Характеристика месторождений ОАО "Сургутнефтегаз"
ОАО "Сургутнефегаз" - одно из крупнейших нефтегазодобывающих предприятий России. Общие сведения о районе Яунлорского месторождения. Характеристика нефтегазоносных пластов. Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пластов, особенности их применения.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 04.05.2017 |
| Размер файла | 3,9 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Подземные воды четвертичного водоносного горизонта заключены в песчаных отложениях пойменной и надпойменной террас и в озёрно-аллювиальных отложениях. Воды пресные, гидрокарбонатные натриевые с минерализацией до 1 г/л. Питание подземных вод осуществляется, в основном, за счёт инфильтрации атмосферных осадков.
1.4.2 Микроэлементный состав подземных вод
Для всего Западно-Сибирского бассейна наблюдается нормальная вертикальная и горизонтальная зональность, выражающаяся в увеличении содержания редких элементов вниз по разрезу и от краевой зоны к центральной части бассейна. Содержание брома в попутных водах изменяется в пределах 51,17 - 60,12 мг/л, составляя в среднем 55,65 мг/л, что почти в 4 раза ниже принятых кондиционных значений. Концентрация йода в среднем близка к 12,98 мг/л, что выше кондиционных значений, принятых для этого элемента, а вариации его содержаний изменяются 11,82 до 14,14 мг/л.
Содержание бора в попутных водах сравнительно низкое - 18,20 - 18,48 мг/л, при среднем значении 18,34 мг/л, что в 14 раз ниже кондиционных значений.
1.4.3 Природные минеральные свойства вод
К природным минеральным водам относятся:
а) имеющие лечебное значение;
б) использующиеся в химической промышленности для извлечения заключенных в них компонентов (промышленные воды);
в) термальные, имеющие лечебное и энергетическое значение.
В рассматриваемом районе Западно-Сибирского артезианского бассейна в подземных водах широко распространены такие бальнеологически-активные компоненты, как йод и бром. Концентрация их выше принятых кондиционных значений (йода - 5 мг/л, брома - 25 мг/л). Воды по классификации йодо-бромные, лечебные.
В Западной Сибири расположен самый крупный бассейн термальных вод, но для промышленного использования они не доступны из-за больших глубин залегания и невысоких дебитов. Воды обладают сильным коррозирующим действием, высокой минерализацией и газосодержанием, что требует специальной подготовки вод. В нефтегазоносных районах экономически более выгодно бурить глубокие скважины для добычи нефти и газа, а не для термальной воды.
1.4.4 Геокриологические условия месторождения
Многолетнемёрзлыми породами занято около половины территории Западно-Сибирской низменности. Большая часть нефтяных и практически все газовые месторождения Тюменской области расположены в зоне залегания многолетнемёрзлых пород (ММП). Большое число разведочных и эксплуатационных скважин, пробуренных в Широтном Приобье, позволило выявить закономерности распространения многолетнемёрзлых пород.
Мёрзлыми породами в районе являются песчаные и песчано-глинистые отложения тавдинской и атлымской свит. С поверхности мёрзлые породы практически не встречаются, однако здесь часто формируются перелетки, на отдельных интенсивно выхолаживаемых заторфованных участках. В рассматриваемом районе имеются лишь древние формы остаточного полигонального рельефа, которые свидетельствуют о распространении ММП в его пределах в период до климатического оптимума, их следы встречаются до 55-56° северной широты.
Породы древнего слоя мерзлоты являются слоисто-мёрзлыми, слабослюдистыми и обладают массивной криогенной структурой. Вышележащие по разрезу прослои, и пласты глин новомихайловской и туртасской свит затрудняли инфильтрацию тёплых поверхностных вод на глубину, что и препятствовало полному протаиванию древнего слоя мерзлоты. Температура в разрезе слоя остановилась на точке плавления льда в условиях данного геологического разреза и, по-видимому, изменяется от - 0,1°С до +0,2°С.
1.5 Состояние разработки месторождения
Пласты группы АС Яунлорского месторождения разрабатываются более 20 лет, тем не менее, залегающие под ними отложения до настоящего времени остаются недоизученными. На Пильтанской структуре Яунлорского месторождения запасы категории С2 пластов БС18, 19,20 оценены на двух участках: на северо-западе (район скважины 75р) - по пластам Б19, БС20 и на юго-востоке (район скважины 133р) - по BC18, BC19, БС20. Запасы категории С2 по пласту БС18 определены также в районе скважины 18р (юго-восточное крыло Северо-Минчимкинской структуры).
По пласту БС10° запасы категории С2 числятся в районах скважины 17р и в районе скважины 267.
По пласту БС10 запасы категории С2 выделены в районе скважин 18р, 267 и 298.
Все недоразведанные территории, за исключением залежей в пластах ачимовской толщи, расположенных к югу от скважины 133р, залегают под разбуренной территорией, поэтому основные задачи доразведки можно решить эксплуатационным фондом скважин.
Только в районе разведочной скважины 133 на запасы категории С2 пластов BC18, BC19, БС20 целесообразно заложение разведочной скважины 1 с одновременным вскрытием перспективного на этой территории пласта ЮС21. Глубина скважины 2900 м.
На северо-западном участке Пильтанской структуры запасы категории С2 в пластах BC19,20 могут быть переведены в промышленные эксплуатационным бурением за счет продления рядов скважин в сторону части залежи с предварительно оцененными запасами.
На участке категории С2 в районе разведочной скважины 18 с целью перевода запасов категории С2 в категорию C1 пластов БС10 и BC18 можно углубить одну из скважин 269, 43 с пласта АС7-8 до глубины 2550 м.
Юго-западнее скважины 18 на участке категории С2 пластов БС10, БС100 на эти пласты может быть углублена до 2400 м одна из эксплуатационных скважин 266, 267, 268. На западном крыле Северо-Минчимкинской структуры на участке категории С2 пласта БС100 для перевода запасов категории С2 данного пласта в категорию C1 рекомендуется к испытанию скважина 17р. Если это по техническим причинам невозможно, то следует углубить на пласт БС10° одну из скважин - 156, 1340, 1346. В южной половине участка по скважине 4405п оценены запасы категории C1 по пласту ЮС21. Восточнее этой скважины, у границы участка в скважине 40р Южно-Тальянской площади получен небольшой приток нефти, а севернее - в скважине 562 - нефть с водой. Разведочные скважины 56, 51, 52, 919, 920, 906, 901, 905, 418 горизонт ЮС21 не вскрыли. Для доразведки этой территории следует южнее скважины 4405п использовать одну из эксплуатационных скважин: 457, 453, 459, 469, 468; северо-западнее 4405п углубить одну из скважин до отметок - 2800 - 2840 м: 409, 410 или 419; северо-восточнее - одну эксплуатационную скважину из указанных - 425, 416,1321 или 434.
Номера эксплуатационных скважин указываются как место, где должны были бы буриться разведочные скважины. Конкретно скважина для углубления будет определена исходя из организационно-технических соображений при эксплуатации.
Таким образом, для доразведки территории Яунлорского лицензионного участка предполагается пробурить одну разведочную скважину, углубить три эксплуатационных скважины и испытать скважину 17р.
Рис. 7 Схема расположения скважин Яунлорского месторождения.
2. Технико-технологический раздел
2.1 Уровень разработки проблемы в теории
2.1.1 Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пластов
При применении этих методов не изменяется система расстановки добывающих и нагнетательных скважин и не используются дополнительные источники энергии, вводимые в пласт с поверхности для вытеснения остаточной нефти. Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи функционируют внутри осуществляемой системы разработки, чаще при заводнении нефтяных пластов, и направлены на дальнейшую интенсификацию естественных процессов нефтеизвлечения. К гидродинамическим методам относят циклическое заводнение, метод переменных фильтрационных потоков и форсированный отбор жидкости.
Циклическое заводнение. Метод основан на периодическом изменении режима работы залежи путем прекращения и возобновления закачки воды и отбора, за счет чего более полно используются капиллярные и гидродинамические силы. Это способствует внедрению воды в зоны пласта, ранее не охваченные воздействием. Циклическое заводнение эффективно на месторождениях где применяется обычное заводнение, особенно в гидрофильных коллекторах, которые капиллярно лучше удерживают внедрившуюся в них воду. В неоднородных пластах эффективность циклического заводнения выше, чем обычного заводнения. Это обусловлено тем, что в условиях заводнения неоднородного пласта остаточная нефтенасыщенность участков пласта с худшими коллекторскими свойствами существенно выше, чем основной заводненной части пласта. При повышении давления упругие силы пласта и жидкости способствуют внедрению воды в участки пласта с худшими коллекторскими свойствами, капиллярные же силы удерживают внедрившуюся в пласт воду при последующем снижении пластового давления. Немаловажную роль в вытеснении нефти из нефтенасыщенной не охваченной заводнением зоны пласта играют фазовые проницаемости, которые проявляют себя более благоприятно для нефти в момент, когда при снижении давления идет вытеснение нефти из нефтенасыщенной в заводненную зону пласта. Так как при практическом внедрении циклического заводнения чаще не удается одновременно прекратить закачку или отбор во всех скважинах, поэтому изменяют направления фильтрационных потоков. Впервые метод циклического заводнения был опробован и дал хорошие результаты на Губинском месторождении Куйбышевской области в 1964 г., а в последующем быстро распространился на другие месторождения Куйбышевской области и Татарской АССР. С начала 70-х годов метод стали внедрять на нефтяных месторождениях Тюменской области (Усть-Балыкском, Западно-Сургутском и др.).
Метод перемены направления фильтрационных потоков. В процессе проведения заводнения нефтяных пластов, особенно неоднородных, по традиционным схемам в них постепенно формируются поле давлений и характер фильтрационных потоков, при которых отдельные участки пласта оказываются неохваченными активным процессом вытеснения нефти водой. По мере появления в добывающих скважинах воды и роста обводненности заводненные зоны пласта взаимосообщаются, а неохваченные заводнением зоны образуют изолированные островки, вытеснение нефти из которых происходит только за счет капиллярной пропитки пластов водой. А так как эти процессы протекают медленно, то снижается общая эффективность разработки. Размеры и местоположение зон, не охваченных заводнением, зависят не только от неоднородности пластов, но и от расстановки добывающих и водонагнетательных скважин, а также от общей гидродинамической обстановки в пласте, определяемой забойными давлениями в скважинах и отбором (закачкой) жидкости из них. Стабильная гидродинамическая обстановка в пласте обусловливает малую подвижность нефти в застойной зоне.
Для вовлечения в разработку застойных, не охваченных заводнением зон пласта необходимо изменить общую гидродинамическую обстановку в нем, что достигается перераспределением отборов и закачки воды по скважинам. В результате изменения отборов (закачки) меняются направленность и величины градиентов давления, за счет чего на участки, ранее не охваченные заводнением, воздействуют более высокие градиенты давления, и нефть из них вытесняется в заводненную, проточную часть пластов, чем и достигается увеличение нефтеотдачи. Заметим, что в отличие от циклического заводнения метод перемены направления фильтрационных потоков не требует обязательной остановки добывающих или нагнетательных скважин. При реализации метода наряду с изменением отбора и закачки практикуется периодическая остановка отдельных скважин или групп добывающих и нагнетательных скважин. Скважины можно периодически останавливать через одну или парами. При разработке залежи нефти рядами скважины, выбираемые для оста новки или ограничения (увеличения) отбора, не должны лежать на одной линии с ближайшей водонагнетательной скважиной. Метод предполагает одновременное ограничение отбора в одних скважинах и увеличение в других. Этот же принцип применяется для водонагнетательных скважин. При формировании программ циклического заводнения и метода перемены направления фильтрационных потоков следует учитывать календарь климатических условий. Не рекомендуется остановка добывающих и водонагнетательных скважин в зимний период на территориях с минусовыми температурами, так как возможно замораживание воды в трубопроводах. График остановки добывающих и водонагнетательных скважин следует увязывать с графиком профилактического их ремонта, а при остановке водонагнетательных скважин группами - с графиками профилактического ремонта КНС.
Форсированный отбор жидкостей применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75%. При этом текущая добыча и нефтеотдача возрастают вследствие увеличения градиентов давления и скорости фильтрации, обусловливающего вовлечение в разработку участков пласта и пропластков, не охваченных заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы. Форсированный отбор - наиболее освоенный метод повышения нефтеотдачи. Первые сообщения об использовании этого метода на месторождениях Чечено-Ингушской АССР сделано В.Н. Щелкачевым в 1945 г. В последующие годы метод получил внедрение на месторождениях Апшеронского полуострова и в настоящее время используется на многих нефтепромыслах как вполне освоенный процесс.
Практикой отработаны основные подходы к успешному внедрению метода. Приступать к форсированному отбору следует постепенно, увеличивая дебит отдельных скважин на 30-50%, а затем - в 2-4 раза. Предельное значение увеличения отбора регламентируется возможностями используемого способа эксплуатации скважин. Для осуществления форсированного отбора необходимы насосы высокой подачи или использование газлифта.
2.1.2 Физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов
Заводнение растворами полимеров. Сущность методов заключается в выравнивании подвижности нефти и вытесняющего агента для увеличения охвата пласта воздействием. Это можно достичь повышением вязкости вытесняющего агента при добавлении полимеров. Однако так как объемы нагнетаемой воды могут быть весьма большими, то с целью экономии полимера для загущения воды и повышения экономической эффективности метода на практике применяют технологию заводнения, при которой в пласт первоначально закачивают оторочку загущенной воды с последующим ее продвижением обычной водой. Опыты показывают, что при этом впереди загущенной воды образуется вал погребенной воды, затем вал нефти, вытесняемый раствором.
месторождение яунлорское нефтеотдача гидродинамический
Относительная технологическая эффективность метода полимерного заводнения возрастает по сравнению с обычным заводнением для высоковязких нефтей. Однако при очень высокой вязкости нефтей (0,1 Па*с и более) эффективность метода по технико-экономическим показателям низкая.
Не рекомендуется применять метод полимерного заводнения в пластах, содержащих глинистый материал (5-10% и более), так как в присутствии глины происходит взаимная коагуляция двух различных коллоидных систем. Использование полимерного заводнения ограничивается проницаемостью и пластовой температурой. Заводнение рекомендуется при проницаемости свыше 0,1 мкм2 и пластовой температуре менее 90°С. При более высокой температуре может происходить деструкция молекул полимера с изменением свойств раствора. В некоторых полимерных заводнениях ограничивается химическим составом пластовых вод. Поэтому полимер для заводнения следует подбирать с учетом химического состава пластовых вод. Метод апробирован на Орлянском месторождении Куйбышевской области и дал положительные результаты. В качестве загустителя использовали водный раствор частично гидролизованного полиакриламида, имеющий в пластовых условиях вязкость 10-15 мПа*с. Лабораторными экспериментами установлено, что загущение воды полимерами существенно увеличивает нефтеотдачу при объеме оторочки примерно 5-6% от объема пор обрабатываемого участка и при концентрации полимера в воде 0,025 - 0,05%.
На эффективность процесса оказывает влияние время его применения в зависимости от периода разработки. Если полимерное заводнение применяют с самого начала разработки залежи с заводнением, то так как вязкость полимерного раствора больше вязкости воды перед полимерным раствором может образоваться фронт сильно минерализованной связанной воды. При смешении полимерного раствора с минерализованной водой может происходить разрушение (деструкция) структуры полимерного раствора.
При использовании же полимерного заводнения на поздней стадии разработки месторождения, когда пласт существенно заводнен, а продукция скважин характеризуется высокой обводненностью, возможно разбавление полимера водой с ухудшением характеристик вытеснения. Как показывает опыт разработки нефтяных месторождений США и СССР, наиболее благоприятные условия для применения полимерного заводнения складываются в конце безводного (начале водного) периода эксплуатации ряда скважин, прилежащего к водонагнетательным.
Заводнение растворами ПАВ. Увеличение нефтеотдачи пласта при этом методе обеспечивается в результате снижения поверхностного натяжения на границах "нефть - вытесняющая жидкость" и "нефть - порода". Установлено, что с увеличением полярности и плотности нефти, содержания в ней асфальтенов и смол повышают эффективность метода по сравнению с обычным заводнением. Однако этот метод не рекомендуется применять при высокой вязкости нефти (более 50 мПа*с). Преимущество метода заводнения растворами ПАВ заключается в том, что для его реализации не требуется существенная реконструкция в системе поддержания пластового давления. Она дополняется узлом затворения ПАВ и насосами для дозирования раствора перед подачей его в скважины. Добавление к воде ПАВ улучшает нефтевытесняющие свойства воды при увеличении фазовой проницаемости породы для нефти. Отрыв нефти от породы обусловливается адсорбцией ПАВ на породе. По мере адсорбции ПАВ на породе водный раствор в процессе движения в глубь пласта обедняется химическими реагентами, что приводит к образованию непосредственно на контакте нефти и вытесняющего раствора вала неактивной воды. Закачка растворов ПАВ в неоднородные пласты может снижать эффективность проявления капиллярных сил, удерживающих нефть в мелких порах. Таким образом, в пластах при закачке водных растворов ПАВ могут протекать два противоположных процесса: с одной стороны, процесс направленный на отмыв нефти, с другой - на удержание нефти за счет капиллярных сил. Соотношение между этими процессами определяет конечную нефтеотдачу, которая обычно не превышает 10%.
Эффективность заводнения растворами ПАВ резко снижается с увеличением обводненности пласта. Поэтому предпочтительнее применение метода с самого начала заводнения пласта. Также выявлено, что адсорбция ПАВ (например ОП-10) на поверхности породы существенно снижает эффективность процесса. Повышение эффективности использования этого метода заводнения связывается с поиском ПАВ.
Заводнение мицеллярными растворами. Более совершенными по сравнению с растворами ПАВ и другими применяемыми при заводнении реагентами, с точки зрения нефтевытесняющей, способности, следует считать мицеллярные растворы (микроэмульсии), так как при заводнении ими продуктивных пластов используется преимущество смешивающегося вытеснения. При этом граница раздела между закачиваемыми и пластовыми жидкостями отсутствует, так как мицеллярные растворы смешиваются без фазового разделения и с водой, и с нефтью.
В результате применения мицеллярных растворов уменьшается натяжение между пластовыми жидкостями и жидкостью заводнения. Мицеллярные растворы применяются для улучшения проницаемости для воды или нефти соответственно в нагнетательных или добывающих скважинах.
Мицеллярные растворы представляют собой мелкодисперсную систему воды в углеводородной жидкости, стабилизированную с помощью ПАВ.
Мицеллярные растворы готовят на основе углеводородного сырья (стабилизированный газолин, сжиженные нефтяные газы, растворимые масла), в качестве активного вещества используют нефтяные сульфокислоты. К числу основных компонентов мицеллярных растворов относится вода или водные растворы (газопропиловый, нормальный или вторичный бутиловый спирты, кетоны, эфиры).
Заводнение с использованием мицеллярных растворов - более сложный и дорогостоящий процесс, чем обычное заводнение. Поэтому применению мицеллярных растворов должно предшествовать более тщательное изучение и технико-экономическое обоснование выбираемого объекта разработки. Под заводнение с использованием мицеллярных растворов следует выбирать объекты с высокой начальной нефтенасыщенностью. Вязкость пластовой нефти должна быть невысокой, так как при этом обеспечивается равномерное перемещение раствора по пласту. При заводнении с использованием мицеллярных растворов создается оторочка из раствора, которая в последующем проталкивается водой. Для предупреждения разрушения оторочки в связи с преждевременными прорывами воды в результате неустойчивого вытеснения жидкости (нефти) с существенно большей вязкостью перед образованием оторочки мицеллярного раствора предварительно создается буферная оторочка загущенной воды (вода, загущенная полимерами).
Как показывают лабораторные исследования и промысловый опыт использование мицеллярных растворов в качестве вытесняющих жидкостей позволило достичь коэффициента вытеснения на участках пласта, охваченных заводнением 60-90%.
Заводнение растворами щелочей. Метод основан на снижении поверхностного натяжения па границе нефти с раствором щелочи, а также на способности щелочных растворов образовывать стойкие водонефтяные эмульсии, которые обладая более высокой вязкостью способствуют выравниванию подвижностей вытесняемого и вытесняющего агентов. С ростом в нефтях содержания органических кислот эффективность метода повышается, что обусловлено уменьшением поверхностного натяжения на границе "нефть - щелочной раствор".
Рекомендуется использование щелочных растворов для нефтей высокой вязкости и неоднородных пластов. Следует ожидать обнадеживающие результаты в послойно-неоднородных пластах. Область применения метода ограничивается при наличии в пластовых водах ионов Са2+. При взаимодействии щелочи с ионами Са2+ образуется хлопьеподобный осадок, закупоривающий поры.
Вытеснение нефти газом высокого давления. Метод заключается в создании в пласте оторочки легких углеводородов на границе с нефтью. Это обеспечивает процесс смешивающегося вытеснения нефти. Технология разработки нефтяных залежей, основанная на вытеснении нефти смешивающимися с ней жидкостями и газами - результат развития способов поддержания пластового давления путем закачки газообразных агентов. При вытеснении нефти газом некоторое ее количество удерживается в порах коллектора капиллярными силами. Изыскания, направленные на повышение эффективности технологии закачки газа, привели к идее смешивающегося вытеснения, когда между вытесняющей и вытесняемой жидкостями не возникают капиллярные эффекты. Происходит экстракция нефти вытесняющим агентом.
Применительно к различным пластовым системам были разработаны и апробированы следующие технологические схемы повышения нефтеотдачи:
закачка газа высокого давления;
вытеснение нефти обогащенным газом;
вытеснение нефти оторочкой из углеводородных жидкостей с последующим продвижением ее закачиваемым сухим газом. Лабораторными исследованиями и опытными работами установлено, что взаимная смешиваемость нефти и газа без предварительного обогащения газа тяжелыми углеводородами (С2Н6 и выше) может происходить при высоком давлении (15МПа и выше), поэтому режим газа высокого давления пригоден для глубокозалегающих залежей нефти (свыше 1500 м). Процесс лучше осуществлять в пластах с легкими, маловязкими нефтями. При предварительном обогащении газа тяжелыми углеводородами (бутан-пропановая фракция газа) или предварительной закачке легких углеводородных систем можно разрабатывать объект, залегающий на меньшей глубине.
Объем оторочки углеводородного растворителя может составлять 2-5% от объема пор пласта и определяется при расчете технологических параметров процесса. При закачке газа в пологозалегающие пласты отмечается неравномерность вытеснения, обусловленная гравитационным разделением нефти и газа. Поэтому для закачки газа высокого давления более предпочтительны пласты с большими углами залегания, рифовые и куполообразные залежи. Закачка газа высокого давления находит применение в пластах с низкой проницаемостью, в которых заводнение по технико-экономическим условиям неэффективно. Отрицательное влияние на эффективность процесса оказывает неоднородность пласта и особенно послойная неоднородность. Закачиваемый газ прорывает образовавшуюся оторочку смешивающегося вытеснения и, в силу более высокой фазовой проницаемости, по пропласткам высокой проницаемости доходит до добывающих скважин, снижая общую эффективность вытеснения.
Коэффициент вытеснения нефти растворителями в зоне смешивающегося вытеснения может достигать 90-95%. Однако за счет низкой вязкости растворителей (по сравнению с вязкостью нефти) коэффициент охвата пласта вытеснением растворителями обычно ниже, чем при вытеснении водой.
С целью предупреждения фазовой и вязкостной неустойчивости при вытеснении нефти газом высокого давления прибегают к попеременной закачке газа и воды.
Заводнение с углекислотой. Метод основан на том, что диоксид углерода (СО2), растворяясь в нефти, увеличивает ее объем и уменьшает вязкость, с другой стороны, растворяясь в воде повышает ее вязкость. Таким образом, растворение СО2 в нефти и воде ведет к выравниванию подвижности нефти и воды. что создает предпосылки к получению более высокой нефтеотдачи, как за счет увеличения коэффициента вытеснения, так и коэффициента охвата. Противопоказаниями к применению метода являются высокая минерализация пластовой воды и особенно наличие солей кальция. Кроме того не рекомендуется применение углекислоты в пластах, нефти которых содержат много асфальтосмолистых компонентов. При взаимодействии углекислоты с солями кальция и асфальтосмолистыми веществами выпадает твердый осадок, способный закупорить поры пласта. Эффективность углекислотного воздействия зависит от степени обводнения пласта. С ростом обводнения эффективность метода снижается.
Диоксид углерода может подаваться в пласт по по следующим техноло - гическим схемам:
в виде водного раствора заданной концентрации - карбонизированная вода;
разовой оторочки реагента, продвигаемой по пласту карбонизированной или обычной водой; чередующихся оторочек диоксида углерода, продвигаемых по пласту закачиваемой водой.
Закачиваемая карбонизированная вода на контакте с нефтью обедняется диоксидом углерода, который переходит в нефть. В дальнейшем нефть вытесняется водой с низким содержанием реагента, что существенно снижает эффективность процесса. При создании же разовой оторочки СО2 с проталкиванием ее водой в связи с тем, что жидкий СО2 обладает малой вязкостью, отмечается вязкостная неустойчивость в перемещении водонефтяного контакта с прорывом оторочки в добывающие скважины. Попеременной закачкой СО2 и воды создается несколько чередующихся оторочек.
Растворение углекислоты в нефти и воде снижает отрицательный эффект в вязкостной неустойчивости при перемещении ВНК. Поэтому более предпочтителен метод чередующейся закачки углекислоты и воды. Метод апробирован на Александровской площади Туймазийского месторождения с обнадеживающими положительными результатами.
Учитывая сложность в транспортировке СО2, а также требования охраны окружающей среды, проектирование разработки залежей нефти следует ориентировать на поставки СО2 от близко расположенных производителей углекислоты.
Сернокислотное заводнение. В основе применения концентрированной серной кислоты для повышения нефтеотдачи пластов лежит комплексное воздействие этого реагента как на минералы скелета пласта, так и на содержащиеся в нем нефть и погребенную воду. Химическое взаимодействие серной кислоты с ароматическими углеводородами нефтей приводит к образованию сульфокислот в количестве 5-7% от массы нефти, которые являются анионами ПАВ и способствуют улучшению извлечения нефти из пор пласта.
Как показали лабораторные эксперименты, при вытеснении нефти из пористых сред оторочкой серной кислоты коэффициент вытеснения возрастает на 13-15% по сравнению с обычным заводнением. Столь высокая эффективность обусловлена не только образованием из нефтей ПАВ, но и тем, что при химическом взаимодействии сульфат-ионов с солями кальция, составляющими минералогическую основу породы, образуется малорастворимый в воде сульфат кальция - гипс. Кристаллы гипса частично закупоривают поры пласта, промытые водой, направляя последующие порции воды в поры, заполненные нефтью. Это приводит к повышению охвата пласта вытеснением. Были выявлены и другие эффекты, способствующие улучшению вытеснения нефти при сернокислотном воздействии, а именно, разбавление в пласте концентрированной кислоты погребенной или ранее закачанной водой сопровождается выделением тепла.
Расчеты показывают, что при разбавлении 1 т кислоты до 0,5% -ной концентрации выделяется 620 тыс. кДж тепла. Взаимодействие серной кислоты с терригенными породами призабойной зоны пласта приводит к увеличению их проницаемости, что наряду с выпадением гипса в глубине пласта обусловливает перераспределение градиентов давления в сторону их увеличения на фронте вытеснения. Кроме того, при взаимодействии концентрированной серной кислоты с карбонатами породы образуется углекислота в количестве 400 кг/т. Расчеты показывают, что при закачке серной кислоты образуется оторочка размером до 3% от объема пор пласта 4% -ного раствора углекислоты (карбонизированной воды), которая, как это было показано выше, обусловливает возрастание коэффициента извлечения нефти за счет одновременного возрастания коэффициентов вытеснения и охвата.
Способ сернокислотного заводнения предложен ТатНИПИнефтью в 1962 г. и внедряется на Ромашкинском месторождении с 1971 г. Достигнуты хорошие результаты в повышении нефтеотдачи при одновременном сокращении количества извлекаемой вместе с нефтью воды. По данным ТатНИПИнефти на 1 т кислоты дополнительно добывается 30-50 т нефти, а приемистость водонагнетательных скважин возрастает на 60-70%.
2.1.3 Тепловые методы повышения нефтеотдачи пластов
Вытеснение нефти паром. Метод направлен на снижение вязкости нефти при ее нагреве. Кроме того, важную роль при вытеснении нефти из пористой среды играет дистилляция легких фракций нефти в газовую фазу. Эффективность способа зависит, в первую очередь, от свойств пластовой нефти. Считается, что метод целесообразно применять в пластах с вязкостью нефти более 50 мПа*с. По имеющимся данным промысловых экспериментов установлено, что лучшие результаты паротеплового воздействия получают в поровых коллекторах. Сильная неоднородность, трещинноватость, а также набухание глин пласта, как результат взаимодействия с дистиллятом парф - основные факторы, ограничивающие область применения способа.
Эффективность способа снижается с уменьшением пористости и проницаемости пласта. Результаты исследований показывают, что нижний предел пористости до использования метода составляет 18-20%, проницаемости - около 0,1 мкм9. Увеличение толщины пласта положительно сказывается на повышении эффективности метода. Однако при толщине пласта свыше 20 м начинают проявляться гравитационные силы, что приводит к некоторому снижению эффективности. На эффективность метода существенное влияние оказывают теплопотери при закачке пара с поверхности. С ростом глубины скважины теплопотери в среду, окружающую ствол скважины, возрастают, поэтому применение способа ограничивается глубиной скважин в 1000 - 1200 м. Наряду с использованием пара, находит применение метод нагрева пласта с горячей водой (до 200 оС). Закачка теплоносителей (перегретого пара или горячей воды) в пласт обязательна при внутриконтурном заводнении месторождений, нефти которых высокопарафинистые и пластовая температура близка к температуре начала кристаллизации парафина. После предварительного разогрева призабойной зоны пласта и вытеснения нефти на расстояние нескольких десятков метров от скважины можно переходить на закачку холодной воды. Размеры зон прогрева и последующего охлаждения определяются термогидродинамическими расчетами в зависимости от темпа нагнетания горячей и холодной воды, температур пласта и теплоносителя, а также теплофизических характеристик пласта и теплоносителя и др.
Внутрипластовое горение. Извлечение нефти из пластов при внутрипластовом горении осуществляется нагнетанием в пласт воздуха или же воздуха и воды. В первом случае метод получил наименование "сухого" внутрипластового горения, во втором - влажного внутрипластового горения.
Суть метода внутрипластового горения при разработке залежей нефти сводится к образованию и перемещению по пласту высокотемпературной зоны сравнительно небольших размеров, по которой тепло генерируется в результате экзотермических реакций между частью содержащейся в пласте нефти и кислородом нагнетаемого в пласт воздуха.
Метод внутрипластового горения подразделяют по направлению движения окислителя и источнику топлива для поддержания окислительных реакций в пласте.
Процесс внутрипластового горения имеет следующие разновидности по направлению движения окислителя:
прямоточный процесс внутрипластового горения и окислителя совпадают;
противоточный процесс, когда зона горения движется навстречу потоку окислителя.
По источнику топлива для поддержания окислительных реакций в пласте внутрипластовое горение различают на:
процесс без ввода в пласт дополнительного топлива (топливо для поддержания горения получается только из находящейся в пласте нефти);
процесс с вводом в пласт дополнительного топлива, которое в определенных условиях компенсирует недостаток в образовании топлива непосредственно пластовой нефти. В настоящее время наиболее изучен и широко применяется на нефтяных месторождениях прямоточный процесс внутрипластового горения без ввода в пласт дополнительного топлива.
В последнее время с неплохими результатами проводят опытно-промышленные работы по влажному внутрипластовому горению, суть которого заключается в том, что одновременно с воздухом в пласт подают в определенном соотношении воду. Очаг горения после себя оставляет нагретую породу, тепло которой при обычной схеме используется лишь частично на нагревание воздуха. При добавлении воды оставшееся тепло можно использовать на ее нагрев и испарение. Испарившаяся вода проходит через фронт горения, не оказывая существенного влияния на процесс горения. Достигнув же зоны конденсации водяной пар конденсируется, увеличивая размеры этой зоны и количество тепла в ней. Скорость перемещения нефти от нагнетательной скважины к добывающей при влажном горении выше. Другой важной особенностью влажного горения является то, что пластовая температура в зоне горения существенно ниже, чем при "сухом" горении. Это предупреждает пережег пород, слагающих пласт, что нередко служит причиной прекращения внутрипластового горения, так как после высокотемпературной обработки порода при контакте с водой вспучивается, снижая приемистость скважинной воды и воздуха.
2.1.4 Газовые методы повышения нефтеотдачи пластов
Методы основаны на определенном классе реагентов, использование которых для повышения нефтеотдачи связано с организацией крупномасштабной технологии их транспортировки и закачки. К признакам данного класса реагентов относятся:
относительно низкое количество дополнительно добытой нефти, приходящейся на единицу массы 100% -ного реагента;
возможность транспортировки реагента по трубопроводам;
наличие крупнотоннажной сырьевой базы и крупных единичных источников реагента;
возможность отделения реагента от продукции добывающих скважин в условиях промысла и повторного его использования для закачки в пласт;
отсутствие отрицательного воздействия или незначительное воздействие на качество добываемой продукции;
сохранение пожаро - и взрывобезопасных и иных подобных условий в промысловых процессах;
экономичность.
Наиболее распространенный реагент данного класса - диоксид углерода. Метод повышения нефтеотдачи с использованием диоксида углерода действительно характеризуется большими объемами подачи реагента в пласт. Например, при технологии закачки карбонизированной воды темп подачи реагента, например часовой или суточный его расход, в расчете на 100% -ный реагент примерно в 60-200 раз выше, чем, допустим, при закачке растворов ПАВ или полимерных растворов. При технологии непрерывной закачки углекислого газа или при создании оторочек темп подачи реагента в пласт в 1000-2000 раз выше, чем при закачке ПАВ или полимеров.
Реагент практически обладает всеми перечисленными признаками: - относительно низкое значение удельного технологического эффекта; сравнительно невысокая отпускная цена, так как он часто является либо побочным продуктом основного производства, либо отходом производства; "транспортабелен" по трубопроводам, так как имеет низкую вязкость, имеется широкий круг потенциальных поставщиков и источников реагента как естественных, так и промышленных; реагент может быть отделен от добываемой продукции и регенерирован для обратной закачки в пласт; качество добываемых углеводородов не подвергается необратимому ухудшению; при использовании диоксида углерода в промысловых процессах не возникают принципиально новые требования по охране труда и окружающей среды. Закачка углекислого газа требует повышения качества разработки месторождений, квалифицированного обслуживания, новой техники и более высокой организации труда. В целом крупномасштабная закачка в пласт может быть организована на базе диоксида углерода, азота, природного газа, дымовых газов и некоторых других реагентов.
2.2 Уровень разработки проблемы в практике
Виды физико-химических методов воздействия на пласт через нагнетательные скважины, применяемые в ОАО "Сургутнефтегаз"
К первой группе физико-химических методов воздействия относятся обработки призабойной зоны пласта составами на основе кислот, щелочей, органических растворителей и поверхностно-активных веществ, способных растворять или диспергировать механические загрязнения различного генезиса в фильтрационных каналах с целью восстановления (возникновения) гидродинамических связей в системе "скважина-пласт".
2.2.1 Кислотные композиции
К механическим загрязнениям относятся сорбированные на поверхности пор глинистые частицы бурового раствора и растворов глушения, продукты коррозии нефтепромыслового оборудования, механические и коллоидные примеси закачиваемых вод растительного и минерального происхождения, асфальтено-смолистые и парафинистые отложения, продукты кумулятивной перфорации и т.д. Помимо ликвидации привнесенных закачиваемой водой загрязнений задача кислотных обработок состоит в улучшении реликтовых фильтрационных характеристик коллектора за счет растворения и оттеснения вглубь пласта продуктов реакции с карбонатными и глинистыми составляющими породообразующих минералов.
Глинистые частицы и продукты кумулятивной перфорации (спекшиеся стенки перфорационных каналов и корпусов зарядов) растворяются в плавиковой и, частично, в соляной кислотах (метод ГКО). При этом образуются кремнистые гели, способные в ряде случаев (в сильноглинистых и слабопроницаемых коллекторах) ухудшить фильтрационные характеристики призабойной зоны. С целью ослабления этих негативных последствий кислотных обработок в состав композиции в соответствии с текущей обводненностью объекта воздействия добавляют ингибиторы коррозии и растворы борной или уксусной кислот (РД 39Р-05753490-004-99), которые при взаимодействии с продуктами реакции плавиковой и соляной кислот образуют водорастворимые соединения.
Продукты коррозии нефтепромыслового оборудования (гидроокислы железа), особенно в процессе его замены в скважине, представляют один из основных источников загрязнения призабойной зоны пласта. Для растворения этих осадков, а также воздействия на карбонатные породообразующие минералы используется водный раствор соляной кислоты (СКО), где также для исключения выпадения в пласте водонерастворимых продуктов реакции используются ингибиторы коррозии и растворы борной или уксусной кислот (РД 39Р-05753490-004-99). На первом этапе очистки призабойной зоны пласта кислотными композициями радиус действия этих методов невелик и не превышает нескольких десятков сантиметров. Это происходит вследствие того, что основной объем загрязнений сосредоточен на стенках НКТ, забое и в ближней части призабойной зоны скважины. Для очистки ПЗП на глубину до 1,2-2 м (второй этап) в кислотные композиции следует добавлять нефтесмачивающий ПАВ, ацетон или метанол. Это приводит к созданию физического барьера для продвижения кислоты к поверхности породы. Рекомендуется также эмульгировать кислоты углеводородами, что увеличивает вязкость раствора и радиус воздействия за счет замедления скорости продвижения кислоты к породе (РД 39Р-05753490-004-99).
В качестве примера на рисунке 8 приведена зависимость скорости растворения коллектора пласта ЮС1 в растворе соляной и плавиковой кислот с добавками различных замедлителей реакций. Кроме этого, в случае необходимости частого применения ОПЗ кислотными составами для уменьшения коррозии подземного оборудования (в первую очередь НКТ и эксплуатационной колонны), в состав композиций обязательным является добавление ингибиторов коррозии. Также снижают скорость коррозии скважинного оборудования добавки в раствор кислоты ПАВ, ацетона, углеводородных растворителей и др., степень эффективности которых проиллюстрирована на рисунке 9.
2.2.2 Щелочные композиции
Щелочные составы по своему химическому действию являются хорошими разглинизаторами (диспергаторами) структурированных пакетов глинистых фракций, разрушая последние на более мелкие, вплоть до отдельных пелитовых частиц.
Рис.8 - Зависимость скорости растворения коллектора пласта ЮС1 в растворе соляной (24%) и плавиковой (10%) кислот:
1-раствор кислот,
2-раствор кислот+ацетон,
3-чистый раствор кислот с остаточной нефтью в образце,
4-раствор кислот+3% НПАВ,
5-раствор кислот+метанол
В качестве реагентов обычно используется 10-12 % раствор бисульфата натрия или раствор кальцинированной соды (РД 39Р-05753490-004-99). Более дешевым является применение щелочных стоков производства капролактама (ЩСПК). Однако во всех этих случаях в результате реакций в пласте происходит образование водонерастворимых осадков (гипс и т.д.), безвозвратно снижающих проницаемость коллектора. С целью исключения этого явления после щелочной обработки производится закачка соответствующего объема раствора соляной кислоты, в результате реакции которой с гипсовыми соединениями образуются водорастворимые соли. Эти соли впоследствии легко вымываются из пласта последующими порциями продавки оторочек в пласт (инструкция по безопасному ведению работ при закачке композиций на основе ЩСПК и соляной кислоты.
Рис.9 - Зависимость относительной скорости растворения стали в водном растворе соляной кислоты от температуры:
1-водный раствор 12% HСl,
2-водный раствор 24% HCl,
3-водный раствор 12% HCl+4% метанола,
4-водный раствор 12% HCl+5% НПАВ,
5-водный раствор 12% HCl+50% метанола,
6-водный раствор 12% HCl+60% ацетона,
7-водный раствор 12% HCl+0.5% торфа,
8-водный раствор 12% HCl+50% растворителя
2.2.3 Поверхностно-активные вещества (ПАВ)
Под ПАВ понимают химические соединения, способные вследствие адсорбции изменять фазовые и энергетические взаимодействия на различных поверхностях раздела. Обычно ПАВ представляют собой органические вещества, содержащие в молекуле углеводородный радикал и одну или несколько полярных групп. Применяемые в ОАО "Сургутнефтегаз" ПАВ можно разделить на 2 группы:
неионогенные ПАВ - преимущественно водорастворимые, чем нефтерастворимые мицеллярные растворы (пример: неонол); ионогенные (катион-активные) ПАВ - преимущественно нефтерастворимые, чем водорастворимые мицеллярные растворы или эмульсии (вода в нефти или нефть в воде), пример: сульфонол.
Физико-химическое действие ПАВ в пластовых системах, разрабатываемых с применением заводнения весьма сложно и многообразно. Несмотря на обилие публикаций на эту тему, отдельные аспекты (в частности, вопросы десорбции ПАВ в пластовых условиях) следует признать малоизученными. Тем не менее, на основании теоретических, лабораторных исследований и промысловых испытаний достоверно установлено следующее: ПАВ могут существенно снижать межфазные натяжения на границе "нефть-вода", благодаря чему капли нефти (в том числе окисленной) легко деформируются и, соответственно, уменьшается работа, необходимая для проталкивания их через сужения пор, что увеличивает скорость их перемещения в пласте. Этот же эффект используется для увеличения радиуса проникновения закачиваемых композиций повышенной вязкости, структурированных и дисперсных систем.
Вследствие своей дифильности (полярность и поляризуемость) агрегаты ПАВ легко сорбируются на поверхности породы, при этом в полимиктовых коллекторах и алевролитах адсорбция ПАВ в 5-6 раз выше, чем в кварцевых песчаниках и достигает 15-60 кг/м3 пористой среды.
При определенных (малоизученных) условиях возникает десорбция ПАВ, когда его концентрация в фильтруемом потоке скачкообразно увеличивается.
В связи с адсорбцией, разбавлением и процессами диффузии при закачке в пласт концентрация оторочки ПАВ непрерывно снижается.
Лабораторно установлено, что применение растворов ПАВ с концентрацией менее 1 % не приводит к существенному увеличению коэффициента нефтеизвлечения. Оптимальной является объемная концентрация (в условиях пласта) 3-5 %. Не исключается возможность образования эмульсий повышенной вязкости при увеличении концентрации ПАВ свыше 10-15 %. Последнее обстоятельство может привести к временному снижению темпов их разработки. ПАВ способны разрушать глинистые агрегаты на отдельные частицы, особенно связанные нефтью, однако эта разглинизирующая способность гораздо слабее, чем у щелочей.
Вследствие ограниченной растворимости нефти в водных растворах ПАВ их нефтеотмывающая способность (не путать с процессом снижения поверхностного натяжения на границе фаз) невелика.
Эмульгирующие и солюбизирующие свойства водных растворов ПАВ позволяют замедлять реакции взаимодействия кислот с горной породой, чем достигается больший радиус их воздействия.
ПАВ способны разрушаться под действием пластовой микрофлоры (биоразлагаемость до 35-40 %) и существенно терять свои свойства при контакте с механическими примесями и растворенным в воде кислородом.
Рис.10 - Зависимость межфазного натяжения на границе растворов ПАВ, соляной кислоты с нефтью от температуры:
1-24% раствор HCl,
2-14% раствор HCl,
3-10% раствор HCl,
4-12% раствор HCl с 0,5% НПАВ,
5-сеноманская вода,
6-0,5% раствор НПАВ в воде,
7-24% раствор HCl с 0,5% торфа,
8-продукт реакции 24% HCl с водой
В литературе также приводятся данные о способности ПАВ разрушаться под действием высокой температуры, однако результаты лабораторных опытов, при этом, к сожалению не приводятся.
Как показывает практика применения водных растворов ПАВ, дальность их проникновения в пласт при сохранении свойств определяется не только процессами сорбции и десорбции, но и параметрами порового коллектора и сформированными в нем устойчивыми каналами фильтрации закачиваемых вод. В отдельных случаях проникновение ПАВ фиксируется на расстоянии несколько сотен метров от места закачки. Для целей ОПЗ водные растворы ПАВ применяются, как правило, в качестве компонента кислотных и кислотно-углеводородных композиций (РД 39-05753490-004-99 и РД 39-05753490-005-00).
2.2.4 Методы, выравнивающие профиль приемистости нагнетательных скважин
Под профилем приемистости нагнетательной скважины понимается распределение потоков закачиваемой воды не только по интервалам перфорационных отверстий (фильтра), но и за их пределами вглубь пласта на расстояние, условно равное радиальному проникновению на 5 - 10 м. В этих же пределах (до 10 м) оценивается средний максимальный радиус наиболее измененной ближней зоны нагнетательных скважин на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз" по данным исследования кривых падения давления. Выделение этих зон связано с существенно измененными в них первоначальными фильтрационными свойствами отдельных пропластков как в сторону ухудшения (кольматация), так и в сторону улучшения (трещины и разуплотнения).
Под выравниванием профиля приемистости понимаются мероприятия, направленные на обеспечение максимально равномерного распределения потоков закачиваемой воды в разрезе ближней зоны нагнетательной скважины, как первый шаг по обеспечению равномерности выработки запасов нефти. Способ решения этой задачи для всех без исключения методов выравнивания профиля приемистости заключается в выравнивании фильтрационных сопротивлений по разрезу пласта путем избирательного действия тех или иных технологий воздействия.
С учетом многолетнего промыслового опыта, накопленного при исследовании профилей приемистости нагнетательных скважин геофизическими и гидродинамическими методами понятие "профиль приемистости" неразрывно связывается с рядом практических реалий:
1. Для активного подключения в работу изначально закольматированных перфорационных отверстий использование большинства физико-химических методов выравнивания профиля приемистости недостаточно. Для этих целей используются более "жесткие" воздействия: перестрел, ГПП, кислотные и щелочные воздействия, депрессионные методы.
2. Отсутствие приемистости отдельных интервалов перфорационных отверстий не всегда означает отсутствие приемистости соответствующего интервала пласта. Справедливо и обратное, когда закачиваемая вода только проходит через те или иные перфорационные отверстия, а далее по заколонному пространству поступает только в нижние, либо верхние интервалы пласта.
Подобные документы
Знакомство со скважиной, способы бурения, обустройства. Буровая установка. Фонтанный и насосный методы добычи нефти и газа. Повышение нефтеотдачи пластов. Технические мероприятия для воздействия на призабойную зону пласта. Подземный ремонт скважин.
отчет по практике [78,2 K], добавлен 24.03.2015Краткая 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 20.07.2010Краткая характеристика Приобского нефтяного месторождения, геологическое строение данного района и описание продуктивных пластов, оценка запасов нефти и газа. Комплексные геофизические исследования: выбор и обоснование методов проведения полевых работ.
дипломная работа [560,6 K], добавлен 17.12.2012Динамика и состояние разработки Сабанчинского месторождения. Анализ показателей разработки, фонда скважин. Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов. Характеристика методов воздействия на призабойные зоны пласта для интенсификации добычи нефти.
курсовая работа [749,4 K], добавлен 26.04.2014Анализ Жирновского нефтегазового месторождения. Назначение и классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов. Состояние добычи нефти в ОАО "Лукойл". Геолого-промысловые и климатические условия применения технологии "АРС и П" при водонапорном режиме.
курсовая работа [814,7 K], добавлен 28.10.2011Экономико-географическая характеристика района работ. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи продуктивных пластов на Тагринском месторождении. Источники и объекты загрязнения окружающей среды.
дипломная работа [2,4 M], добавлен 09.10.2013Коллекторские свойства продуктивных горизонтов. Физико-химические свойства пластовых флюидов. Краткая технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин. Классификация современных методов повышения нефтеотдачи пластов. Расчет промывки забоя скважины.
курсовая работа [1,4 M], добавлен 19.05.2011Общая геологическая характеристика Биттемского месторождения. Геолого-петрофизическая характеристика продуктивных пластов месторождения. Комплекс, техника и методика геофизических исследований скважин. Методики выделения пластов-коллекторов пласта АС10.
курсовая работа [2,9 M], добавлен 25.01.2014Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов и общие сведения о запасах. История освоения месторождения. Анализ показателей работы фонда скважин. Основные методы для увеличения нефтеотдачи и вовлечения в разработку остаточных запасов нефти.
курсовая работа [6,5 M], добавлен 22.01.2015Общие сведения о районе Днепровского месторождения, его геолого-геофизическая характеристика. Методы разведки и разработки. Изучение коллекторских свойств продуктивных пластов месторождения. Состав пластовых флюидов. Этапы разработки месторождения.
дипломная работа [3,5 M], добавлен 10.11.2015
