Залежь нефти башкирского яруса приурочена к известнякам, коллекторские свойства которых резко меняется как по площади, так и по разрезу. Продуктивный пласт состоит из большого количества пористых пропластков, коэффициент расчлененности по залежи 7,48. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 4,6 м, при интервале изменения от 1,6 до.1-7,2м. Кровля продуктивных отложений ограничена пластом верейских аргиллитов. Залежь нефти массивно-слоистая.

Яснополянский надгоризонт представлен пористыми песчаниками и алевролита-ми тульского и бобрикрвското возраста (Тл-О.Тл -I и Тл - II тульского горизонта и пласты. Bb-I, Bb-II, ВЬ-IП бобриковского горизонта). Эффективная толщина сравнительно выдержана, коэффициент расчлененности по залежи - 6,1. Общая толщина яснополянского надгоризонта составляет 19,2м, средняя нефтенасыщенная толщина 4,8 м. Наиболее регионально распространены пласты.Тл-I. Тл - II, Бб - I, Bb-II, ВЬ - III. Плотные пропластки не выдержаны и пласты местами сливаются, образуя сложную гидродинамическую систему. Залежи нефти яснополянского надгоризонта относятся к типу пластово-сводовых. Залежь нефти в турнейском ярусе приурочена к пласту пористо-кавернозных известняков толщиной до 36м, залегающему в кровле черепетского горизонта. Пласт довольно хорошо вьдержан по площади, средняя нефтенасыщенная толщина составляет 7,7м. Покрышкой служат аргиллиты подошвы кизеловского горизонта. В большинстве скважин прослеживаются среди пористых плотные разности известняков толщиной от 0,8 до 8,0м, коэффициент расчлененности равен 3,98. Залежь имеет массивное строение. В подошвенной части залегает прослой плотных (по промыслово-геофизическим данным) низкопроницаемых пород толщиной 3-6м, отделяющий его от нижних водоносных пропластков. Однако анализ кернового материала по некоторым скважинам из этого прослоя, выполненный в Пермском отделении ВНИГНИ, свидетельствует о наличии в нем трещиноватости.

Коллектора характеризуются высокой послойной и зональной неоднородностью и сравнительно невысокими фильтрационо-емкостными свойствами. Так, пористость в среднем около 16%, проницаемость - 0,213 мкм2. Средняя нефтенасыщенная толщина 7,5м. Нефть, насыщающая эти породы, высоковязкая (72,7 мПа-с). По поверхностным пробам нефть высокосмолистая (17,78%), высокопарафинистая (6,09%).

Нефть по химическому составу высокосернистая, парафинистая и смолистая, тяжелая и высоковязкая. Газонасыщенность нефтей Мишкинского месторождения незначительная. Залежи лишены газовых шапок.

В 1995-96 годах силами СП 16/96 АО «Пермнефтегеофизика» в районе Мишкинского месторождения с целью до разведки проведены дополнительные сейсмические исследования с целью уточнения геологического строения нижнего карбона, девона, венда и рифея. По результатам проведенных работ составлены структурные карты по отложениям карбона, девона, рифея. Проведенные детальные работы позволили уточнить структурные планы и сделать выводы о перспективности девонских отложений для поисков нефти, так выявлен ряд структур находящихся в непосредственной близости к Мишкинскому месторождению.

Результаты разведочного и эксплуатационного бурения на юго-западе Воткинского купола показали, что залежи нефти верейского горизонта и башкирского яруса сливаются в единую залежь с аналогичными залежами Лиственского месторождения. В соответствии с полученными результатами испытания и ГИС по скважинам водонефтяной контакт по пластам В-П, B-III вскрыт, соответственно на отметках -1040м и -1042м, что соответствует утвержденному. По отложениям башкирского яруса наблюдается ступенчатое погружение этажа нефтеносности в сторону Лиственского месторождения, водонефтяной контакт условно принят в этом районе на абс. отм. -1053м. По среднему карбону залежи месторождений разделены условной линией, проходящей через скважины 4331, 4362. В 1994-1995, гг. выполнен прирост запасов нефти по башкирским и верейским отложениям в данном районе.

Результаты прироста запасов, подсчетные параметры этой части залежи приведены в таблице 1.

Подсчетные параметры и запасы нефти (сочленение Мишкинского и Лиственского месторождений)

Площадь, тыс. м2	Эфф. н/н толщина, м	Объем, тыс. м3	Коэффициенты	Плотность, г/см3	Балансов. Запасы, тыс. т	К И Н	Извлек, запасы, тыс.т
			пори стос-ти, д. ед.	нефте-насыщ д. ед.	пересчётный
Пласт В-П
7005,7	2,75	19233,4	0,17	0,72	0,978	0,8985	2068,7	0,34	703,4
Пласт В-Ш
5184,5	1,22	6312,3	0,15	0,67	0,978	0,8985	557,5	0,34	189,5
Башкирский ярус
3721,6	2,8	10418,3	0,14	0,78	0,968	0,8949	985,5	0,34	331,1

По результатам эксплуатационного бурения в южной части Воткинского купола (скв. 2103, 2128, 2144, 2315) произошло расширения контура нефтеносности по пласту В-III; по данным опробования и материалам ГИС водонефтяной контакт принят на абс. отм.-1042м, что соответствует утвержденному. Прирост запасов нефти по пласту В-III; выполнен в 1997г., результаты подсчета запасов приведены в таблице 2.

Подсчетные параметры и запасы нефти по пласту В-III; (Воткинское поднятие)

Категория	Площадь, тыс. м2	Эфф н/н тол- щина, м	Объем, тыс. м3	Коэффициенты	Плотность, г/см3	Балан- сов. Запасы, тыс. т	К И Н	Извлек, запасы, тыс.т
				Пори стос- ти, д. Ед.	нефтена-сыщ д. Ед.	пересчёт- ный
B-III
С 1	2363,9	1,24	2932,0	0,18	0,75	0,956	0,8963	339,2	0,34	115,3

На Черепановском поднятии Мишкинского месторождения в 1989-2000г.г. велись геологоразведочные работы. Пробурено восемь разведочных скважин (247, 249, 250, 251, 252, 253, 255, 131), силами «Пермнефтегеофизика» проведены детализационные сейсморазведочные работы. В 2000 году проведена переинтерпритация данных сейсморазведки с учетом последних результатов (бурения скв.131 на Южно-Черепановском поднятии), а так же дополнительно использован сейсморазведочный материал по Пермской области для уточнения структурных построений в восточной части поднятия. Результаты этих работ показали, что структурный план более сложный, чем представлялось ранее.

При первоначальном подсчете запасов были выделены два небольших купола разделенные прогибом в районе скважины 212, западный, соединяющейся с собственно Воткинским поднятием и восточный частично выходящий за пределы Удмуртии на территорию Пермской области. Материалы сейсмики и глубокое разведочное бурение показали, что этот район по отложениям нижнего карбона представляет собой совокупность мелких структур, с которыми связаны залежи нефти в турнейских и яснополянских отложениях. По среднему карбону разрозненные залежи объединяются в более крупные - это р-н скв. 247-131 и 249-255. Анализ имеющихся материалов позволил уточнить границы, нефтенасыщенные толщины, коллекторские свойства, положение ВНК и выполнить подсчет запасов по продуктивным отложениям.

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНЬЯ О НЕФТЕ-ГАЗОВОМ ПРОМЫСЛЕ

Нефтяной промысел - технологический комплекс, предназначенный для добычи и сбора нефти на месторождении, a также обработки продукции скважин (нефти, нефтяного газа, пластовой воды) c целью подготовки её к дальнейшему транспортированию потребителям (нефте- и газоперерабатывающим заводам и др.). Сооружения и коммуникации нефтяного промысла подразделяются на основные (эксплуатационные, нагнетатательные и контрольные скважины, трубопроводы, насосные и газокомпрессорные станции, установки подготовки нефти и воды, резервуарные парки и др.) и вспомогательные (объекты энерго- и водоснабжения, канализации и связи, механич. мастерские, трансп. сеть и др.)

Кол-во нефтяных скважин зависит в основном от размеров месторождения, схемы его разработки и изменяется от несколько десятков до несколько сотен и тысяч. Ha площади месторождения эксплуатационные скважины располагаются кустами из 3-12 (иногда до 50-80) скважин, нагнетательных скважины - в зависимости от выбранной системы Заводнения. Фонд скважин на месторождении непостоянен, его увеличивают по мере разработки залежи. Нач. дебиты эксплуатационных скважин изменяются примерно от 1 до 200 т в сутки. Эффективность работы H. п. определяется гл. обр. выбранной при обустройстве месторождения технологической схемой внутрипромыслового сбора продукции скважин. Применяется несколько схем, характеризующихся полной герметизацией процесса сбора нефти от каждой скважины до промыслового пункта сбора продукции всех скважин, т.н. центр. пункта сбора нефти и газа (ЦПС), что сводит к минимуму потери продукции и исключает загрязнение окружающей среды.

Продукция скважин по трубопроводу поступает на групповую замерную установку (ГЗУ), где по каждой скважине периодически замеряют кол-во поступающей из неё нефти, определяют содержание в последней воды и нефтяного газа (по замерам подсчитывают суточный дебит каждой скважины по нефти и по газу). Затем нефть направляется в зависимости от размеров месторождения на дожимную насосную станцию (ДНС) или ЦПС. ДНС применяются при значит. удалённости ГЗУ от центр. пункта сбора и предназначаются для создания дополнит, напора в системе внутрипромыслового транспорта (до ЦПС). Кроме того, здесь осуществляется первая ступень сепарации нефти (производится в осн. при давлениях 0,2-1,0 МПa, давление сепарации выбирается из расчёта бескомпрессорного транспорта газа, выделившегося на ДНС, до компрессорной станции, газоперерабатывающего завода или других потребителей), где выделяется до 90% растворённого нефтяного газа. После ДНС частично разгазированная нефть и газ поступают на ЦПС (газ по газопроводу за счёт давления, создаваемого в нефтегазовом сепараторе, нефть перекачивается насосами по напорному нефтепроводу). B случае близкого расположения ГЗУ и ЦПС первая ступень сепарации нефти осуществляется на последнем (см. Нефтяной сборный пункт). Ha ЦПС располагаются также установки подготовки нефти, на которых производится её обезвоживание и обессоливание. Ha ЦПС осуществляется также окончат. разгазирование нефти на концевых сепарационных установках, a в некоторых нефтедобывающих pайонах (Татария, Башкирия, Куйбышевская обл.) проводится глубокая дегазация (стабилизация) нефти в ректификационных колоннах. Ha нефтяном промысле осуществляется также контроль за разработкой нефтяного месторождения, проводятся мероприятия по повышению Нефтеотдачи пластов и др.

Современный нефтяной промысел характеризуется высоким уровнем автоматизации и телемеханизации, позволяющим осуществлять контроль и управление режимами эксплуатации нефтяных скважин, систем сбора и подготовки нефти, газокомпрессорными, нефте- и водонасосными станциями. Cв. 80% нефти добывается на комплексно автоматизированных промыслах.

Структура отрасли

В советское время отраслью руководили три ведомства:

Министерство нефтяной промышленности (МНП), от которого в середине 60-х в качестве самостоятельного органа отделились Министерство газовой промышленности (МГП), отвечавшее, в частности, за транспортировку нефти и газа (для этого было создано специальное подразделение Главтранснефть).

Министерство строительства для нефтяной и газовой промышленности (Миннефтегазстрой, МНГС), Министерство геологии.

Помимо основных трех министерств нефтяникам приходилось иметь дело с целым рядом вспомогательных, занимающихся строительством дорог и жилья, транспортировкой грузов и рабочих, строительством и монтажом электростанций и ЛЭП.

Крупная реорганизация отрасли произошла в начале семидесятых, когда нефтепромысловые управления были преобразованы в нефтегазодобывающие управления (НГДУ). Чтобы упростить систему управления производством и сократить число инженерно-технических работников, было решено создать на базе мелких слабеющих подразделений единую службу ремонтных и вспомогательных работ (Базы производственного обслуживания), которая работала бы по договорам со всеми подразделениями НГДУ. Изменения произошли и в аппарате управления МНП - вместо территориальных главков, которым были подчинены объединения, создали функциональные управления: управление по добыче, управления по бурению, управление по автоматизации и т.п.

Следующим важнейшим этапом эволюции структуры нефтяной промышленности стало создание производственных объединений (ПО) в конце семидесятых годов. По инициативе министерства стали организовываться первые ПО в Нижневартовске, Сургуте, Нефтеюганске, Урале. ПО объединяли все виды работ в определенном районе - поиск, разведка, добыча, строительство, бурение, геофизика, переработка газа, транспортировка и ремонтные работы. Многие ПО содержали на своем балансе города и поселки, речной и морской транспорт, сельскохозяйственные предприятия. В состав восьми ПО входили научно-исследовательские институты. Ряд объединений (Танефть, Башнефть, Саратовнефтегаз, Самаранефтегаз, Краснодарнефтегаз) вели вахтовые работы по освоению отдельных нефтегазовых месторождений и ремонту скважин в Тюменской области и на севере Европейской части России.

Продолжением структурирования отрасли по производственному принципу в современных условиях стало создание т.н. веритикально-интегрированных нефтяных компаний (ВИНК), выстроенных по технологической цепочке «от разведки до бензоколонки». Это значит, что ВИНКи самостоятельно осуществляют геологоразведку и бурение, эксплуатацию скважин, переработку нефти и реализацию нефтепродуктов, в частности, заграницу. Типовая структура ВИНКа включает буровые предприятия на основе управления буровых работ и разведочного бурения (УБР, УРБ), нефтедобывающие компании на базе НГДУ, нефтеперерабатывающие предприятия, а также сбытовые организации. Единственной прерогативой министерства, вначале преобразованного в Роснефтегаз, а затем в Министерство топлива и энергетики (Минтопэнерго) оставлась транспортировка нефти нефтепродуктов, затем она была передана Транснефти и Транснефтепродукту. Всего вместе с заводами по производству нефтепромыслового оборудования и научно-исследовательскими институтами, дополняющими нефтегазовый комплекс, в отрасли занято порядка 1 млн. человек.

2. БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Первоначально в нашей стране использовали бурение для строительства соляных скважин. Информация о бурении скважин для поисков нефти относится к 30-м годам XIX века на Тамани. По предложению горного инженера Н.И. Воскобойникова в 1848 году на Биби-Эйбате была пробурена скважина с помощью бура, из которой получена нефть. Это была первая нефтяная скважина в мире, построенная с помощью бурения с использованием способа непрерывной очистки скважины от пробуренной породы промывкой жидкостью.

Скважины бурятся вертикальные, наклонные, горизонтальные. Широкое применение получил метод наклонно-направленного кустового бурения, когда с одной площадки бурится наклонным способом 15 и более скважин. Этот метод успешно применяется в условиях заболоченных мест, при бурении скважин с морских буровых платформ, для сохранения плодородных пахотных земель и т.д.

Понятие о скважине

Скважина - это горная выработка (вертикальная или наклонная) круглого сечения, глубиной от нескольких метров до нескольких километров, различного диаметра, сооружаемая в толще земной коры. Верхняя часть скважины называется устьем, нижняя часть скважины называется забоем, а боковая поверхность называется стволом скважины. Расстояние от устья скважины до забоя по оси ствола скважины называется длиной скважины. Проекция длины на вертикальную ось называется глубиной скважины.

Скважины бывают нефтяные, газовые, газоконденсатные, нагнетательные, наблюдательные, оценочные и т.д. Конструкция скважин должна отвечать следующим требованиям:

1. Обеспечивать механическую устойчивость стенок ствола скважины и надежное разобщение всех (нефть, газ, вода) пластов друг от друга, свободный доступ к забою скважин спускаемого оборудования, недопущение обрушения горных пород в стволе скважины.

2. Эффективную и надежную связь забоя скважины с продуктивным (нефтяным или газовым) пластом.

3. Возможность герметизации устья скважины и обеспечение направления извлекаемой продукции в систему сбора, подготовки и транспорта нефти и газа или нагнетания в пласт агента воздействия.

4. Возможность проведения в скважинах исследовательских работ, а также различных геолого-технических и ремонтно-профилактических работ.

Устойчивость стенок ствола скважин и разобщение пластов друг от друга достигается за счет бурения и спуска в скважину нескольких труб, называемых обсадными. Вначале скважина бурится на глубину 50-100 метров, в нее спускается стальная труба (1 = 500 мм и более - направление. Пространство между наружной стенкой трубы и стенкой скважины (породы) заполняется специальным тампонажным цементным раствором под давлением с целью недопущения обвала верхних пород и перетоков между верхними пластами. Затем скважина бурится меньшим диаметром долота на глубину 500-600 м, в нее спускается труба диаметром 249-273 мм и цементируется, как и направление, до устья. Эта колонна труб называется кондуктором и предназначена для предотвращения размыва верхних пластов, а также для создания канала для бурового глинистого раствора. После этого скважина бурится до проектного забоя. В нее спускается эксплуатационная колонна (стальная труба диаметром 146-168 мм), а пространство между трубой и породой под давлением заполняется цементным раствором до устья. Объем цементного раствораи давление его закачки определяются расчетом. После затвердения цементного раствора (обычно 48 часов) в межтрубном пространстве между наружной стенкой трубы и породой образуется цементный камень, который разобщает пласты между собой.

В зависимости от характеристики залежи, ее пластового давления, геологического разреза и др. конструкция скважин может быть одноколонной или многоколонной (двух или трех). Последняя колонна называется эксплуатационной.

После завершения бурения, спуска эксплуатационной колонны, ее цементации в скважине в интервале нефтяного или газового пласта делаются сквозные отверстия через стальную трубу и цементный камень с помощью специальных перфораторов.

После этого скважина осваивается и вводится в эксплуатацию. Скважина может быть с закрытым или открытым забоем. Открытый забой используется, когда продуктивный пласт сложен из плотных пород - карбонатных, известковых или плотных песчаников. При открытом забое скважина бурится до кровли продуктивного пласта, спускается эксплуатационная колонна и цементируется. Затем долотом меньшего диаметра через эксплуатационную колонну вскрывают (добуривают) продуктивный пласт. При этом не требуется перфорация, т.к. продуктивный пласт не перекрывается металлической трубой.

Если продуктивный пласт состоит из неустойчивых и слабоцементированных песчаников или известняков, то забой скважины оборудуется закрытым. При этом скважина бурится до проектной глубины (несколько ниже на 15-20 м продуктивного пласта создается так называемый «зумф»), в нее спускается эксплуатационная колонна, которая цементируется, а затем делается перфорация продуктивных участков пласта для сообщения пласта с забоем скважины. Если пласт представлен слабоцементированными песчаниками или алевролитами, то продуктивный пласт можно вскрывать при открытом забое с последующим спуском фильтра-хвостовика. Фильтр представляется в виде отверстий в эксплуатационной колонне в интервале продуктивного пласта.

Способы бурения нефтяных и газовых скважин.

Существует несколько способов бурения, но промышленное применение нашло механическое бурение. Механическое бурение подразделяется на ударное и вращательное. При ударном бурении буровой инструмент состоит из долота 1, ударной штанги 2, канатного замка 3. На бурящейся скважине устанавливается мачта 12, которая имеет в верхней части блок 5, оттяжной ролик балансира 6, вспомогательный ролик 8 и барабан бурового станка 11. Канат навивается на барабан 11 бурового станка. Буровой инструмент подвешивается на канате 4, который перекидывается через блок 5 мачты 12. При вращении шестерен 10 шатун 9, совершая возвратно-поступательное движение, приподнимает и опускает балансирную раму 6. При опускании рамы оттяжной ролик 7 натягивает канат и поднимает буровой инструмент над забоем скважины. При подъеме рамы канат опускается, долото падает на забой и разрушает породу. Для очистки забоя от разрушенной породы (шлама) поднимают буровой инструмент из скважины и спускают в нее желонку (удлиненный цилиндр типа ведра с клапаном в дне). Для повышения эффективности ударно-канатного бурения необходимо своевременно очищать забой скважины от выбуренной породы.

Вращательное бурение.

Нефтяные и газовые скважины в настоящее время бурятся методом вращательного бурения. При вращательном бурении разрушение горной породы происходит за счет вращающегося долота. Под весом инструмента долото входит в породу и под влиянием крутящего момента разрушает породу. Крутящий момент передается на долото с помощью ротора, устанавливаемого на устье скважины через колоннубурильных труб. Этот метод бурения называется роторным бурением. Если крутящий момент передается на долото от забойного двигателя (турбобура, электробура), то этот способ называют турбинным бурением.

Турбобур - это гидравлическая турбина, приводимая во вращение с помощью нагнетаемой насосами в скважину промывочной жидкости.

Электробур представляет собой электродвигатель в герметичном исполнении, электрический ток к нему подается по кабелю с поверхности.

Буровая вышка - это металлическое сооружение над скважиной для спуска и подъема бурового инструмента с долотом, забойных двигателей, обсадных труб, размещения бурильных свечей после их подъема из скважины и т.д.

Вышки выпускаются нескольких модификаций. Основные характеристики вышек - это грузоподъемность, высота, емкость «магазинов» (место длясвечей бурильных труб), размеры нижнего и верхнего оснований, вес (масса вышки).

Грузоподъемность вышки - это максимальная, предельно допустимая нагрузка на вышку в процессе бурения скважины. Высота вышки определяет длину свечи, которую можно извлечь из скважины, от величины которой зависит продолжительность спускоподъемных операций.

Для бурения скважин на глубину 400-600 м применяется вышка высотой 16-18 м, на глубину 2000-3000 м - высотой 42 м, а на глубину от 4000 до 6500 м - 53 м. Емкость «магазина» показывает, какая суммарная длина бурильных труб диаметром 114-168 мм может быть размещена в них. Размеры верхнего и нижнего оснований характеризуют условия буровой бригады с учетом размещения бурового оборудования, бурильного инструмента и средств механизации спускоподъемных операций. Размеры верхнего основания вышек составляют 2x2 или 2,6x2,6 м, а нижнего - 8x8 или 10x10 м.

Общая масса буровых вышек составляет десятки тонн.

Цикл строительства скважины.

Перед началом бурения на месте бурения скважины площадку освобождают от посторонних предметов, при наличии леса его вырубают и выкорчевывают. Если бурение будет вестись в заболоченной местности, то предварительно отсыпают дорогу до места буровой, а также отсыпают площадку, ликвидируя заболоченность, под буровой установкой. Делают планировку площадки, подводят линию электропередачи, связь и водовод.

Буровые вышки, если позволяет рельеф местности и расстояние, перевозят без разборки на специальных гусеничных тележках или на санях с полозьями, а также возможен метод пневмопередвижки. После перевозки и установки на месте буровой вышки начинают монтаж остального оборудования, т.е. монтаж поршневых насосов с дизельным приводом или насосов с электроприводом; систему очистки бурового раствора, электрощитовую, устьевое оборудование (ротор, превентор, гидравлический индикатор веса), буровое укрытие для привышечных сооружений и т.д. Если бурение начинается на новой площади, удаленной- от места ведения буровых работ, в этом случае все оборудование, включая буровую вышку, насосный блок, очистные сооружения и т.д., завозят в разобранном виде на буровую площадку и здесь начинают собирать буровую вышку и все остальное оборудование.

После монтажа буровой вышки и всего оборудования начинают проводить подготовительные работы к бурению скважины.

К подготовительным работам относятся:

1. Оснастка талевого блока и кронблока стальным канатом и подвеска подъемного крюка.

2. Установка и опробование средств малой механизации.

3. Сборка и подвеска к крюку вертлюга квадрата (ведущая труба), присоединение гибкого высоконапорного шланга к трубе-стояку и к вертлюгу.

4. Центровка вышки.

5. Установка ротора.

6. Бурение направления скважины.

Скважины бурят вертикальные, наклонно-направленные и горизонтальные. Долгое время основным видом бурения скважин было вертикальное бурение. Последние годы все чаще стал применяться метод наклонно-направленного бурения, т.е. когда, согласно проектам на бурение, скважина бурится по траектории с отклонением от вертикали. Обычно наклонные скважины целесообразно бурить под дно моря, реки, озера, а также под горы, овраги; в болотистой местности, заповедных лесах, под крупные промышленные объекты, города и села. Наклонные скважины также применяют при ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов, а также в целях сохранения плодородных земель, с целью снижения стоимости бурения скважин за счет сокращения подготовительных работ и коммуникаций (связь, электроэнергия, водоводы и т.д.). Для отклонения профиля скважины от вертикали применяют специальные приспособления. К ним относятся: кривой переводник, кривая бурильная труба, различного вида отклонители и т.д. Все больше и больше в нашей стране в последние годы применяется горизонтальное бурение скважин и бурение боковых горизонтальных стволов скважин в отработанных и нерентабельных скважинах, где имеются невыработанные пропластки с нефтью.

Перфорация скважин. После того как обсадные трубы спущены в скважину и зацементированы, против продуктивной части пласта при помощи перфораторов делают отверстия в эксплуатационной колонне и цементном камне для соединения продуктивной части пласта с забоем скважины. Эта операция называется перфорацией. Применяются различные методы перфорации скважин: пулевая, торпедная, кумулятивная и гидропескоструйная.

Пулевой перфоратор (ПП) представляет собой трубу длиной 1 м и диаметром 100 мм, которая заряжается спрессованным порохом и 10 стальными пулями. На каротажном кабеле пулевой перфоратор спускают в скважину, заполненную глинистым раствором, устанавливают против заданного интервала продуктивного пласта и делают выстрелы. Глубина отверстий в породе не превышает 5-7 см. Многие пули застревают в эксплуатационной колонне, в цементном камне, и только небольшое число их пробивает колонну и цементный камень. Практически в настоящее время не находит применения.

Торпедный перфоратор (ТП). Торпедная перфорация осуществляется аппаратами, спускаемыми на кабеле и стреляющими разрывными снарядами диаметром 22 мм. Аппарат состоит из секций, в каждой из которых имеется по два горизонтальных ствола. Снаряд снабжен детонатором накольного типа. При остановке снаряда происходит взрыв внутреннего заряда и растрескивание окружающей горной породы. Глубина каналов, по данным испытаний, составляет 100-160 мм, диаметр канала 22 мм. На 1 м продуктивной части пласта делается не более четырех отверстий, так как при торпедной перфорации часто происходит разрушение обсадной колонны. Так же, как и пулевая, торпедная перфорация применяется очень ограниченно.

В настоящее время в основном применяют кумулятивную перфорацию (ПК). Кумулятивные перфораторы имеют заряды с конусной выемкой, которые позволяют фокусировать взрывные потоки газов и направлять их с большой скоростью перпендикулярно к стенкам скважины.

В кумулятивный перфоратор вставляют шашку из спрессованного порошкообразного взрывчатого вещества, которая имеет конусную выемку, облицованную металлической плашкой.

Кумулятивная перфорация осуществляется стреляющими перфораторами, не имеющими пуль или снарядов. Прострел колонны, цементного камня и породы достигается за счет сфокусированного взрыва. Такая фокусировка обусловлена конической формой поверхности заряда взрывчатого вещества (ВВ), облицованной тонким металлическим покрытием (листовая медь толщиной 0,6 мм). Энергия взрыва в виде тонкого пучка газов - продуктов облицовки - пробивает канал. Кумулятивнаяструя имеет скорость в головной части до 6-8 км/с и создает давление 3-5 тыс. мПа.

При выстреле кумулятивным зарядом в колонне и цементном камне образуется узкий перфорационный канал глубиной до 350 мм и диаметром в средней части 8-14 мм.

На нефтяных промыслах применяют также гидропескоструйный перфоратор (ГПП).

Гидропескоструйный перфоратор состоит из толстостенного корпуса, в который ввинчивается до десяти насадок из абразивно-стойкого материала (керамики, твердых сплавов) диаметрами отверстий 3-6 мм.

Гидропескоструйный перфоратор спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах. Перед проведением перфорации скважины с поверхности в НКТ бросают шар, который перекрывает сквозное отверстие перфоратора. После этого с помощью насосных агрегатов АН-500 или АН-700 через НКТ в скважину закачивают жидкость с песком. Нагнетаемая жидкость с песком выходит только через насадки. При выходе из насадок развиваются огромные скорости абразивной струи. В результате за короткое время пробиваются отверстия в обсадных трубах, цементном камне и породе, ствол скважины соединяется с продуктивным пластом. В зависимости от диаметра насадок, их числа и скорости закачки жидкости глубина перфорационных отверстий достигает 40-60 см. При этом сохраняется герметичность цементного камня за колонной. При гидропескоструйной перфорации на устье скважины создается давление до 40 мПа. Темп прокачки жидкости с песком составляет 3-4 л/с на одну насадку. При этом объемная скорость струи в насадке достигает 200-300 м3/сут, а перепад давления 18-22 мПа. Продолжительность перфорации одного интервала - 15-20 минут. По окончании перфорации заданного интервала перфоратор поднимают и устанавливают на следующий интервал, и операция повторяется.

вызов притока в скважину.

В промысловой практике применяют следующие способы вызова притока жидкости из продуктивного пласта к забою скважины: тартание, поршневание, замена жидкости в скважине на более легкую, компрессорный метод, прокачка газожидкостной смеси, откачка глубинными насосами. Перед освоением скважины на устье устанавливается арматура. В любом случае на фланце обсадной колонны должна устанавливаться задвижка высокого давления для перекрытия ствола скважины в аварийных ситуациях.

Поршневание. При поршневании (свабировании) поршень, или сваб, спускается в НКТ на стальном канате. Поршень (сваб) представляет собой трубу диаметром 25-37,5 мм с клапаном, в нижней части открывающимся вверх. На наружной поверхности трубы (в стыках) устанавливаются резиновые манжеты (3-4 шт.), армированные проволочной сеткой. При спуске сваба под уровень жидкость в скважине перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме сваба клапан закрывается, а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над ними, прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются. За один подъем поршень выносит столб жидкости, равный глубине погружения его под уровень жидкости. Глубина погружения ограничивается прочностью тартального каната и обычно составляет 100-150 м.

Тартание - это извлечение жидкости из скважины желонкой, спускаемой на стальном (16 мм) канате с помощью лебедки на тракторе (автомобиле). Изготавливается желонка из трубы длиной 7,5-8 м, имеющей в нижней части клапан со штоком, открывающимся при упоре на шток. В верхней части желонки имеется скоба для крепления каната. Диаметр желонки не должен превышать 0,7 диаметра обсадной колонны. За один спуск желонка выносит из скважины жидкость объемом не более 0,06 м3.

Тартание - трудоемкий и малопроизводительный способ. В то же время тартание дает возможность извлекать глинистый раствор с забоя и контролировать уровень жидкости в скважине. Многократные спуск и подъем поршня приводят к постепенному понижению уровня жидкости в скважине. Большим недостатком этого метода является то, что приходится работать при открытом устье, что связано с опасностью выброса жидкости и открытого фонтанирования. Поэтому поршневание применяется в основном при освоении нагнетательных скважин.

Замена жидкости в скважине. Скважина, законченная бурением, обычно заполнена глинистым раствором. Если заменить глинистый раствор в скважине водой или дегазированной нефтью, то уменьшим забойное давление. Этим способом осваиваются скважины с большим пластовым давлением и хорошими коллекторскими свойствами.

Компрессорный способ освоения. Компрессорный способ имеет более широкое применение при освоении скважин. В скважину перед освоением спускаются насосно-компрессорные трубы, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному пространству через нагнетательный трубопровод подсоединяют передвижной компрессор или газовую линию с высоким давлением от газокомпрессорной станции. При нагнетании газа в скважину жидкость в межтрубном пространстве оттесняется до башмака НКТ или до пускового отверстия (3-4 мм) в НКТ, сделанного заранее на глубине 700-800 м от устья, и прорывается в НКТ. Газ, попадая в НКТ, газирует жидкость в них. В результате давление на забое значительно снижается. Регулируя расход газа, изменяют плотность газожидкостной смеси в трубах, а соответственно, и давление на забое скважины. При забойном давлении ниже пластового начинается приток жидкости и газа в скважину. После получения устойчивого притока скважина переводится на стационарный режим работы. Этот способ позволяет сравнительно быстро получить значительные депрессии на пласт, что особенно важно для эффективной очистки призабойной зоны скважины. В условиях крепких пород (песчаников, известняков) это приводит к интенсивной очистке порового пространства от кальматирующего (закупоривающего) материала, а в условиях рыхлых пород - к разрушению призабойной зоны пласта. Чтобы обеспечить более плавный пуск скважины, проводят закачку аэрированной нефти через межтрубное пространство с использованием компрессора, промывочного агрегата и смесителя. После выброса газожидкостной смеси через выкидную линию в приемную емкость подачу аэрированной нефти постепенно уменьшают до полного ее прекращения.

Освоение скважин сжатым воздухом в основном проводят применением передвижных компрессоров УКП-80 или КС-100. Компрессор УКП-80 развивает давление 8 МПа с подачей воздуха 8 м /мин, а КС-100 развивает давление 10 МПа с подачей воздуха 16 м3/мин. Следует отметить, что при освоении скважин сжатым воздухом возможны взрывы, так как при содержании углеводородного газа в смеси с воздухом от 6 до 15% образуется гремучая смесь.

Освоение скважин закачкой газированной жидкости.

Освоение скважин газированной жидкостью заключается в том, что вместо газа или воздуха в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (вода или нефть). Плотность такой газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости, что позволяет регулировать параметры процесса освоения. С учетом того, что плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, этот метод позволяет осваивать глубокие скважины компрессорами, которые создают меньшее давление.

Освоение нагнетательных скважин. Нагнетательные скважины должны иметь высокую приемистость по всей толщине продуктивного пласта. Этого можно достичь хорошей очисткой призабойной зоны продуктивного пласта от грязи и других кальматирующих материалов. Призабойную зону пласта очищают перед пуском нагнетательной скважины под закачку теми же способами, что и при освоении нефтедобывающих скважин, но дренирование призабойных зон пласта проводят по времени значительно дольше. Длительность промывки достигает одних суток и более и зависит от количества механических примесей, содержащихся в выходящей из скважины воде. Содержание механических примесей в конце промывки не должно превышать 10-20 мг/л.

Максимальная очистка порового пространства призабойной зоны пласта происходит с использованием таких способов дренирования, которые позволяют создавать очень высокие депрессии на пласт, обеспечивающие высокие скорости фильтрации жидкости к забоям скважин в условиях неустановившихся режимов. Чаще всего дренирование пласта проводят методами самоизлива, аэризации жидкости, откачки с применением высокопроизводительных погружных центробежных насосов и др.

При освоении нагнетательных скважин широкое применение получил метод переменных давлений (МПД). При использовании этого метода в призабойную зону пласта через НКТ с использованием насосных агрегатов в течение короткого времени периодически создают высокое давление нагнетания, которое затем резко сбрасывают через межтрубное пространство (проводят «разрядку»). При закачке жидкости с высоким давлением в призабойной зоне пласта раскрываются имеющиеся и образуются новые трещины, а при сбрасывании давления происходит приток жидкости к забою с большой скоростью. Хорошие результаты получают при использовании способа периодического дренирования призабойных зон созданием многократных мгновенных высоких депрессий на забое.

Иногда плохая приемистость нагнетательных скважин происходит или из-за низкой природной проницаемости пород пласта, или большого количества глинистых пропластков, освоить которые проведением дренажа призабойных зон не удается. В таких случаях для увеличения приемистости нагнетательных скважин используют другие методы воздействия, которые позволяют увеличивать диаметры фильтрационных каналов или создавать систему трещин в породах пласта. К таким методам относятся различные кислотные обработки, тепловые методы, гидравлический разрыв пласта, щелевая разгрузка, обработка пласта оксидатом и т.д.

3. ЗАЛЕЖИ НЕФТИ И ГАЗА

Скопления нефти и газа подразделяются на две категории: локальные и региональные. Такое деление предложил А.А. Бакиров, опубликовавший в трудах Международного геологического конгресса (1964 г.) единую классификацию всех категорий скоплений нефти и газа в земной коре. В категорию локальных скоплений им включаются залежи и местоскопления. Залежь нефти и газа представляет собой естественное локальное (единичное) скопление нефти и газа в ловушке. Залежь образуется в той части резервуара, в которой устанавливается равновесие между силами, заставляющими нефть и газ перемещаться в природном резервуаре, и силами, которые препятствуют этому.

Местоскопление нефти и газа -- это совокупность залежей нефти и газа, приуроченных к одной или нескольким естественным ловушкам в недрах одной и той же ограниченной по размерам площади, контролируемой единым структурным элементом.

Термин "месторождение нефти и газа" не отвечает действительному смыслу этого понятия, так как образование залежей происходит в результате сложных миграционных процессов, протекающих в недрах. Поэтому правильнее говорить о "местоскоплении залежей нефти и газа" (термин введен А.А. Бакировым).

В категорию региональных скоплений углеводородов включаются зоны нефтегазонакопления, нефтегазоносные области и провинции. Наряду с нефтегазоносными провинциями и областями в литературе также широко используется термин "нефтегазоносный бассейн", предложенный И.О. Бродом дня крупных впадин, выполненных осадочными толщами, в которых имеются комплексы с залежами нефти и газа. Нефть и газ в земной коре приурочены к ее осадочной оболочке стратисфере. Однако осадочная оболочка на земном шаре распространена не повсеместно и имеет различную мощность. Участки земной коры, различающиеся по мощности ископаемых осадков и размерам, оцениваются и в нефтегазоносном отношении неодинаково. Отмечается прямая связь между объемом осадочных толщ и масштабами ресурсов углеводородов в недрах той или иной территории, выделенной в качестве самостоятельной единицы нефтегазогеологического районирования.

Элементы залежи.

Газ, нефть и вода располагаются в ловушке в соответствии с их плотностью. Газ, как наиболее легкий, находится в кровельной части природного резервуара под покрышкой. Ниже поровое пространство заполняется нефтью, а еще ниже - водой. На рис. приведены принципиальные схемы (карта и разрез) залежи нефти с газовой шапкой, приуроченной к сводовому изгибу пласта-коллектора пластового природного резервуара.

Поверхности контактов газа и нефти, воды и нефти называются поверхностями (соответственно) газонефтяного (ГНК) и водонефтяного (ВНК) контактов. Линия пересечения поверхности ВНК (ГНК) с кровлей продуктивного пласта называется внешним контуром нефтеносности (газоносности). Если поверхность контакта горизонтальная, то контур нефтеносности (газоносности) в плане параллелен изогипсам кровли пласта. При наклонном положении поверхности ВНК (ГНК) контур нефтеносности (газоносности) на структурной карте будет пересекать изогипсы кровли пласта, смещаясь в сторону наклона поверхности раздела.

Линия пересечения поверхности водонефтяного (газонефтяного) раздела с подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности (газоносности).

Если в ловушке количество нефти и газа недостаточное для заполнения всей мощности пласта, то внутренние контуры газоносности и нефтеносности будут отсутствовать. У залежей в массивных резервуарах внутренние контуры отсутствуют.

Длина, ширина и площадь залежи определяются по ее проекции на горизонтальную плоскость внутри внешнего контура нефтеносности (газоносности). Высотой залежи (высота нефтяной части залежи плюс высота газовой шапки) называется вертикальное расстояние от подошвы до ее наивысшей точки.

Классификация залежей нефти и газа.

Разработке классификации различных типов залежей нефти и газа посвящены многочисленные работы. Наиболее известны классификации И.О. Брода, Н.А. Еременко, Н.Ю. Успенской, А.А. Бакирова. Согласно классификации А.А. Бакирова, учитывающей главнейшие особенности формирования ловушек, с которыми связаны залежи, выделяются четыре основных класса локальных скоплений нефти и газа.

Класс структурных залежей. К этому классу относятся залежи, приуроченные к различным видам локальных тектонических структур. Наиболее часто встречающиеся залежи этого класса -- сводовые, тектонически экранированные и приконтактные.

Сводовые залежи формируются в сводовых частях локальных структур. Принципиальные схемы сводовых залежей в пределах различного типа структур изображены. Тектонически экранированные залежи формируются вдоль разрывных смещений, осложняющих строение локальных структур. Подобные залежи могут находиться в различных частях структуры: на своде, крыльях или периклиналях. Приконтактные залежи образуются в продуктивных пластах, контактирующих с соляным штоком, глиняным диапиром или же с вулканогенными образованиями.

Класс литологических залежей. В составе этого класса выделяются две группы залежей: литологически экранированных и литологически ограниченных.

Залежи литологически экранированные располагаются в участках выклинивания пласта-коллектора. Залежи литологи чески ограниченные приурочены к песчаным образованиям ископаемых русел палеорек (шнурковые или рукавообразные), к прибрежным песчаным валоподобным образованиям или к гнездообразно залегающим породам-коллекторам, окруженным со всех сторон плохопроницаемыми породами. Гукавообразные залежи впервые были открыты И.М. Губкиным в 1911 г. в Майкопском районе Северного Кавказа.

Класс рифогенных залежей. Залежи этого класса образуются в теле рифовых массивов. Типичным примером могут служить залежи в рифогенных массивах Ишимбаевского района Башкирского Приуралья.

Сводовые залежи в разрезе и в плане (по А.А. Бакирову) : а - ненарушенные; б -- нарушенные; в структурах, осложненных: в - крипто-диапиром или вупканогенными образованиями, г -- соляными куполами. 1, 2 -- нефть соответственно на профиле и в плане; 3 -- стратоизогипсы по кровле продуктивного пласта, м; 4 - нарушения; S - известняки; 6 - вулканогенные образования; 7 -- соляной шток; 8 -- песчаные породы; 9 -- глины; SO -- контур нефтеносности

Тектонически экранированные залежи в разрезе и в плане (по А.А. Бакирову): а -- присбросовые; б -- привзбросовые; структур, осложненных: в -- диапиризмом или грязеаым вулканизмом, г -- соляными куполами; д -- подпадвиговые. 1 -- грязевой вулкан

Приконтактные залежи в разрезе и в плане (по А.А. Бакирову) : а - с соляными штоками; б -- с диапировыми ядрами или с грязевулканичес-кими образованиями; в - с вулканогенными образованиями. / - песчаные породы; 2 - диапировое ядро складки

Литологически экранированные залежи в разрезе и в плане (по А.А. Бакирову): а -- связанные с выклиниванием пласта-коллектора по восстанию слоев; 6 -- связанные с замещением проницаемых пород непроницаемыми; в -- запечатанные асфальтом. 1 - асфальт; 2 - линия выклинивания пласта-коллектора.

Литологинески ограниченные залежи в разрезе и в плане (по А.А. Бакирову): а -- в песчаных образованиях ископаемых русел палеорек -- шнурковые или рукавообразные; б -- в прибрежных песчаных валоподобных образованиях ископаемых баров (баровые); в -- в гнездообразно залегающих песчаных коллекторах, окруженных со всех сторон плохопроницаемыми глинистыми образованиями. 1 -- мергели; 2 -- поверхность несогласия.

Рис. Залежи рифогенных образований в разрезе и в плане (по А.А. Бакирову): а -- в одиночных рифовых массивах; б - в группе (ассоциации) рифовых массивов

Класс стратиграфических залежей. Формирование залежей этого класса происходило в пластах-коллекторах, срезанных эрозией и стратиграфически несогласно перекрытых непроницаемыми слоями более молодого возраста.

Залежи стратиграфического класса могут быть обнаружены в антиклинальных, куполовидных и моноклинальных структурах. К ним относят и залежи, приуроченные к выветрелой части погребенных выступов кристаллических пород фундамента.

Классификация залежей, по А.А. Бакирову	Вид ловушки
Класс	Группа	Тип
Структурные Рифогенные Литологи-ческие	Антиклиналей и куполов Моноклиналей Синклиналей Рифовых массивов Литологически экрани-рованные Литологически ограниченные	Сводовые Висячие Тектонически экранированные Блоковые Приконтактные Нарушенных моноклиналей Ненарушенных моноклиналей Выклинивающихся или замещенных коллекторов Экранированные Шкурковые или рукавообразные Баровые Линзовидны	Антиклинали и купола: простого ненарушенного строения; осложненные разрывными нарушениями; осложненные диапиризмом и грязевым вулканизмом. Солянокупольные структуры. Структуры, осложненные вулканогенными образованиями Структуры: простого и сложного строения; осложненные диапиризмом, грязевым вулканизмом. Структуры, осложненные разрывными нарушениями, диапиризмом и грязевым вулканизмом. Солянокупольные структуры, осложненные вулканогенными образованиями. Поднадвиговые структуры Сильно нарушенные структуры Пласты, экранированные: соляным штоком; диапировым ядром или образованиями грязевого вулканизма; вулканогенными образованиями Экранированные разрывными нарушениями моноклинали Флексуры и структурные носы Бортовые и центральные части синклиналей Рифогенные образования Участки: выклинивания коллекторов вверх по восстанию пластов ; замещения проницаемых пород непроницаемыми

Страница:

•  1 
•  2 
•  3 

курсовая работа "Разработка нефтяного месторождения" скачать

Подобные документы

• Разработка Арланского нефтяного месторождения

  Геолого-промысловая характеристика Арланского нефтяного месторождения. Размещение и плотность сеток добывающих и нагнетательных скважин. Геолого-промысловые условия применения методов увеличения нефтеотдачи. Анализ выработки запасов нефти из пласта.
  
  курсовая работа [1,8 M], добавлен 06.02.2014
  

• Разработка Арланского месторождения

  Краткая геолого-промысловая характеристика нефтяного месторождения. Исследование пластов и продуктивности скважин. Сравнительный анализ результатов и особенности разработки нефтяных залежей. Проектирование методов повышения нефтеотдачи пластов.
  
  курсовая работа [62,3 K], добавлен 20.07.2010
  

• Геологическое строение Сосновского месторождения

  Характеристика Сосновского нефтяного месторождения в Беларуси. Количество запасов, сбор и транспорт нефти и газа. Краткая характеристика стратиграфии и литологии осадочного разреза месторождения. Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов.
  
  реферат [12,2 K], добавлен 29.12.2010
  

• Анализ разработки пласта 1БС9 Крайнего нефтяного месторождения

  Геологическое строение нефтяного месторождения. Глубина залегания, нефтеносность и геолого-физическая характеристика пласта 1БС9. Изучение динамики фонда скважин и объемов добычи нефти. Анализ показателей разработки и энергетического состояния пласта.
  
  контрольная работа [4,8 M], добавлен 27.11.2013
  

• Анализ текущего состояния разработки Актанышкского нефтяного месторождения

  Геолого-физическая характеристика нефтяного месторождения. Основные параметры пласта. Физико-химические свойства пластовых флюидов. Характеристика фондов скважин и текущих дебитов. Расчет технологических показателей разработки. Анализ выработки пластов.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 27.07.2015
  

• Разработка нефтяных месторождений с применением законтурного и внутриконтурного заводнений

  Геолого-промысловая характеристика нефтяного (газового) месторождения. Основные сведения о стратиграфии, литологии и тектонике. Характеристика нефти, газа и пластовых вод. Новая техника и технология очистка стоков. Охрана труда, недр и окружающей среды.
  
  курсовая работа [1,5 M], добавлен 03.05.2009
  

• Регулирование процесса разработки XIII пласта нефтяного месторождения Эхаби

  Анализ текущего и выдача рекомендаций по регулированию процесса разработки пласта нефтяного месторождения. Геолого-промысловая характеристика состояния месторождения, нефтегазоносность горизонтов. Расчет экономической эффективности разработки пласта.
  
  дипломная работа [3,1 M], добавлен 29.09.2014
  

• Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м

  Краткая геолого-физическая характеристика Туймазинского нефтяного месторождения. Анализ выработки запасов, определение эффективности системы разработки Туймазинского месторождения, пути ее увеличения. Особенности эксплуатации скважин с боковыми стволами.
  
  дипломная работа [2,2 M], добавлен 13.07.2010
  

• Анализ эффективности новых технологий повышения нефтеотдачи на месторождениях с высоковязкими нефтями на примере Мишкинского месторождения

  Геолого-физическая характеристика месторождения. Физико-химические свойства и состав пластовых жидкостей и газов. Данные о геологическом строении и геолого-динамической характеристике месторождения. Анализ эффективности реализуемой системы разработки.
  
  курсовая работа [819,7 K], добавлен 12.07.2008
  

• Ознакомление со структурой и характером деятельности предприятия ОАО "Самотлорнефтегаз"

  Геолого-промысловая характеристика Самотлорского нефтяного месторождения. Тектоника и стратиграфия разреза. Состав и свойства пород продуктивных пластов. Стадии разработки месторождения, способы эксплуатации и замер скважин. Промысловая подготовка нефти.
  
  отчет по практике [143,9 K], добавлен 08.12.2015
  

Другие документы, подобные "Разработка нефтяного месторождения"

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам