На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


курсовая работа Современное состояние и перспективы развития нефтяной отрасли страны

Информация:

Тип работы: курсовая работа. Добавлен: 21.10.2012. Сдан: 2012. Страниц: 22. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


?1.      Введение.
1.1.           Современное состояние и перспективы развития нефтяной отрасли страны.
Россия – крупнейший в мире производитель и экспортёр нефти и газа как по энергетической ценности, так и в денежном выражении. В 2008 г. добыча нефти и газа составила около 1,1 млрд. т нефтяного эквивалента, или 1153 млн. т условных углеводородов, включая 488 млн. т нефти в 665 млрд. м3 газа. Экспорт нефти и нефтепродуктов превысил 350 млн. т, газа – 203 млрд. м3.
Нефтяная промышленность России – не только важный элемент мирового рынка нефти, она играет значительную роль в социально-экономическом развитии страны.
Массовое внедрение технологий интенсификации добычи при увеличении инвестиций привело к тому, что в 2007 г. добыча нефти в России возросла более чем на 60% по отношению к уровню 1999г.
В 2000 – 2009 гг. быстрыми темпами развивалась транспортная инфраструктура нефти. За 2000 – 2006 гг. была сформирована альтернативная транзиту через Прибалтику система прямых поставок на рынки Северо-Западной Европы. В апреле 2006г. начато строительство нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан» *ВСТО), в октябре 2008г. введён в эксплуатацию в реверсном режиме крупный участок нефтепровода ВСТО «Талахан – Тайшет», а в декабре 2009г. намечено завершение формирования первой очереди «Тайшет – Сковородино», ведётся строительство нефтепровода – отвода на Китай, пуск которого запланирован на январь 2011г.[2]
При этом воспроизводство сырьевой базы нефти не соответствовало быстро растущей добыче. Неудовлетворительно производились сбор и утилизация попутного нефтяного газа, оставались низкими качество разработки нефтяных месторождений и коэффициенты извлечения нефти. Активное применение методов интенсификации нефтеотдачи пласта, особенно в 2000 – 2005 гг., в последующем привело к замедлению роста добычи, на ряде месторождений – катастрофическому.
Фундаментальными причинами падения добычи нефти стали: истощение сырьевой базы на значительной части эксплуатируемых месторождений в традиционных районах нефтедобычи (Западная Сибирь, Волго-Урал); смещение сроков реализации проектов Тимано - Печоре, Восточной Сибири, Северном Каспии; сокращение в 2008г. добычи нефти на Сахалине.
При исключительно высоких мировых ценах на нефть 2006 – 2009гг. в стране произошло сначала снижение темпов роста добычи, а затем с 2008г., - её абсолютное сокращение. В 2008г. добыча нефти и конденсата в России составила около 488,5 млн. т – это первое место в мире, более чем на 10% больше уровня добычи Саудовской Аравии. Но одновременно впервые за последние 10 лет в стране произошло снижение производства (падение добычи по итогам года составило около 0,51%, в первом квартале 2009г. – почти 1% за период в целом). В 2009г. добыча нефти составила 493,7 млн. т, что на 1,2% больше, чем в 2008г. Добыча нефти по регионам. Главный центр российской нефтяной промышленности – Западная Сибирь, где добывается около 68% всей отечественной нефти. Ханты-Мансийский автономный округ (ХМАО) – основной нефтедобывающий регион (80%), крупномасштабная добыча нефти и конденсата ведётся также в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО) и Томской области. В последние годы введены в эксплуатацию месторождения Омской, Новосибирской и юга Тюменской областей, где суммарный объём добычи составил в 2008г. около 5 млн. т.
В 2008 г. добыча нефти в Западной Сибири в целом снизилась на 1,7%; при этом, наряду с продолжающимся с 2005 г. сокращением производства в ЯНАО, почти на 1% снизилась добыча в ХМАО. После обвального сокращения в 2005 – 2006 гг. добыча нефти в Томской области сохраняется на уровне 10,2 – 10,5 млн. т. Стабилизация добычи произошла также в Омской и Новосибирской областях, при этом на юге Тюменской области наметился некоторый рост.
Снижение добычи в Западносибирской нефтегазоносной провинции происходит на большинстве крупнейших месторождений (кроме Приобского, где все последние годы отмечается органический рост производства), наибольшее сокращение происходит в Ноябрьском, Пуровском и Сургутском нефтедобывающих районах.
В Восточной Сибири, включая Республику Саха, в результате запуска участка нефтепровода ВСТО с октября 2008 г. происходит быстрое наращивание добычи. В целом в 2008 г. там добыто около 1,4 млн. т (в 3,5 раза больше, чем в 2007 г.), из которых свыше 0,8 млн. т – на крупнейших Талаканском и Верхнеченском месторождениях. В первом квартале 2009 г. добыча нефти в регионе увеличилась почти в 10 раз по сравнению с соответствующим периодом 2008 г. В настоящее время продолжается рост добычи нефти на месторождениях Сибирской платформы, прежде всего, в Лено-Тунгусской провинции. Ведётся подготовка к промышленной эксплуатации Ванкорского месторождения на севере Красноярского края, в геологическом плане приуроченного к Западносибирской нефтегазоносной провинции.
Добыча нефти на Сахалине снизилась в 2007 – 2008 г. с 14,5 до 12,9 млн. т. Основное сокращение произошло в рамках проекта «Сахалин-1» в результате исчерпания сырьевой базы а части реализации первой фазы проекта, связанного в том числе с интенсивным наращиванием производства в 2006 – 2007 гг. В ближайшие годы прирост добычи должен обеспечить проект «Сахалин-2».
Негативные тенденции в нефтяной отрасли и замедление темпов роста (а в ряде случаев – абсолютное сокращение добычи нефти по крупнейшим нефтегазодобывающим подразделениям) проявились с конца 2006 г. В 2007 г. стагнацию добычи нефти удалось компенсировать лишь увеличением добычи в рамках проекта «Сахалин-1» с иностранным оператором (Exxon). В начале 2007 г. «Сахалин-1» вышел на проектную мощность в 250 тысю бар в сутки (или 12,5 млн. т в год).
В настоящее время устойчивая тенденция для большинства эксплуатируемых месторождений Западной Сибири и европейской части страны – это стабилизация и постепенное снижение уровней добычи.
Тенденции рынка нефтепродуктов таковы, что нефтяные компании вынуждены пересматривать своё отношение к технологическому состоянию принадлежащих им НПЗ. Благодаря росту спроса на дизельное топливо в России и Европе следует ожидать увеличения объёмов его производства и доведения качества до европейских стандартов. Поскольку российские стандарты качества бензина всё ещё отстают от западных, а спрос на него будет расти медленнее, чем на дизтопливо, модернизация российских НПЗ, в первую очередь, будет ориентирована на увеличение выпуска дизельного топлива.
Перспективные уровни добычи нефти в России в период до 2030 г. будут определяться в основном внутренним и внешним спросом на жидкое топливо и уровнем цен на него, развитостью транспортной инфраструктуры, географией, запасами и качеством разведанной сырьевой базы и темпами её воспроизводства, налоговыми и лицензионными условиями, научно-техническими достижениями в разведке и разработке месторождений.
При различных сценариях социально-экономического развития России будут достигнуты разные уровни добычи нефти. При формировании сценариев были учтены прогнозируемые Министерством экономического развития и торговли РФ и Институтов энергетических исследований РАН потребности в нефти внутреннего и внешнего рынков, также технологически и экономически оправданные с точки зрения сырьевой базы вариации её добычи в каждом регионе.
При сочетании благоприятных внутренних и внешних условий добыча нефти в России в 2010 г. может составить 514 млн. т и возрасти к 2020 г. до 590 млн. т. Далее добыча нефти достигнет максимума в 2021 – 2025 гг. и несколько снизится к 2030 г. Оптимистичный и благоприятный сценарии могут быть реализованы только при последовательной и грамотной политике государства в области воспроизводства минерально-сырьевой базы и увеличении объёмов геологоразведочных работ (глубокое бурение, геофизика) на распределённом фонде недр в 4 – 5 раз. Увеличение объёмов геологоразведочных работ необходимо во всех регионах, но особенно в Западно-Сибирской, Лено-Тунгусской и Охотоморской нефтегазоносных провинциях, а также на шельфах арктических морей.
Во всех сценариях рост добычи нефти до 2015 – 2017 гг. будет связан с вводом в разработку месторождений нефти в Ванкорско-Сузонском районе на северо-западе Красноярского края, вдоль трассы нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан» в Красноярском крае, Иркутской области и Республике Саха (Якутия) (Верхнечонское, Талаканское, Среднеботуобинское, Юрбчено-Тохомское и другие месторождения), в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, на шельфе острова Сахалин и в российском секторе Каспийского моря.
Конкретные объёмы добычи нефти будут зависеть от темпов роста спроса на нефтепродукты на внутреннем рынке, конъюнктуры мирового рынка нефти, государственной политики, темпов и географии вопроизводства минерально-сырьевой базы, инвестиций в геологоразведку, совершенствования систем добычи, транспортировки и переработки нефти, состояния и объёмов научных исследований, определяющих стратегию, инновационную направленность и эффективность деятельности нефтегазового комплекса. Значительно влияние окажут систему подготовки и переподготовки кадров менеджеров и инженерно-технических работников, организационно-технологические условия деятельности самих нефтяных компаний.
Добыча нефти в России будет осуществляться как в традиционных нефтедобывающих районах (Западно-Сибирская, Волго-Уральская и Северо-Кавказская провинции), так и в новых: на Севере европейской части (Тимано-Печорская провинция), в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке (Лено-Тунгусская и Охотоморская провинции), на юге России (российский сектор Каспийского моря – Северо-Каспийская провинция).
Главной нефтяной базой страны на весь рассматриваемый период останется Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция. В 2025 – 2026 гг. на второе место по добыче выйдет Лено-Тунгусская провинция.
В Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (без Ванкорско-Сузонского района на территории Красноярского края) по оптимистичному сценарию добыча нефти к 2019 – 2020 гг. возрастёт от 343 до 350 млн. т в год и далее будет удерживаться на этом уровне до 2030 г. По благоприятному – добыча нефти до 2024 г. сохранится на уровне 343 – 348 млн. т м далее будет падать до 334 – 336 млн. т к 2030 г. По умеренному и инерционному сценариям сроки стабильной добычи значительно меньше (до 2015 – 2018 гг. – в умеренном и до 2011 – 2012 гг. – в инерционном сценариях), и к 2030 г. добыча нефти упадёт до 324 и 313 млн. т в год соответственно.
Без корректного изменения в политике и практике воспроизводства минерально-сырьевой базы тенденция стагнации или падения добычи в традиционном центре добычи – в Западно-Сибирской провинции (без Красноярского края) – становится неизбежной. Ни конъюнктура внутреннего и внешнего рынков, ни рост цен на нефть и нефтепродукты в силу инерционности системы, несмотря на наличие ресурсной базы, переломить её не смогут. Допускать перехода на эту траекторию нельзя.
В Ванкорско-Сузонском районе, который по геологическому строению входит в Западносибирскую нефтегазоносную провинцию, добыча нефти начнётся после 2010 г. и к 2020 г. достигнет 25 млн. т в год.
В период после 2010 г. будут сформированы Южно-Эвенкийский (Красноярский край) и Непско-Ботуобинский (север Иркутской области и запад Республики Саха (Якутия)) центры добычи нефти в Лено-Тунгусской провинции. По оптимистичному сценарию добыча нефти здесь к 2020 г. достигнет 61 – 64 млн. т в год и к 2030 г. увеличится до 80 млн. т. По умеренному сценарию добыча нефти в 2020 г. составит 54 – 57 млн. т и к 2030 г. достигнет 65 млн. т. В необходимых для этого объёмах выполнена программа лицензирования недр.
Обеспечение намечаемых уровней и повышение эффективности нефтедобычи будут основываться на неуклонном расширении географии добычи нефти в РФ, создании новых крупных добывающих в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, на шельфах арктических, тихоокеанских и южных морей России, на научно-Техническом прогрессе в отрасли, совершенствовании методов бурения и воздействия на пласт, увеличении глубины извлечения запасов и внедрении других прогрессивных технологий добычи. Эти меры позволят сделать экономически оправданны использование трудно извлекаемых запасов нефти, оптимизировать организационно-тезнологическую структуру отрасли.
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
1.2. Общие сведения о районе работ, месторождении.
 
Характеристика района работ месторождения
Географическое и административное расположение
 
 
Пионерское газонефтяное месторождение расположено в 25 км к востоку от г. Саратова и административно относится к Энгельскому району Саратовской области.
В непосредственной близости от месторождения находятся Грязнушинское, Южно-Генеральское и другие более мелкие месторождения.
Недропользователем месторождения является ОАО "Саратовнефтегаз" на основании лицензии СРТ 10618 НЭ от 10.04.1998 г., выданной на срок до 01.09.2014 .
Обзорная схема района работ представлена на рис 1.1.
 
Освоенность района и промышленная инфраструктура
Активное промышленное освоение района в целях добычи нефти ведется с середины 50-х годов прошлого века.
Ближайшими к месторождению крупными населенными пунктами являются города Саратов, Энгельс и р/п Степное, сообщение с которыми осуществляется по асфальтированному шоссе. По территории района проходит железная дорога.
Месторождение находится в районе действующих нефтепроводов, газопроводов, нефтепромыслов. Близлежащие месторождения связаны сетью межпромысловых коммуникаций с головными сооружениями и компрессорной станцией. На Пионерском месторождении выполнено все необходимое промысловое обустройство.
 
 
Природные условия
Местность представляет собой слабо всхолмленную равнину, пересекаемую сетью ложбин и балок. Абсолютные отметки рельефа колеблются в пределах +30 – +50 м. Таким образом, относительные колебания рельефа не превышают 20 м. Местность относится к степной безлесной зоне.
Вблизи территории месторождения протекают притоки р. Волги: р. Саратовка и Сухая Саратовка, имеющие неравномерный сток.
Климат района континентальный, температура в среднем колеблется от -15 0С зимой, до +25 0С летом, среднегодовая температура составляет +4 0С.
 
Условия водоснабжения
Для бытовых нужд населения, проживающего в районе месторождения, используются воды хазарского водоносного горизонта, который являются единственным источником питьевого и хозяйственного водоснабжения.С 1992 года для поддержания пластового давления на месторождении производится закачка вод в продуктивный пласт D2arIVa, с 2007 г. – в пласт D2vbV+VI. Источником вод для этих целей, помимо вод хазарского горизонта, является пластовая подтоварная вода, добываемая на месторождении.
 
Таким образом, за 50-летний период освоения рассматриваемого района создана вся необходимая для нефтедобычи промышленная инфраструктура. Существенных ограничений для дальнейшей разработки Пионерского месторождения с позиций промышленной освоенности региона, особенностей обустройства месторождения, климатических условий в настоящее время нет.

 

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
2. Геологический раздел
 
2.1. Тектоника
 
              Юго-восточная часть Русской платформы имеет сложное тектоническое строение.
В региональном плане Волго-Саратовское Поволжье связано с двумя крупными суперструктурами: Воронежской антеклизой и Северо-Каспийской областью прогибания. Наиболее древние геотектонические элементы связаны с протерозойским и раннепалеозойским геотектоническими этапами развития Русской платформы. В это время наблюдается преобладание северо-западных линейных структур. Северо-восточная ориентировка геотектонических элементов является более молодой и связана с развитием Прикаспийской области погружения. Молодые северо-восточные движения не уничтожали глубинные структуры северо-западного направления, а лишь омолаживали, активизировали их. Одной из таких структур является Степновский вал, разделяющий две области погружения – Воскресенскую депрессию и Золотовско-Каменскую структурную террасу. Степновское поднятие сочленяется с окружающими структурами зонами глубинных разломов.
          Вал имеет региональный наклон в сторону Прикаспийской депрессии и осложнен локальными поднятиями, часть из которых имеют северо-восточное, часть северо-западное простирание. Пионерское поднятие представляет собой одну из структур северо-восточного простирания, приуроченную к юго-западному склону Степновского вала.
В разрезе осадочного чехла, перекрывающего архейский кристаллический фундамент, выделяется несколько структурно-тектонических комплексов (этажей). Внутри каждого комплекса наблюдается близкое совпадение структурных планов и локальных поднятий. Между структурными этажами могут быть несоответствия структурных планов, так как между ними существовали огромные промежутки перерыва осадконакопления, во время которого происходило общее изменение геотектонической обстановки в регионе.
Рифейский структурный этаж изучен слабо. По литературным данным с ним связано формирование авлакагенов Русской платформы. Наиболее изученными для региона являются среднедевон- верхнекаменноугольный структурный и среднеюрско-верхнемеловой этажи.
Погребенное Пионерское поднятие выделяется только в структуре среднедевон- верхнекаменноугольного структурного этажа, в мезозойском структурной этаже осадки залегают моноклинально.
Сейсмические работы, проведенные в районе Степновского вала, выявили ряд нарушений в пределах Пионерского локального поднятия, которые подтверждены данными бурения.
 
 
2.2. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза.
 
В геологическом строении разреза Пионерского локального поднятия принимают участие отложения кайнозойского, мезозойского, палеозойского возрастов, а также протерозойские и архейские породы. В разрезе месторождения частично отсутствуют породы верхнего мела и верхней юры, полностью отсутствуют отложения триаса, перми; частично, верхнего карбона.
В связи с тем, что продуктивные горизонты выявлены только в отложениях среднего девона, характеристика этих отложений приводится более подробно.
Выветрелые породы кровли кристаллического фундамента архейского возраста на Пионерском поднятии не вскрыла ни одна скважина. Рифейские отложения вскрыты скважиной № 72 на глубине 2190 м (-2149,3 м) и продолжаются до забоя 2290 м (-2249,3 м). Породы представлены плотными, крепкими песчаниками розового цвета, разнозернистыми. В кровле присутствует кора выветривания, что видно по характеру каротажа и отсутствию выноса керна из верхней части пласта.
Палеозойская эратема. Девонская система.
Эйфельский ярус. Отложения яруса представлены бийским, клинцовским, мосоловским и черноярским горизонтами. Три верхних объединены в афонинский надгоризонт.
Бийский горизонт, отнесенный к глушаковскому надгоризонту, залегает с угловым и стратиграфическим несогласием на отложениях рифея. Описание керна данных отложений на месторождении имеется в скв. 84 и 88. В скв. 84 породы представлены пылеватыми песчаниками светло-серого цвета с обуглившимися остатками органического вещества. В скв. 88 – красноцветными плотными крепкими песчаниками и черными аргиллитами. Отложения горизонта представлены темно-серыми аргиллитами и серыми, светло-серыми разнозернистыми, плохо сортированными песчаниками, содержат комплексы спор. По ГИС пласт представляет собой переслаивание преимущественно глинистых разностей, алевролитов и песчаников. Качество коллектора улучшается снизу вверх. Породы на изучаемом участке являются базальными для терригенной толщи девона. Наличие обугленных остатков, спор и красноцветных песчаников свидетельствует, вероятнее всего, о континентальном генезисе отложений. Толщина контролируется рельефом рифейских отложений и пород кристаллического фундамента. На месторождении полностью толщина вскрыта только в скважине 72 и равна 66м.
Клинцовский горизонт стратиграфически соответствует морсовскому горизонту, выделяющемуся на ранних этапах изучения. Отложения представлены переслаиванием темно-серых, коричневато-серых песчаников разной зернистости (от пылеватых до крупнозернистых) и темно-серых плотных аргиллитов. Аргиллиты иногда содержат песчаные включения. Доля песчаников в разрезе горизонта преобладает. В отложениях присутствует микрофауна. По характеру образования отложения прибрежно-морского типа. Источник сноса располагался на севере в районе Татарского свода, где в это время существовала возвышенность. В связи с этим регионально общая толщина отложений клинцовского горизонта увеличивается с севера на юг. К песчаным коллекторам приурочена нефтяная залежь (пласт D2kl). Толщина отложений на изучаемом участке составляет 22-34 м.
Мосоловский горизонт представлен отложениями переслаивающихся серых и темно-серых известняков, аргиллитов, местами доломитизированных, кристаллизованных. Иногда встречаются линзы песчаников. Толщины меняются в пределах 21-52 м.
Черноярский горизонт представлен отложениями преимущественно темно-серого аргиллита, иногда с прослоями известняка. Толщины меняются в пределах 3-29 м.
Живетский ярус. Отложения яруса представлены воробьевским, ардатовским и муллинским горизонтами, которые объединены в старооскольский надгоризонт.
Воробьевский горизонт сложен преимущественно песчаниками. Имеет ярко выраженную закономерность строения снизу вверх по разрезу. Внизу преобладают песчаники. Доля аргиллитов начинает преобладать лишь в самой верхней части пласта. Песчаники кварцевые серые, светло-серые, средне или мелкозернистые. Иногда содержит обуглившиеся органические остатки и микрофауну. В кровле пласта в полных разрезах содержится известковистый прослой. Отложения прибрежно-морские, возможно дельтовые. Область сноса находилась на севере. Согласно региональным исследованиям в воробьевское время наблюдается частичная регрессия моря, что привело в некоторых районах к уничтожению части воробьевских отложений на приподнятых участках. Но к концу воробьевского времени вновь происходит усиление трансгрессии и область сноса в течение живетского века постепенно отодвигается на север. К песчаным коллекторам приурочена нефтяная залежь пласта D2vbV+VI. Мощность отложений 56-72 м (без учета скважин, попавших в зоны разломов).
Ардатовский горизонт имеет более сложное цикличное строение и разделяется по наличию продуктивных прослоев коллекторов на три пачки, разделенные глинистыми перемычками.
К нижней части разреза приурочен продуктивный пласт D2arIVb. Пачка соответствует морским условиям осадконакопления при наиболее удаленном  источнике сноса. Пласт представлен преимущественно темно-серыми, зеленовато-серыми аргиллитами и маломощными прослоями песчаника в кровле пачки. Общая толщина пачки 19-22м (без учета скважин, попавших в зоны разломов).
К средней пачке приурочен продуктивный пласт D2arIVа. Пласт сложен в основании преимущественно аргиллитами, иногда с прослоями известняков, которые в кровле опесчаниваются и переходят к переслаиванию преимущественно песчаников с прослоями алевролитов и аргиллитов. Общая толщина пачки 22-30м (без учета скважин, попавших в зону разлома).
Отложения средней пачки перекрываются глинисто-карбонатными отложениями верхней пачки, которая имеет полифациальное строение. В пяти скважинах, расположенных непосредственно на Пионерском поднятии, характеристика ГИС соответствует рифовым образованиям. В остальных скважинах вскрыты обычные карбонатно-глинистые отложения. На этом основании можно утверждать, что море в это время было мелководным и теплым. Скорость тектонического погружения территории компенсировалась ростом рифовых построек. Края и кровля рифов частично разрушались, образуя обломочную глинисто-карбонатную межрифовую фацию, коллекторские свойства которой не подтверждены испытаниями. Толщина карбонатного пласта резко изменчива. В области межрифовых фаций она составляют 11-16м, тогда как в зоне развития фации рифа достигает 90м. Фация рифов на Пионерском поднятии продуктивна и индексируется как пласт D2arIV.
Муллинский горизонт завершает разрез живетского яруса. Отложения представлены темно-серыми глинами и аргиллитами. Отложения облекают тела рифовых построек, запечатывая их. Толщина отложений колеблется от 19 до 79 м.
Франский ярус. Содержит тимано-пашийский горизонт, который представлен алевролитами и песчаниками серыми и темно-серыми, кварцевыми, мелкозернистыми, слоистыми с прослоями глин темно-серых, слюдистых, песчанистых. Толщина 60-158 м.
Фаменский ярус. Задонско-елецкий горизонт сложен известняками и доломитами серыми, крупнокристаллическими и крепкими, залегающими трансгрессивно на тимано-пашийских отложениях. Толщина 72 -116 м.
Данковско-лебедянский и заволжский горизонты представлены известняками темно-серыми, пелитоморфными, крепкими, плотными, с прослоями доломита серого, мелкокристаллического, трещиноватого. Толщина 89 – 113 м.
Палеозойская эратема. Каменноугольная система.
Турнейский ярус. Гумеровский горизонт сложен однообразным комплексом известняков серых и темно-серых, крепких, плотных, мелкокристаллических с глинистыми прослойками, местами трещиноватых и кавернозных. Толщина 34-42 м.
Малевский горизонт представлен известняками темно-серыми буровато-серыми мелкокристаллическими, плотными, крепкими. Толщина 4-8 м.
Упинский горизонт сложен известняками серыми, коричневато-серыми, мелкокристаллическими, глинистыми с прослоями серых, зеленовато-серых глин, слоистых. Толщина 25-39 м.
Визейский ярус. Бобриковский горизонт сложен рыхлыми песчаниками светло-серыми, кварцевыми, хорошо отсортированными, переходящими в песок. В верхней части прослеживается песчаник темно-серый, мелкозернистый, углистый, плотный, с прослоями серых глин. Толщина 24-44 м.
В окский надгоризонт входят тульский, алексинский, михайловский и веневский горизонты.
Тульский горизонт  представлен глинами темно-серыми почти черными, плотными, жирными, сланцеватыми, переходящими в глинистые сланцы, содержащими большое количество обугленных растительных остатков, с прослоями известняков темно-серых и буровато-серых, глинистых, плотных, мелкокристаллических. Толщина 24-30 м.
Веневско-алексинские горизонты представлены относительно монотонной толщей известняков, серых, светло-серых, мелкокристаллических. Толщина 160-200 м.
Серпуховский ярус. Включает тарусский, стешевский, протвинский, запалтюбинский горизонты. Представлен мощной толщей известняков серых, светло-серых, в основном мелкокристаллических, частично органогенно-обломочных, иногда перекристаллизованных с прослоями доломитов. В нижней части встречаются прослои песчаников. Толщина 249-268 м.
Башкирский ярус. Черемшанско-прикамский горизонт сложен известняками светло-серыми до белых, мелкокристаллическими, плотными. Толщина 32-49 м.
Мелекесский горизонт представлен аргиллитами серыми неравномерно слюдистыми с большим количеством обугленных растительных остатков, с прослоями песчаников и известняков. Песчаники серые с зеленоватым оттенком, кварцевые, слабо известковые. Толщина 34-46 м.
Московский ярус. Верейский горизонт представлен чередованием аргиллитов темно-серых с зеленоватым оттенком, слюдистых, алевролитов и песчаников серых, кварцевых, мелкозернистых, слюдистых. Имеются маломощные прослои известняков светло-серых, глинистых, трещиноватых, мелкокристаллических. Толщина 117-134м
Каширский горизонт сложен известняками серыми, светло-серыми и буровато-серыми, мелкокристаллическими, сильно глинистыми, местами трещиноватыми. Трещины заполнены вторичным кальцитом. Встречаются включения ангидрита и прослои доломита серого и светло-серого, пелитоморфного. Толщина 133-155 м.
Подольский горизонт представлен известняками светло-серыми и буровато-серыми, пелитоморфными, прослоями трещиноватыми и кавернозными, с прослоями доломитов серых крепких, трещиноватых. Толщина 135-169 м.
              Мячковский горизонт сложен светло-серыми и буровато-серыми, мелкокристаллическими, плотными, участками в кровле трещиноватыми, закарстованными, прослоями доломитизированными. Толщина 113-137 м.
Гжельско-касимовский ярус. Сложен толщей известняков белых и светло-серых, плотных, мелко- и среднекристаллических с включениями крупнокристаллического кальцита и пирита, участками доломитизированных. Толщина 158-244 м.
Мезозойская эратема. Юрская система
Байосский ярус. Сложен глинами темно-серыми, слюдистыми, в нижней части переслаивающимися песчаниками темно-серыми. Толщина 79-86 м.
Батский ярус. Представлен в основном глинами темно-серыми с голубоватым оттенком, с прослоями серых песчаников, тонкозернистых кварцевых. Толщина 45-59 м.
Келловейский ярус. Сложен глинами темно- и светло-серыми с голубоватым оттенком, известковистыми, плотными. Толщина 48-62 м.
Кимериджский и оксфордский ярусы. Сложены глинами серыми, плотными, известковистыми. Толщина 8-12 м.
Волжский ярус. В верхней части представлен серыми песками, кварцево-глауконитовыми; в нижней – глинами темно-серыми. В кровле пропласток известковистого песчаника. Толщина 8-18 м.
Мезозойская эратема. Меловая система.
Готеривский ярус. Сложен глинами темно-серыми однородными. Толщина 2-5 м.
Барремский ярус. Представлен чередованием песков темно-серых, кварцево-глауконитовых и глин темно-бурых, однородных. Встречаются пропластки песчаников. Толщина 46-55 м.
Аптский ярус. Сложен чередующимися прослоями темно-серых глин, зеленовато-бурых, кварцево-глауконитовых песков и песчаников. Толщина 60-84 м.
Альбский ярус. Сложен в основном глинами, зеленовато-серыми, местами с прослоями темно-серых песчаников. Толщина 30-51 м.
Кайнозойская эратема. Неогеновая система.
Акчагыльский ярус. Представлен глинами, желтовато-серыми и коричневыми, песчанистыми. В верхней части песчаники серые. Толщина 56-78 м.
Квартер. Отложения представлены суглинками желтовато-серыми и коричневыми, с прослоями песка и глины. Толщина 10-20 м.
 
2.3. Коллекторские свойства пластов.
 
Залежи пласта D2arIV
В пласте D2arIV продуктивными являются только области развития фаций рифовых построек, представленные органогенными известняками и вскрытые в пределах изучаемой площади небольшим количеством скважин (5 скважин). Коллектор пласта по описаниям керна представлен известняками со сложным типом порового пространства – порово-трещинно-кавернозным, с низкими коэффициентами открытой пористости (4-10%). Трещинные интервалы достаточно хорошо выделяются по данным акустического метода. Наличие трещин подтверждается значительными дебитами газа, полученными при испытаниях в колонне. Все остальные скважины вскрыли межрифовые фации, представляющие собой либо продукты разрушения тела рифа, либо вмещающие глинистые и глинисто-карбонатные отложения, в основном, не являющиеся коллекторами.
На территории Пионерской структуры выявлены три изолированные рифовые постройки (залежи), которые насыщенны газом. Типы залежей в районе скв.100 и в районе скв.103 - литологически экранированные. Залежь в районе скв.41,116,92 - литологически и тектонически экранированная. В трёх скважинах до 2002г. (скв.100) и до 2006г. (скв.103,116) велась добыча газа. В настоящее время указанные скважины находятся в консервации.
Залежь в районе скв. 100 вскрыта одной скважиной. Насыщение коллекторов определено по данным опробования. Скважина находилась в газовом добывающем фонде на пласт D2arIV с октября 1998 г. по январь 2002г. В 2002 г. пластовое давление в скважине упало с начального уровня Рнач = 19,2 МПа до величины Р = 4 МПа, пласт перестал работать.
Эффективная газонасыщенная толщина рифовых отложений в скв. 100 составляет 21,2 м и представлена порово-кавернозно-трещинным коллектором. Высота залежи от кровли коллектора составляет 68,6 м. Размер залежи в плане 0,5?0,4 км.
Межфлюидный контакт в залежи не вскрыт. В процессе добычи нефть или вода не были получены. Условное положение контакта для подсчета запасов принимается по подошве коллектора на а.о. -1890,4 м.
Средняя газонасыщенная толщина по залежи составляет 16,1 м. Средний коэффициент открытой пористости коллектора – 0,05 д.ед., коэффициент газонасыщенности – 0,868 д.ед.
Залежь в районе скв. 116 вскрыта тремя скважинами (№№ 41, 92 и 116). Насыщение коллекторов определено по данным ГИС и опробования. С июля 2000 г. по январь 2006 г. скв. 116 находилась в газовом добывающем фонде на пласт D2arIV. В 2006 г. пластовое давление снизилось с начального уровня до величины Р = 4,9 МПа, пласт перестал работать. Скважина 92 не испытывалась, газонасыщенность в ней установлена по ГИС.
Размеры залежи по площади составляют 0,85?0,4км. Высота залежи по вскрытому коллектору составляет 82 м.
Межфлюидный контакт в залежи не вскрыт. В процессе добычи нефть или вода не были получены. Условное положение контакта принимается по подошве коллектора на а.о. -1901,1 м.
Средняя толщина по залежи составляет 34,25 м. Коэффициент открытой пористости коллекторов – 0,048 д.ед., коэффициент газонасыщенности – 0,856 д.ед.
Залежь в районе скв. 103 вскрыта одной скважиной. Насыщение коллекторов определено по данным опробования. Скв. 103 с октября 2002 г. по январь 2006 г. находилась в газовом добывающем фонде на пласт D2arIV. В 2006 г. пластовое давление снизилось с начального уровня Рнач = 19,2 МПа до величины Р = 3,9 МПа, пласт перестал работать.
Межфлюидный контакт в залежи не вскрыт. В процессе добычи нефть или вода не были получены. Условное положение контакта для подсчета запасов принимается по подошве коллектора на а.о. -1885,5 м.
Размер залежи в плане 0,6?0,35км. Высота составляет 71,3 м. Толщина продуктивного коллектора рифовых отложений равна 38,3 м. Средняя газонасыщенная толщина – 30,2 м. Коэффициент открытой пористости – 0,048 д.ед., коэффициент газонасыщенности – 0,883 д.ед.
Карты структурной поверхности по кровле пласта и эффективных газонасыщенных толщин пласта представлены в графических приложениях ГП 3.2-3.3.
Залежь пласта D2arIVa
Пласт имеет повсеместное распространение. Общая толщина пласта меняется от 12 м в скв 81ST2 до 18,6 м в скв 117. Пласт вскрыт в 72 из 73 пробуренных скважин. Скважина 88 не вскрыла пласт по причине попадания в зону смещения по разрывному нарушению наклонной плоскостью сброса. В районе скважины 94 присутствует зона глинизации коллекторов пласта D2arIVa. В разрезе, как правило, встречаются от одного до трех прослоев песчаника, разделенных глинистыми породами.
В пласте выделена одна нефтегазоконденсатная залежь. Тип залежи – пластово-сводовая, литологически и тектонически экранированная.
При обосновании ГНК использовались данные испытаний и материалы ГИС. ГНК принят на а.о. -1906 м. Газовая шапка разделена на три части, размеры которых соответственно равны: основная – 2,3?1,2 км, высота 14 м; район скв.33-72 – 1,0?0,5 км, высота 15,1 м; район скв.84 – 0,2?0,2 км, высота 3,2 м.
Газонасыщенные толщины по основному участку газовой шапки в среднем составляют 3,5 м. Коэффициент пористости в газонасыщенных интервалах в среднем составляет 0,189 д.ед. Коэффициент газонасыщенности в среднем составляет 0,707 д.ед.
По участку в районе скв.33-72 газонасыщенные толщины в среднем составляют 3,4 м. Коэффициент пористости в газонасыщенных интервалах – 0,17 д.ед. Коэффициент газонасыщенности – 0,67 д.ед.
В районе скв.84 газонасыщенная толщина в среднем составляет 1,0 м. Коэффициент пористости в газонасыщенных интервалах – 0,177 д.ед., коэффициент газонасыщенности – 0,707 д.ед.
По результатам испытаний и ГИС ВНК пласта D2arIVa установлен на а.о. -1922,6 м.
Размер нефтяной оторочки в пределах внешнего контура нефтеносности составляет 4?1,2 км, высота – 17,8 м. Нефтенасыщенные толщины в среднем по залежи – 4,2 м. Коэффициент пористости в нефтенасыщенных интервалах в среднем составляет 0,191 д.ед. Коэффициент нефтенасыщенности в среднем составляет – 0,73 д.ед.
Карты структурной поверхности по кровле пласта и эффективных газонасыщенных и нефтенасыщенных толщин пласта представлены в графических приложениях ГП 3.4-3.6.
 
Залежи пласта D2arIVb
Продуктивный пласт D2arIVb отсутствует в разрезе 5 скважин (88, 77, 78, 81ST2, 109), которые расположены в непосредственной близости к зоне разрывных нарушений. В скважинах 77, 78 и 109 наблюдается уменьшение вскрытой толщины нижележащих воробьевских отложений. Выпадение общей толщины связано с пересечением траекторий скважин наклонной зоной сместителя сброса. Пласт также отличается самыми низкими фильтрационно-емкостными свойствами на данном месторождении. На изучаемой площади коллекторы в пласте частично заглинизированы. Зоны глинизации по данным скважин имеют сложные очертания и делят поле продуктивности на три нефтяные залежи: основная залежь, залежь в районе скв.93, залежь в районе скв.107.
Общая вскрытая толщина пласта по скважинам меняется от 5,9 м в скв. 75 до 10,4 м в скв. 70. В разрезе, как правило, один-два маломощных прослоя песчаника, разделенных глинистыми породами.
Залежь основная. Тип залежи - пластово-сводовая, литологически и тектонически экранированная. Размеры залежи в пределах внешнего контура нефтеносности - 2,5?1,2 км, высота – 24,6 м. При обосновании ВНК использовались данные испытаний и результаты обработки ГИС. Ни одна скважина не вскрыла водонефтяной контакт, поэтому отметка ВНК принята условно по подошве самого низкого нефтенасыщенного интервала в залежи в скв. 130 на а.о. -1944 м.
Нефтенасыщенная толщина в среднем составляет 1,7 м. Коэффициент пористости в нефтенасыщенных интервалах в среднем по залежи – 0,172 д.ед. Коэффициент нефтенасыщенности – 0,715 д.ед.
Залежь в районе скв.107 вскрыта одной скважиной. Отделена от основной залежи тектоническим нарушением. Тип залежи - пластово-сводовая, тектонически экранированная. Размеры залежи 0,8?0,3 км, высота 3,1м.
Скважина 107 не испытывалась, продуктивность ее установлена по данным ГИС. Водонефтяной контакт скважина не вскрыла, поэтому отметка ВНК принята условно по подошве самого низкого нефтенасыщенного коллектора, расположенного на а.о. -1968 м.
Нефтенасыщенная толщина в скважине равна 3,1 м, в среднем по залежи она составляет 1,9 м. Коэффициенты пористости и нефтенасыщенности составляют 0,165 д.ед. и 0,64 д.ед., соответственно.
Залежь в районе скв.93 вскрыта 5 скважинами. Отделена от основной залежи зоной глинизации. Тип залежи – пластово-сводовая, литологически и тектонически экранированная. Размеры залежи 1?0,5 км, высота – 24 м.
Ни одна скважина в данной залежи не была испытана и не вскрыла водонефтяной контакт, поэтому отметка ВНК принималась условно по подошве самого низкого нефтенасыщенного по ГИС интервала на а.о. -1942 м.
Нефтенасыщенная толщина в среднем составляет 1,6 м. Коэффициент пористости в среднем по залежи – 0,190 д.ед. Коэффициент нефтенасыщенности равен 0,785 д.ед.
Карты структурной поверхности по кровле пласта и эффективных нефтенасыщенных толщин пласта представлены в графических приложениях ГП 3.7-3.8
.
Залежи пласта D2vbV+VI
Пласт D2vbV+VI является наиболее крупным по величине запасов и основным по добыче нефти на Пионерском месторождении. Коллекторы в пласте имеют повсеместное распространение на площади месторождения. Диапазон изменения общих толщин пласта составляет 56,3-72,4 м при среднем значении 66,3 м.
Коллекторами являются песчаники кварцевые светло-серые, иногда буроватые или коричневатые от нефти и битума, мелко или среднезернистые, иногда хорошо отсортированные. Встречаются обломки полевых шпатов, включения зерен пирита, местами включения растительных остатков, по поверхности напластования встречается битуминозное вещество. Цемент глинистый, кремнистый, частично гидрослюдистый.
Пласт полностью вскрыт 66 скважинами. Четыре скважины (113, 108, 131, 37) вскрыли только кровлю пласта, из них скважины 37 и 108 не вскрыли ВНК. Скважины 36, 47 и 130 не вскрыли пласт. В пласте D2vbV+VI выделены две нефтяные залежи.
Залежь основная. Тип залежи – массивная, тектонически экранированная. Размеры залежи в пределах внешнего контура нефтеносности – 4,6?1,4 км, высота – 32,9 м. Залежь по всей площади подстилается водой.
По результатам испытаний и данным ГИС ВНК в среднем принят на а.о. -1974 ± 1 м. Анализ ВНК по скважинам, пробуренным после начала активной разработки показал, что отметка ВНК по пласту D2vbV+VI во многих скважинах расположена значительно выше установленного диапазона. Так, например, в скважине 87, пробуренной в 1987 году, ВНК отбивается на а.о. – 1962,8м. При этом кровля пласта соответствует морфологии структурного плана, что исключает грубые ошибки при замере инклинометрии. Наиболее вероятной причиной высокого положения ВНК в ряде скважин является подъем подстилающей воды в зонах интенсивной выработки запасов.
Нефтенасыщенная толщина в среднем составляет 13 м. Коэффициент пористости – 0,208 д.ед. Коэффициент нефтенасыщенности – 0,818 д.ед.
Залежь в районе скв.109 включает одну скважину и расположена в восточной части месторождения, отделена от основной залежи тектоническим нарушением. Тип залежи - массивная, тектонически экранированная. Залежь подстилается водой. Размеры залежи в пределах внешнего контура нефтеносности – 0,6?0,2 км, высота – 15,3 м.
Продуктивность скважины 109 установлена по данным ГИС, испытаний не проводилось. ВНК принят на а.о. -2001,7 м.
Нефтенасыщенная толщина составляет – 5 м. Коэффициент пористости – 0,142 д.ед. Коэффициент нефтенасыщенности – 0,664 д.ед.
Карты структурной поверхности по кровле пласта и эффективных нефтенасыщенных толщин пласта представлены в графических приложениях ГП 3.9-3.10.
Залежь пласта D2kl
Коллекторы пласта D2kl имеют повсеместное распространение на площади месторождения. Пласт вскрыт 46 скважинами. Коллекторами являются песчаники полимиктовые серые, буровато-серые, плохо отсортированные, разнозернистые, гравелитистые, слоистые, с глинисто-пиритовым материалом. Песчаник сцементирован контактным и участками базальным каолинитовым цементом, в виде пятен крупнокристаллическим доломитовым цементом порового и даже пойкилитового типа.
В пласте выделена одна нефтяная пластово-сводовая тектонически экранированная залежь. Размеры залежи в пределах внешнего контура нефтеносности – 3х1,25 км, высота – 26,2 м.
ВНК принят по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка на а.о. -2079 ± 1 м.
Нефтенасыщенная толщина в среднем составляет 7,2 м. Коэффициент пористости в нефтенасыщенных интервалах – 0,168 д.ед. Коэффициент нефтенасыщенности – 0,673 д.ед.
Карты структурной поверхности по кровле пласта и эффективных нефтенасыщенных толщин пласта представлены в графических приложениях ГП 3.11-3.12.
Краткая характеристика залежей газа, нефти и конденсата продуктивных отложений Пионерского месторождения представлена в табл. 3.1.
Характеристики толщин и показателей неоднородности пластов приведены в табл. 3.2.
Таким образом, этаж нефтегазоносности охватывает ряд продуктивных пластов в отложениях среднего девона. Залежи УВС приурочены к пластам ардатовского (D2arIV, D2arIVа, D2arIVb), воробьевского (D2vbV+VI) и клинцовского (D2kl) горизонтов.
 
 
 
          
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
           3. Технико-технологический раздел.
3.1. Существующие методы увеличения дебитов скважин, классификация, область применения.
1. Тепловые методы:
•паротепловое воздействие на пласт;
•внутрипластовое горение;
•вытеснение нефти горячей водой;
•пароциклические обработки скважин.
 
2. Газовые методы:
•закачка воздуха в пласт;
• воздействие на пласт углеводородным газом (в том числе ШФЛУ);
•воздействие на пласт двуокисью углерода;
• воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др.
 
3. Химические методы:
• вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы);
•вытеснение нефти растворами полимеров;
•вытеснение нефти щелочными растворами;
•вытеснение нефти кислотами;
•вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы и др.);
• микробиологическое воздействие.
 
4. Гидродинамические методы:
•интегрированные технологии;
•вовлечение в разработку недренируемых запасов;
•барьерное заводнение на газонефтяных залежах;
•нестационарное (циклическое) заводнение;
•форсированный отбор жидкости;
• ступенчато-термальное заводнение.
 
5. Методы увеличения дебита скважин.
Отдельно следует сказать о так называемых физических методах увеличения дебита скважин.  Объединять их с методами увеличения нефтеотдачи  не совсем правильно из-за того, что использование методов увеличения нефтеотдачи характеризуется увеличенным потенциалом вытесняющего агента, а в физических методах потенциал вытесняющего нефть агента реализуется за счет использования естественной энергии пласта. Кроме того, физические методы чаще всего не повышают конечную нефтеотдачу пласта, а лишь приводят к временному увеличению добычи, то есть повышению текущей нефтеотдачи пласта. К ним относят:
•гидроразрыв пласта;
•горизонтальные скважины;
•электромагнитное воздействие;
•волновое воздействие на пласт;
• другие аналогичные  методы.
 
6. Группа комбинированных методов.
С точки зрения воздействия на пластовую систему в большинстве случаев реализуется именно комбинированный принцип воздействия, при котором сочетаются гидродинамический и тепловой методы, гидродинамический и физико-химический методы, тепловой и физико-химический методы и так далее.
 
Тепловые методы.
 
Тепловые МУН – это методы интенсификации притока нефти и повышения продуктивности эксплуатационных скважин, основанные на искусственном увеличении температуры в их стволе и призабойной зоне. Применяются тепловые МУН в основном при добыче высоковязких парафинистых и смолистых нефтей (Рис. 5). Прогрев приводит к разжижению нефти, расплавлению парафина и смолистых веществ, осевших в процессе эксплуатации скважин на стенках, подъемных трубах и в призабойной зоне.
Паротепловое воздействие на пласт. Вытеснение нефти паром – метод увеличения нефтеотдачи пластов, наиболее распространенный при вытеснении высоковязких нефтей. В этом процессе пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкостью нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. Пар, обладающий большой теплоемкостью, вносит в пласт значительное количество тепловой энергии, которая расходуется на нагрев пласта и снижение относительной проницаемости, вязкости и расширение всех насыщающих пласт агентов – нефти, воды, газа. В пласте образуются следующие три зоны, различающиеся по температуре, степени  и характеру насыщения:
1) Зона пара вокруг нагнетательной скважины с температурой, изменяющейся от температуры пара до температуры начала конденсации (400–200°С), в которой происходят экстракция из нефти легких фракций (дистилляция нефти) и перенос (вытеснение) их паром по пласту, то есть совместная фильтрация пара и легких фракций нефти. 
2) Зона горячего конденсата, в которой температура изменяется от температуры начала конденсации (200°С) до пластовой, а горячий конденсат (вода) в неизотермических условиях вытесняет легкие фракции и нефть. 
3) Зона с начальной пластовой температурой, не охваченная тепловым воздействием, в которой происходит вытеснение нефти пластовой водой.
При нагреве пласта происходит дистилляция нефти, снижение вязкости и объемное расширение всех пластовых агентов, изменение фазовых проницаемостей, смачиваемости горной породы и подвижности нефти, воды и др.
Внутрипластовое горение. Метод извлечения нефти с помощью внутрипластового горения основан на способности углеводородов (нефти) в пласте вступать с кислородом воздуха в окислительную реакцию, сопровождающуюся выделением большого количества теплоты. Он отличается от горения на поверхности. Генерирование теплоты непосредственно в пласте – основное преимущество данного метода.
Процесс горения нефти в пласте начинается вблизи забоя нагнетательной скважины, обычно нагревом и нагнетанием воздуха. Теплоту, которую необходимо подводить в пласт для начала горения, получают при помощи забойного электронагревателя, газовой горелки или окислительных реакций.
После создания очага горения у забоя скважин непрерывное нагнетание воздуха в пласт и отвод от очага (фронта) продуктов горения (N2, CO2, и др.) обеспечивают поддержание процесса внутрипластового горения и перемещение по пласту фронта вытеснения нефти.
В качестве топлива для горения расходуется часть нефти, оставшаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой и испарившимися фракциями нефти впереди фронта горения. В результате сгорают наиболее тяжелые фракции нефти.
В случае обычного (сухого) внутрипластового горения, осуществленного нагнетанием в пласт только воздуха, вследствие его низкой теплоемкости по сравнению с породой пласта происходит отставание фронта нагревания породы от перемещающегося фронта горения. В результате этого основная доля генерируемой в пласте теплоты (до 80% и более) остается позади фронта горения, практически не используется и в значительной мере рассеивается в окружающие породы. Эта теплота оказывает некоторое положительное влияние на процесс последующего вытеснения нефти водой из неохваченных горением смежных частей пласта. Очевидно, однако, что использование основной массы теплоты в области впереди фронта горения, то есть приближение генерируемой в пласте теплоты к фронту вытеснения нефти, существенно повышает эффективность процесса.
Перемещение теплоты из области перед фронтом горения в область за фронтом горения возможно за счет улучшения теплопереноса в пласте добавлением к нагнетаемому воздуху агента с более высокой теплоемкостью – например, воды. В последние годы в мировой практике все большее применение получает метод влажного горения.
Процесс влажного внутрипластового горения заключается в том, что в пласт вместе с воздухом закачивается в определенных количествах вода, которая, соприкасаясь с нагретой движущимся фронтом горения породой, испаряется. Увлекаемый потоком газа пар переносит теплоту в область впереди фронта горения, где вследствие этого развиваются обширные зоны прогрева, выраженные в основном зонами насыщенного пара и сконденсированной горячей воды.
Пароциклические обработки скважин. Циклическое нагнетание пара в пласты, или пароциклические обработки добывающих скважин, осуществляют периодическим прямым нагнетанием пара в нефтяной пласт через добывающие скважины, некоторой выдержкой их в закрытом состоянии и последующей эксплуатацией тех же скважин для отбора из пласта нефти с пониженной вязкостью и сконденсированного пара. Цель этой технологии заключается в том, чтобы прогреть пласт и нефть в призабойных зонах добывающих скважин, снизить вязкость нефти, повысить давление, облегчить условия фильтрации и увеличить приток нефти к скважинам.
Механизм процессов, происходящих в пласте, довольно сложный и сопровождается теми же явлениями, что и вытеснение нефти паром, но дополнительно происходит противоточная капиллярная фильтрация, перераспределение в микронеоднородной среде нефти и воды (конденсата) во время выдержки без отбора жидкости из скважин. При нагнетании пара в пласт он, естественно, внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время выдержки в прогретой зоне пласта происходит активное перераспределение насыщенности за счет капиллярных сил: горячий конденсат вытесняет, замещает маловязкую нефть из мелких пор и слабопроницаемых линз (слоев) в крупные поры и высокопроницаемые слои, то есть меняется с ней местами.
Именно такое перераспределение насыщенности пласта нефтью и конденсатом и является физической основой процесса извлечения нефти при помощи пароциклического воздействия на пласты. Без капиллярного обмена нефтью и конденсатом эффект от пароциклического воздействия был бы минимальным и исчерпывался бы за первый цикл.
Газовые методы.
Закачка воздуха в пласт. Метод основан на закачке воздуха в пласт и его трансформации в эффективные вытесняющие агенты за счет низкотемпературных внутрипластовых окислительных процессов. В результате низкотемпературного окисления непосредственно в пласте вырабатывается высокоэффективный газовый агент, содержащий азот углекислый газ и ШФЛУ (широкие фракции легких углеводородов).
К преимуществам метода можно отнести:
– использование недорого агента – воздуха;
– использование природной энергетики пласта – повышенной пластовой температуры (свыше 60–70oС) для самопроизвольного инициирования внутрипластовых окислительных процессов и формирования высокоэффективного вытесняющего агента.
Быстрое инициирование активных внутрипластовых окислительных процессов является одним из важнейших следствий использования энергетики пласта для организации закачки воздуха на месторождениях легкой нефти. Интенсивность окислительных реакций довольно быстро возрастает с увеличением температуры.
Воздействие на пласт двуокисью углерода. Двуокись углерода растворяется в воде гораздо лучше углеводородных газов. Растворимость двуокиси углерода в воде увеличивается с повышением давления и уменьшается с повышением температуры.
При растворении в воде двуокиси углерода вязкость ее несколько увеличивается. Однако это увеличение незначительно. При массовом содержании в воде 3–5% двуокиси углерода вязкость ее увеличивается лишь на 20–30%. Образующаяся при растворении СО2 в воде угольная кислота Н2CO3 растворяет некоторые виды цемента и породы пласта и повышает проницаемость. В присутствии двуокиси углерода снижается набухаемость глиняных частиц. Двуокись углерода растворяется в нефти в четыре-десять раз лучше, чем в воде, поэтому она может переходить из водного раствора в нефть. Во время перехода межфазное натяжение между ними становится очень низким, и вытеснение приближается к смешивающемуся.
Двуокись углерода в воде способствует отмыву пленочной нефти, покрывающей зерна и породы, и уменьшает возможность разрыва водной пленки. Вследствие этого капли нефти при малом межфазном натяжении свободно перемещаются в поровых каналах и фазовая проницаемость нефти увеличивается.
При растворении в нефти СО2 вязкость нефти уменьшается, плотность повышается, а объем значительно увеличивается: нефть как бы набухает.
Увеличение объема нефти в 1,5–1,7 раза при растворении в ней СО2 вносит особенно большой вклад в повышение нефтеотдачи пластов при разработке месторождений, содержащих маловязкие нефти. При вытеснении высоковязких нефтей основной фактор, увеличивающий коэффициент вытеснения, – уменьшение вязкости нефти при растворении в ней CO2. Вязкость нефти снижается тем сильнее, чем больше ее начальное значение.
При пластовом давлении выше давления полного смешивания пластовой нефти с CO2 двуокись углерода будет вытеснять нефть, как обычный растворитель (смешивающее вытеснение). Тогда в пласте образуются три зоны: зона первоначальной пластовой нефти, переходная зона (от свойств первоначальной нефти до свойств закачиваемого агента) и зона чистого СО2. Если СО2 нагнетается в заводненную залежь, то перед зоной СО2 формируется вал нефти, вытесняющий пластовую воду.
Увеличение объема нефти под воздействием растворяющегося в нем СО2 наряду с изменением вязкости жидкостей (уменьшением вязкости нефти и увеличением вязкости воды) – один из основных факторов, определяющих эффективность его применения в процессах добычи нефти и извлечения ее из заводненных пластов.
Воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др. Метод основан на горении твердых порохов в жидкости без каких-либо герметичных камер или защитных оболочек. Он сочетает тепловое воздействие с механическим и химическим, а именно:
а) образующиеся газы горения под давлением (до 100 МПа) вытесняют из ствола в пласт жидкость, которая расширяет естественные и создает новые трещины; 
б) нагретые (180–250°С) пороховые газы, проникая в пласт, расплавляют парафин, смолы и асфальтены; 
в) газообразные продукты горения состоят в основном из хлористого водорода и углекислого газа; хлористый водород при наличии воды образует слабоконцентрированный солянокислотный раствор. Углекислый газ, растворяясь в нефти, снижает ее вязкость, поверхностное натяжение и увеличивает продуктивность скважины.
 
Химические методы.
 
Химические МУН применяются для дополнительного извлечения нефти из сильно истощенных, заводненных нефтеносных пластов с рассеянной, нерегулярной нефтенасыщенностью.
Объектами применения являются залежи с низкой вязкостью нефти (не более 10 мПа*с), низкой соленостью воды, продуктивные пласты представлены карбонатными коллекторами с низкой проницаемостью.
Вытеснение нефти водными растворами ПАВ. Заводнение водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ) направлено на снижение поверхностного натяжения на границе «нефть – вода», увеличение подвижности нефти и улучшение вытеснения ее водой. За счет улучшения смачиваемости породы водой она впитывается в поры, занятые нефтью, равномернее движется по пласту и лучше вытесняет нефть.
Вытеснение нефти растворами полимеров. Полимерное заводнение заключается в том, что в воде растворяется высокомолекулярный химический реагент – полимер (полиакриламид), обладающий способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность и за счет этого повышать охват пластов заводнением. 
Основное и самое простое свойство полимеров заключается в загущении воды. Это приводит к такому же уменьшению соотношения вязкостей нефти и воды в пласте и сокращению условий прорыва воды, обусловленных различием вязкостей или неоднородностью пласта.
Кроме того, полимерные растворы, обладая повышенной вязкостью, лучше вытесняют не только нефть, но и связанную пластовую воду из пористой среды. Поэтому они вступают во взаимодействие со скелетом пористой среды, то есть породой и цементирующим веществом. Это вызывает адсорбцию молекул полимеров, которые выпадают из раствора на поверхность пористой среды и перекрывают каналы или ухудшают фильтрацию в них воды. Полимерный раствор предпочтительно поступает в высокопроницаемые слои, и за счет этих двух эффектов – повышения вязкости раствора и снижения проводимости среды – происходит существенное уменьшение динамической неоднородности потоков жидкости и, как следствие, повышение охвата пластов заводнением.
 
Вытеснение нефти щелочными растворами. Метод щелочного заводнения нефтяных пластов основан на взаимодействии щелочей с пластовыми нефтью и породой. При контакте щелочи с нефтью происходит ее взаимодействие с органическими кислотами, в результате чего образуются поверхностно-активные вещества, снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз «нефть – раствор щелочи» и увеличивающие смачиваемость породы водой. Применение растворов щелочей – один из самых эффективных способов уменьшения контактного угла смачивания породы водой, то есть гидрофилизации пористой среды, что приводит к повышению коэффициента вытеснения нефти водой.
Вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы). Мицеллярные растворы представляют собой прозрачные и полупрозрачные жидкости. Они в основном однородные и устойчивые к фазовому разделению, в то время как эмульсии нефти в воде или воды в нефти не являются прозрачными, разнородны по строению глобул и обладают фазовой неустойчивостью.
Механизм вытеснения нефти мицеллярными растворами определяется их физико-химическими свойствами. В силу того что межфазное натяжение между раствором и пластовыми жидкостями (нефтью и водо
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.