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:


диплом АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕТОДОВ БОРЬБЫ С АСПО НА СКВАЖИНАХ АРЛАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Информация:

Тип работы: диплом. Добавлен: 26.1.2014. Сдан: 2012. Страниц: 137. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


СОДЕРЖАНИЕ
Определения, обозначения и сокращения………………………………….6
Введение ………………………………………………………………………7
1 Геологическая часть ……………………………………………………….8
1.1 Общие сведения о месторождении ……………………………………..8
1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения…………………13
1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных
коллекторов ………………………………………………………………….22
1.4 Физико-химические свойства нефти, газа, воды……………………….27
1.5 Запасы нефти, газа, КИН ………………………………………………..38
1.6 Осложняющие факторы геологического строения разреза на
Арланском месторождении …………………………………………………43
2 Технологическая часть …………………………………………………….51
2.1 Текущее состояние разработки Арланского месторождения ………..51
2.2 Анализ текущего состояния разработки арланского месторождения..55
2.2.1Сравнение утвержденных и фактических показателей разработки…55
2.2.2 Анализ состояния фонда скважин……………………………………..63
2.2.3 Анализ примененных на Арланском месторождении технических решений для интенсификации добычи нефти………………………………68
2.2.4 Анализ выработки запасов нефти………………………………………70
2.2.5 Анализ эффективности реализуемой системы разработки…………..73
2.3 Обоснование и выбор проектируемого технического решения для интенсификации добычи нефти………………………………………………77
2.3.1 Физическая сущность процессов образования АСПО в скважине…..77
2.3.2 Состав и основные свойства АСПО…………………………………80
2.3.3 Признаки образования АСПО в скважине……………………………82
2.3.4 Литературный обзор работ по проблеме борьбы и предупреждения образования отложений твердых углеводородов……………………………83
2.4 Проектирование технического решения для реализации на Арланском месторождении………………………………………………………………90
2.4.1 Проектирование обработки призабойной зоны пласта и ствола скважин с целью удаления отложения твердых углеводородов……………97
3 Экономическая часть………………………………………………………111
3.1 Экономическое обоснование применения СОНПАР-5402……………111
3.2 Расчет сметы затрат на предлагаемое мероприятие…………………111
3.2.1 Расчет фонда оплаты труда……………………………………………111
3.2.2 Расчет отчислений на социальные нужды……………………………112
3.2.3 Расчет материальных расходов………………………………………113
3.2.4 Расчет затрат на услуги технологического транспорта……………114
3.2.5 Цеховые (геофизические) расходы……………………………………115
3.2.6 Расчет общих затрат……………………………………………………116
3.3 Расчет экономической эффективности от предлагаемого
мероприятия…………………………………………………………………117
3.4 Вывод……………………………………………………………………121
4 Раздел охраны труда и промышленной безопасности…………………123
4.1 План мероприятий по обеспечению требований промышленной безопасности при проведении проектируемых работ……………………123
4.2 План мероприятий по обеспечению санитарно-гигиенических требований при проведении проектируемых работ………………………126
4.3 План мероприятий по обеспечению требований противопожарной безопасности при проведении проектируемых работ……………………128
5 Раздел охраны окружающей среды и недр……………………………….129
5.1 Мониторинг воздействия на атмосферу, гидросферу, литосферу при проведении проектируемых работ…………………………………………129
5.2 План мероприятий, обеспечивающий выполнение требований охраны окружающей среды и охраны недр пр проведении проектируемых
работ………………………………………………………………….………130
Заключение…………………………………………………………………...134
Список использованных источников………………………………………138

ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

НГДУ - Нефтегазодобывающее управление
АСПО - асфальтено-смоло-парафиновые отложения
ОПЗ - обработка призабойной зоны
ОАО - открытое акционерное общество
ГКЗ - Государственная комиссия по запасам
АНК - акционерная нефтяная компания
УБР - управление буровых работ
ОРЭ - одновременно-раздельная эксплуатация
ЭЦН - электроцентробежный насос
УЭДН - установка электро-диафрагменного насоса
ШСНУ - штанговая скважинная насосная установка
ЦДНГ - Цех добычи нефти и газа
ПАА - полиакриламид
НКТ - насосно-комперссорная труба
ТТНК - терригенная толща нижнего карбона
ОГН - обработка горячнй нефтью
ИПО - ингибитор парафиноотложений
ГНО - глубиннонасосное оборудование
ПЗП - призабойная зона пласта
КРС - капитальный ремонт скважин
СПО - спуско-подъемные операции
ПДК- предельно допустимая концентрация


Введение

Современный этап развития нефтяной промышленности характеризуется значительными осложнениями условий разработки большинства месторождений. Основное количество высокопродуктивных месторождений и залежей вступило в позднюю стадию разработки, когда интенсивно снижается добыча и резко возрастает обводненность нефти. Качественные показатели вводимых месторождений не всегда благоприятны - сложное строение продуктивных пластов, значительные размеры водонефтяных зон, повышенная вязкость нефти.
Процессы добычи, сбора и подготовки нефти, ремонтные работы осложняются комплексом проблем, связанных с образованием стойких нефтяных эмульсий, отложениями АСПО, неорганических солей, гидратов углеводородов и др. Необходимо отметить, что образующиеся отложения зачастую имеют сложный компонентный состав, а содержание компонентов изменяется в широких пределах.
Опыт механизированной эксплуатации скважин на нефтяных месторождениях показывает, что в течение некоторого времени, исчисляемого от 1 до 4 месяцев, на поверхности промыслового оборудования образуются отложения парафина и асфальто-смолистых веществ. АСПО покрывают толстым слоем седла клапанов, клапана, полость плунжера и пр. Аналогичные отложения происходят и в призабойной зоне пласта, о чем свидетельствуют факты постепенного снижения продуктивности скважин.
Представленная дипломная работа посвящена изучению данной проблемы в НГДУ «Арланнефть» и частности на Арланском месторождении применительно к фонду добывающих скважин оборудованных ШСНУ. Таким образом, в работе проведен анализ условий образования отложений твердых углеводородов при эксплуатации ШСНУ на Арланском месторождении.

1 Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

Арланское месторождение расположено на северо-западе республики Башкортостан и частично - на юго-востоке Удмуртской республики. В административном отношении территория месторождения входит в состав Краснокамского, Калтасинского, Дюртюлинского и Илишевского районов Башкортостана.
Район расположения месторождения за время прошедшее со дня его открытия сильно изменялся в плане обустройства. На базе нефтедобычи возник город Нефтекамск с населением более 150 тыс. человек. В г. Нефтекамске построены крупнейшие в стране предприятия: заводы автосамосвалов, сельхозмашин, по производству искусственной кожи и другие предприятия. На расстоянии 25 км от него расположен г. Агидель, население которого составляет 25 тыс. человек. Значительная часть населения работает в отраслях так или иначе относящихся к добыче нефти. Проложены сотни километров асфальтовых дорог, в том числе Нефтекамск - Уфа, Нефтекамск - Янаул; тысячи километров нефтегазопроводов, в том числе и магистральных. На обзорной карте (рис.1) представлены населенные пункты и основные коммуникации территории месторождения: дороги, ЛЭП, нефте- и газопроводы, УКПН, НСП, системы нефтесборных парков (Ташкиново, Ашит, Шушнур, Кутерем, Керметово, Ангасяк) и нефтепроводов, подключеных к основной магистрали нефтепровода Арлан-Чекмагуш-Уфа. Через район также проходит магистральный нефтепровод Альметьевск-Пермь.
Ближайшей железной дорогой является линия Казань-Екатеринбург. Крупными железнодорожными станциями района являются Камбарка с веткой на города Нефтекамск и Янаул. Вблизи станции Камбарка (Республика Удмуртия) имеется пристань на реке Кама. Северо-западная граница месторождения на всем протяжении примыкает к реке Кама в районе её среднего течения, а вдоль юго-восточной, южной и юго-западной границы протекает р. Белая. Эти судоходные реки с мая по октябрь месяцы включительно служат путями сообщения для грузоперевозок и связывают район с крупнейшими хозяйственными центрами страны.
Климат северо-западной части Башкирии резко-континентальный. Средняя годовая температура воздуха около +2,4 оС. Средняя июльская температура воздуха составляет от 19 до 20 оС, зимняя температура января от 15 до 16 оС. Абсолютная максимальная температура воздуха составляет +40 оС, а минимальная - 50 оС. Продолжительность безморозного периода 110 дней. Зима продолжительная (5 месяцев), холодная, с резкими ветрами и большим количеством осадков. Высота снежного покрова на равнинах, не защищенных лесом, достигает от 1,5 до 2 м. Направление ветра преимущественно юго-западное со средней скоростью 4,3 м/с. Максимальная скорость ветра достигает 12 м/с. Годовая сумма осадков составляет от 600 до 630 мм. Доля твердых осадков равна 30-38 % от годовых.
В геоморфологическом отношении территория расположена в Камско-Бельском понижении на правобережье нижнего течения р. Белой.
Современные формы рельефа исследуемого района представлены двумя генетическими типами: эрозионно-тектоническим и аккумулятивно-эрозионным, сформированными на пластовом основании, сложенном породами пермского возраста.
Большая часть территории (70 %) представляет собой поверхность аллювиальных толщ, структурно-усложненных комплексом пойменных и надпойменных террас.
В долинах рек Камы и Белой развиты четыре аккумулятивные террасы - пойменная, включающая низкую и высокую пойму и три надпойменных. Пойменная терраса сложена песчано-галечными образованиями. В своем распространении терраса достигает отметок от +70 до +78 метров.



Рис. 1 - Обзорная карта района Арланского нефтяного месторождения
Первая надпойменная терраса сложена с поверхности супесями, реже - более плотными глинистыми отложениями. Пределы ее распространения ограничиваются абсолютными отметками от + 85 до +90 метров.
Поверхности второй надпойменной террасы ограничены абсолютными отметками от 115 до 120 метров и местами достигают 130 метров. По формам рельефа это изолированные поверхности неправильной формы, развитые, по преимуществу, в правобережной части долины р. Белой и на левобережье р. Камы.
Отложения третьей надпойменной террасы расположены до отметок 140-150 м, покрывают нижние части склонов р. Белой и р. Камы, сливаясь с отложениями верхнего неогена. Уступ террасы размыт, трудно прослеживается.
Речная сеть принадлежит к бассейну р. Камы и р. Белой. По правобережью р. Камы (Вятская площадь) отмечается ряд мелких притоков длиной от 8 до 13 км и расходами до первых десятков кубических метров в секунду.
По левобережью р. Камы в условиях развития I и II надпойменных террас существенным притоком в пределах месторождения является р. Березовка, длина её 43 км и летний расход 95 % обеспеченности - 78,3 л/сек (выше устья правого притока р. Мариинка).
Остальная речная сеть принадлежит бассейну р. Белой. По правобережью реки в пределах месторождения отмечаются следующие притоки (снизу вверх): нижнее и среднее течение рек - р. Кунь, р. Кельтей, р. Тыхтем; устьевая часть р. Быстрый Танып с протокой, р. Гнилой Танып.
По данным Камуралрыбвода к рекам высшей и I категории рыбохозяйственной значимости относятся реки Быстрый Танып, Гнилой Танып, Кунь.
На территории месторождения отмечается большое количество пойменных озер, наиболее крупные из них: по правобережью реки Камы - озера Большое, Долгое, Ольховое. На правобережье р. Белой - озера Юсупово, Грязное, Елань. Значительное количество более мелких озер. Длина крупных озер достигает от 4 до 5 км при ширине до 200-400 м.
Значительная часть территории покрыта смешанными лесами с преимущественным развитием хвойных пород.
Восточная часть площади месторождения - холмистая, западная - является широкой долиной реки Белой, лишь северная часть (Вятская площадь) - приподнятая. Довольно большая часть территории месторождения имеет низкие гипсометрические отметки. Вследствие этого, такие низкие пойменные участки вдоль русла рек Кама, Белая и Танып оказались затопленными при подъеме уровня воды в водохранилище Нижне-Камской ГЭС, расположенной в районе г. Набережные Челны. С целью уменьшения затопляемой территории были построены защитные дамбы и спецоснования. При этом скважины, оказавшиеся в фарватерной зоне были ликвидированы, а взамен их пробурены новые скважины с защищенной дамбами территорией. На многих скважинах, расположенных на низких отметках, в процессе разработки отмечались водопроявления из известняков артинского яруса, воды которого содержат сероводород. С целью охраны природы в таких скважинах выполнен большой объем изоляционных работ.
Из полезных ископаемых, кроме нефти, можно выделить залежи торфа, имеющие значительное распространение на площади и связанные с первой и реже со второй надпойменными террасами реки Белой.
На части территории в коренном залегании обнажены пермские отложения, поймы рек выполнены аллювиальными отложениями. Суглинки и глины широко распространены в северной части, а наиболее мощные выходы песков имеются по уступу первой надпойменной террасы р. Кама и р. Белая. Гравий и галечники встречаются в наиболее приподнятых участках рельефа и по уступам речных террас.
Поверхностные водопроявления связаны с четырьмя водоносными горизонтами, приуроченными к четвертичным отложениям поймы, двум первым надпойменным террасам и к уфимской свите. Основная форма водопроявлений выражается в сильной заболоченности местности в пониженных участках рельефа, а также в виде редких источников, приуроченных к оврагам. Наиболее высокодебитным является водоносный горизонт, приуроченный к песчано-галечниковым образованиям уфимской свиты. Эти воды, так же как и воды озер, больших и малых рек района, по своей характеристике относятся к группе мягких и вполне пригодных для питья и технических целей.

1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения

Разрез осадочной толщи месторождения изучен до глубины 4516 м скважиной № 7000. Фундамент ни одной скважиной не вскрыт. В разрез осадочного чехла включает отложения верхнего докембрия, среднего и верхнего девона, каменноугольной и пермской систем, а также четвертичного возраста. На рис.2 представлен сводный литолого-стратиграфический разрез.
Рифей
Нижний отдел
Кырпинская серия
Кырпинская серия состоит из двух свит: прикамской и калтасинской.
Прикамская свита подразделена на три подсвиты: норкинскую, ротковскую и минаевскую.
Норкинская подсвита представлена алевролитами розовыми, серыми и аргиллитами темно-краснобурыми с подчиненными прослоями песчаников, доломитов и мергелей. Толщина подсвиты (вскрытая) 272 м.
Ротковская подсвита - песчаники светло-розовые, кирпично-красные полевошпатово-кварцевого состава, реже кварцевые с прослоями алевролитов. Толщина отложений подсвиты - 462 м.
Минаевская подсвита представлена переслаиванием доломитов, мергелей, алевролитов, аргиллитов, реже песчаников. Все породы пестроокрашенные, общей толщиной 277 м.




а - плотный раздел между пластами; прослои: б - промышленно нефтеносные, в - слабонефтенасыщенные, г - водонасыщенные; д - ВНК; е - плотные породы в продуктивном пласте; 1-8-скважины

Рис.2 - Сводный литолого-стратиграфический разрез

Толщина отложений прикамской свиты в скважине составляет более 1000 м.
Калтасинская свита разделена на саузовскую, арланскую и ашитскую подсвиты.
Саузовская подсвита - доломиты серые, светло-серые, розовато-серые, массивные, слоистые, органогенные, содержат примесь глинистого и алевролитового материала. Толщина - 813 м.
В арланской подсвите выделено три горизонта: нижний, средний и верхний.
Нижний горизонт представлен доломитами темно-серыми, тонкозернистыми, алевролитами буровато-серыми полевошпатово-кварцевого состава, толщиной 97 м.
Средний горизонт - переслаивание аркозовых светло-серых алевролитов полевошпатово-кварцевого состава, аргиллитов темно-серых и известняков серой и светло-серой окраски, плотных, глинистых. Толщина горизонта - 346 м.
Верхний горизонт сложен доломитами, серыми, тонко- и мелкозернистыми с прослоями темно-серых аргиллитов общей толщиной 97 м. Толщина пород арланской подсвиты составляет 540 м.
Ашитская подсвита представлена доломитами светло-серого цвета, средне- и крупнозернистыми. В нижней части подсвита прорвана габбро-диабазами. Толщина отложений подсвиты - 232 м. Скважиной пройдено 2596 м нижнерифейских отложений.
Далее в осадконакоплении отмечается стратиграфический перерыв
Девонская система
Средний отдел
Живетский ярус
Старооскольский надгоризонт - карбонатно-терригенные породы - песчаники и алевролиты (аналог пласта DIV). Выше - аргиллиты, алевролиты и глинистые карбонаты. Толщина 6-11 м.
Муллинский горизонт. Пласт песчаников (DII) мелкозернистых и алевролитов толщиной 4-32 м. Выше - аргиллиты темно-бурые и зеленовато-серые. Толщина горизонта - 23-47 м.
Верхний отдел
Франский ярус
Нижнефранский подъярус
Пашийский горизонт - песчаники мелкозернистые, алевролиты (пласт DI), а также глинисто-алевролитовые породы в верхней части разреза. Толщина песчаников DI - 0-9 м, горизонта - 10-15 м.
Кыновский (тиманский) горизонт - аргиллиты зеленовато-и буровато-серые, тонкослоистые с прослоями глинистых известняков. Толщина горизонта 29-35 м.
Среднефранский подъярус
Саргаевский горизонт - известняки зеленовато- и темно-серые, органогенные, глинистые толщиной 5-15 м.
Доманиковый горизонт - темноокрашенные известняки, битуминозные с прослоями сланцев. Толщина - 20-40 м.
Мендымский горизонт - известняки серые и темно-серые, глинистые, участками окремнелые, с прослоями доломитов, толщиной 10-35 м.
Верхнефранский подъярус
Известняки серые и темно-серые, глинистые, местами доломитизированные. Верхняя граница - нечеткая. Толщина до 100 м.
Фаменский ярус
Известняки светло-серые и серые, плотные, кристаллические, органогенные, с прослоями доломитов. Толщина 120 - 130 м.
Заволжский надгоризонт - известняки и доломиты серые и светло-серые, органогенно-обломочные, рифогенные. Доломиты мелко-и среднекристаллические. Общая толщина 100-300 м. В верхней части отложения горизонта размыты.
Общая толщина верхнефранских и фаменских карбонатов изменяется в пределах 270-350 м.
Каменноугольная система
Нижний отдел
Турнейский ярус
Малевский и упинский горизонты - известняки серые и светло-серые, мелкокристаллические и пелитоморфные. Толщина 20-30 м, в эрозионно-карстовых зонах частично или полностью размыты.
Черепетский и кизеловский горизонты - известняки светло-серые, органогенно-обломочные, пелитоморфные, мелкосгустковые. В верхней части глинистые и окремнелые. Общая толщина горизонта 25-35 м, на отдельных участках отложения размыты частично или полностью.
Визейский ярус
Елховский горизонт - аргиллиты темно-серые, толщиной 0,5-5,0 м, иногда размыты.
Радаевский горизонт - пачка аргиллито-песчаных пород (пласт СVI). Песчаники светло-серые, слабоглинистые. Алевролиты темно-серые, кварцевые, крупно- и разнозернистые, в разной степени углистые и глинистые. Аргиллиты темно-серые, плотные, углистые, зачастую замещаются углями. Толщина отложений горизонта - от 1 до 20 м.
Бобриковский горизонт - песчаники (пласт CVI), алевролиты, аргиллиты и угли. Толщина до 35-38 м.
Тульский горизонт - переслаивание песчаников, алевролитов и аргиллитов, с подчиненными прослоями известняков. Толщина до 25 м.
Окский надгоризонт
Известняки и доломиты серые и буровато-серые, плотные, кристаллические, трещиноватые и кавернозные. В нижней части (алексинский горизонт) - русловые пески и песчаники кварцевые. Толщина горизонта 100-150 м.
Серпуховский ярус
Доломиты серые и буровато-серые, плотные, кристаллические, с прослоями известняков, в верхней части разреза сильно кавернозные (бывший намюрский ярус). Толщина - 95-125 м.
Средний отдел
Башкирский ярус
Известняки серые и светло-серые, плотные, кристаллические, прослоями органогенные, пористые. Толщина 38-55 м.
Московский ярус
Верейский горизонт - переслаивание известняков, мергелей, аргиллитов, известковистых песчаников и алевролитов. Основная масса известняков - серые и светло-серые, кристаллические и органогенные, последние часто пористые и кавернозные. Мергели темно-серые. Алевролиты и аргиллиты темно- и зеленовато-серые. Толщина горизонта 40-50 м.
Каширский горизонт - известняки с прослоями доломитов. Известняки серые и буровато-серые, кристаллические, прослоями органогенно-обломочные, пористые, пористо-кавернозные. Доломиты кристаллические, иногда пористо-кавернозные. Толщина 70-90 м. Подольский горизонт - преимущественно известняки серые и светло-серые, кристаллические, прослоями органогенные, пористые. Встречаются прослои доломитов. Толщина 60 - 100 м.
Мячковский горизонт
Известняки серые и светло-серые, кристаллические, прослоями органогенные, иногда доломитизированные, окремнелые. Доломиты светло-серые, коричневато-серые, кристаллические, окремнелые, прослоями пористые. Толщина 70-110 м.
Верхний отдел
Представлен чередованием прослоев известняков и доломитов. Известняки светло-и коричневато-серые, кристаллические и органогенно-обломочные, доломитизированные. Доломиты серые, пелитоморфные и тонкокристаллические. Толщина 150-200 м.
Пермская система
Нижний отдел
Ассельский ярус - известняки серые и буровато-серые, органогенно-обломочные с прослоями доломитов и ангидритов. Толщина 80 м.
Сакмарский ярус - известняки серые и буровато-серые, кристаллические и органогенно-обломочные с прослоями доломитов и ангидритов. Толщина до 50 м.
Артинский ярус - залегает с размывом. Известняки и доломиты светло-серые, кристаллические с прослоями голубовато-серых ангидритов. Толщина 9-27 м.
Кунгурский ярус - сложен переслаиванием ангидритов, доломитов и иногда известняков. Толщина 100-200 м.
Пермская система
Верхний отдел
Уфимский ярус - толща известково-песчаных глин-красноцветов, переслаивающихся с песчаниками коричневато-серыми. Толщина 110-250 м.
На размытой поверхности верхнепермских отложений залегают осадки неогеновой (третичной) и четвертичной систем, представленные глинами, песчаниками толщиной 0-30 м.
В тектоническом отношении Арланское месторождение приурочено к Бирской седловине, расположенной между Татарским и Башкирским сводами. По терригенной толще нижнего карбона Бирская седловина осложнена валами северо-западного простирания. Один из этих валов - Иванаевский в ядре представляет собой гигантский барьерный риф верхнефаменского возраста. Структурой облекания указанного рифа является обширная Арланская структура размером 120 ? 35 км.
По кровле терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК) Арланская структура в целом асимметрична с более крутым западным и пологим восточным крыльями и ориентирована в северном направлении в районе Ново-Хазинской и северо-западном направлении в районе Арланской площадей. Наиболее высокие абсолютные отметки (от -1080 до - 1100 м) наблюдаются на тринадцатом участке Ново-Хазинской площади. Куполовидные поднятия приурочены, в основном, к западной части структурной зоны и образуют "цепочки" северо и северо-западного направления. Между ними прослеживаются седловины различной амплитуды. Наиболее глубоко погруженные и самые крупные по размерам седловины отмечены на границе Арланской и Ново-Хазинской площадей, а также на северо-западе Арланской площади.
Восточное пологое крыло структуры осложнено поднятиями и прогибами различной амплитуды. В пределах Арланской площади в центральной её части погруженные участки приурочены к определённым линиям и образуют прогиб регионального характера, в то время как в пределах Ново-Хазинской площади эти погруженные участки имеют локальный характер, хотя также приурочены к одной линии.
На Арланской площади прогиб отделяет вторую "цепочку" куполов северо-западного простирания.
В пределах Николо-Березовской площади определённой ориентировки структурных элементов не наблюдается.
По кровле терригенной толщи нижнего карбона на западном крыле Ново-Хазинской структуры оконтуривающей является изогипса -1170 м, на восточном - 1155 м. На фоне общего погружения (от -1125 до -1155 м) на пологом восточном крыле структуры отмечаются приподнятые, оконтуренные изогипсами -1110, -1115 м, и погруженные участки, ограниченные изогипсами -1130, -1140 м. Погруженные участки наблюдаются и в центральной части структуры.
Наиболее пониженные отметки кровли терригенной толщи отмечены на границе Ново-Хазинской и Арланской площадей. На крайнем юго-востоке Арланской площади прослеживается седловина, в пределах которой погруженные участки ориентированы в северо-восточном направлении. Ширина сводовой части структуры в этом районе минимальна.
Амплитуды поднятий на Арланской площади колеблются от 10 до 60 м., сводовые участки поднятий оконтуриваются изолиниями -1110, -1145 м.
Глубокий прогиб, пересекающий Арланскую структуру с северо-запада на юго-восток, чётко прослеживается по поверхности всех пластов. Сводовые части куполов, расположенных на юг от прогиба, на 15-20 м выше по абсолютному положению по сравнению куполами, расположенными севернее.
Особенности строения поверхности терригенной толщи нижнего карбона Арланской нефтеносной площади являются характерными для месторождений Башкирии и других районов. Структура осложнена более, чем тремя десятками куполов различных размеров (от 0,3?0,2 до 5,5?4,0 км) и амплитуд от 10 до 60 м. Подобная описанной выше, а иногда и более чётко выраженная, дифференциация структуры в пределах Арланского нефтяного месторождения прослеживается по поверхностям всех песчаных продуктивных пластов ТТНК и известняков турнейского яруса.
Более резко расчлененным по сравнению с кровлей терригенной толщи является рельеф поверхности турнейских известняков, что подтверждается наличием разрезов увеличенной толщины терригенной толщи в районах эрозионных впадин северо-западной и северной частей Арланской площади. В ряде отдельных скважин такая картина наблюдается на Николо-Березовской и Ново-Хазинской площадях. Максимальные амплитуды размыва, судя по соотношению абсолютных отметок поверхности турнейских известняков в нормальных разрезах и разрезах эрозионных впадин, колеблются от 104 до 184 м. На этих участках наблюдается самые низкие абсолютные отметки поверхности известняков, подстилающих терригенные разрезы нижнего карбона (-1103, -1333, -1395 м).
Строение рельефа турнейских известняков сказывается на строении залежей нефти, особенно в отложениях турнейского яруса и песчаных пластах СIV, СV, СVI, где абсолютные отметки межкупольных участков часто залегают ниже контактов нефти и воды.
В рельефе пласта СVI структуры и мелкие структурные формы: поднятия, террасы, узкие замкнутые прогибы, округлые мульды и т.д., установленные на пологих крыльях, имеют различные амплитуды и размеры и образуют сложные сочетания с основным структурным планом. Эти структурные элементы оказали решающее влияние на распределение нефти и воды в пластах, степень заполнения ловушек нефтью и т.д. и в значительной степени предопределили положение контуров и размеры площадей нефтеносности залежей, приуроченных к различным продуктивным пластам.
Отложения среднего карбона на рассматриваемой территории слагают обширную пологую изоморфную валообразную структуру, имеющую простирание с юго-востока на северо-запад. Западное крыло структуры сравнительно пологое - до 2о50’-0о20’, восточное - пологое. Платообразная вершина поднятия осложнена многочисленными куполами и впадинами. Наиболее крупные купола располагаются цепочкой вблизи западного крыла. Амплитуда вала в целом по кровле каширского горизонта около 50 м. Ядром Арланской структуры служит барьерный риф верхнедевонского-нижнетурнейского возраста. Вышележащие слои нижнего, среднего и верхнего карбона и нижней перми формируют структуру облекания. Залежи среднего карбона в плане совпадают с нижележащими залежами терригенной толщи нижнего карбона и турнейского яруса. На графических приложениях 16-36 представлены схематические геологические профили Арланского месторождения.

1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов

На месторождении нефтеносными являются отложения верхнего девона (пласт DI), турнейского яруса, терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК), верейского и каширо-подольского горизонтов среднего карбона (московский ярус). При описании залежей нефти использовались материалы «Проекта доразработки Арланского нефтяного месторождения».
Девонская система
Верхний отдел (пашийский горизонт, пласт DI).
Песчаники пласта DI выявлены на Калегинском лицензионном участке в виде двух небольших полулинз, которые располагаются на склонах обширной положительной структуры.
Отложения верхнего девона вскрыты 15 поисково-разведочными и одной эксплуатационной скважинами. В двух скважинах №№ 2НЕФ и 8142, расположенных в пределах Калегинского лицензионного участка, пласт DI пашийского горизонта нефтеносен. Геолого-физическая характеристика приведена в табл. 1. ВНК отмечен на глубине - 1810,6 м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина равна 1,5 м. Принятое значение коэффициента пористости равно 0,19 , коэффициента нефтенасыщенности 0,77. Коэффициент расчлененности - 1,5 и песчанистости - 0,83 (табл.2).


Таблица 1
Геолого-физическая характеристика
Параметры Арланская площадь
СТ1
1 2
Средняя глубина залегания кровли (абсолютная отметка), м -1196
Тип залежи пластовый
Тип коллектора карбонатный
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2 20871
Средняя общая толщина, м 11,8
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м 3,9
Коэффициент пористости, доли ед. 0,123
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед. 0,788
Проницаемость, (10-3) мкм2 34
Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,22
Коэффициент расчлененности, доли ед. 1,8
Начальная пластовая температура, ?С 25
Начальное пластовое давление, МПа 14,1
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа?с 25
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 0,895
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 0,886
Абсолютная отметка ВНК, м от -1176.7 до -1179.8
Объемный коэффициент нефти, доли ед. 1,030
Содержание серы в нефти, % 2,5
Содержание парафина в нефти, % 2,9
Давление насыщения нефти газом, МПа 3,9
Газовый фактор, м3/т 8,3
Содержание сероводорода, % -
Вязкость воды в пластовых условиях, МПа?с -
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3 1,178
Сжимаемость, 1/Мпа*10-4
нефти 6,1
воды, МПа*10-5 -
породы 1,1
Коэффициент вытеснения, доли ед. 0,517


Таблица 2
Геолого-физическая характеристика
Параметр Показатели Пачка СTI Пачка в целом
ЧНЗ ВНЗ
1 2 3 4 5
Общая толщина,м Среднее значение 11,8
Коэффициент вариации, доли ед. 0,664
Интервал изменения от 0,44
до 30,4
Эффективная нефтенасыщенная толщина,м Среднее значение 1,9 1,5 3,9
Коэффициент вариации, доли ед. 0,843 0,524 0,767
Интервал изменения от 0,6 0,4 0,4
до 2,3 4,7 4,7
Эффективная водонасыщенная толщина,м Среднее значение 1,5 1,9
Коэффициент вариации, доли ед. 0,485 0,602
Интервал изменения от 0,8 0,6
до 3,9 9,2
Коэффициент песчанистости,доли ед. Среднее значение 0,21 0,23 0,22
Коэффициент вариации, доли ед. 0,78 1,02 0,96
Интервал изменения от 0,18 0,18 0,18
до 1,00 1,00 1,00
Коэффициент расчлененности,доли ед. Среднее значение 1,8
Коэффициент вариации, доли ед. 0,452
Интервал изменения от 1
до 4

Отложения выше пашийского горизонта представлены плотными и непроницаемыми аргиллитами с прослоями глинистых известняков кыновского (тиманского) горизонта, плотными, глинистыми и битуминозными известняками с прослоями сланцев саргаевского и доманикового горизонтов, а также известняками глинистыми и частично окремнелыми и доломитизированными мендымского горизонта и верхнефранского подъяруса общей толщиной от 210 до 230 м. Фаменский ярус представлен известняками плотными, органогенными с прослоями доломитов мелко- и среднекристаллических с толщиной до 120-130 м. Вышезалегающие известняки турнейского яруса нижнего карбона являются продуктивными на Арланском месторождении.
Каменноугольная система
Нижний отдел
Турнейский ярус
Нефтеносность этого объекта связана с отдельными прослоями пористых разностей (пачки СТ1, СТ2, СТ3). Установлено несколько небольших по запасам залежей. Поскольку этот объект расположен ниже основного, то во многих скважинах он либо не вскрыт (особенно в зонах, где пласт СVI водоносен), либо вскрыт частично. Наибольшее влияние на формирование залежей в турнейском ярусе оказывают два основных фактора - структурный и литологический.
Во многих скважинах в кровельной части пористые прослои отсутствуют, либо их число и толщины сокращаются. Полностью разрез турнейских отложений вскрыт в разведочных скважинах, а также в эксплуатационных скважинах, пробуренных специально на этот объект.
Турнейские отложения представлены, главным образом, известняками. В кровельной части известняки плотные, глинистые и окремнелые. Известняки этой части разреза тонкокристаллические, ниже разрез представлен переслаиванием пористых, пористо-кавернозных, органогенно-обломочных известняков с плотными разностями. Структура их - сгустковая и органогенная. Поры щелевидные (0,02-0,15 мм), иногда заполнены мелкокристаллическим кальцитом. Толщина отложений турнейского яруса (при отсутствии размыва) колеблется в пределах от 42 до 65 м. Толщина нефтенасыщенных прослоев (суммарная) колеблется от 0 до 11 м. Нефтеносными в турнейском ярусе являются пачки СТ3, СТ2 и СТ1. Геолого-физическая характеристика приведена в см. табл. 1.
Арланская площадь
Анализ геологического материала и данных ГИС показывает, что залежи пачки СТ2 гидродинамически связаны с залежью пачки СТ1, так как нефтенасыщение фиксируется до той же отметки, что и по пачке СТ1.
Ввиду незначительности залежей нефтенасыщенные толщины пачки СТ2 включены в объем залежи пачки СТ1.
На Арланской площади выявлено пять залежей нефти пластового типа.
Коллекторы представлены мелкокристаллическими известняками, реже доломитами, состоящими из одного-двух, реже трех-четырех прослоев. Пачка широко развита по площади месторождения. Коэффициент песчанистости равен 0,22, а коэффициент расчлененности - 1,8.
Залежь 1 пластового типа, имеет размеры 2,3?1,0 км, высота - 14 м. Залежь выявлена 28 скважинами, 20 из которых пробурены в нефтяной зоне. ВНК залежи принят в интервале отметок от -1178,7 до -1179,8 м, главным образом, по материалам ГИС. Доля ЧНЗ в общем объеме залежи составляет 0,44. Среднее значение нефтенасыщенной толщины принято 2,7 м. Коэффициент пористости - 0,12 дол.ед., коэффициент нефтенасыщенности - 0,78 дол.ед.
Залежь 2 пластового типа, имеет размеры 3,1?1,7 км, высота - 31,0 м, выявлена 22 скважинами. ВНК залежи принят на отметках от -1178,3 до -1178,7 м. Доля ЧНЗ в общем объеме залежи составляет 0,77. Принятое значение нефтенасыщенной толщины составляет 5,0 м. Коэффициент пористости равен 0,12 дол.ед., коэффициент нефтенасыщенности - 0,78 дол.ед.
Залежь 3 пластового типа, имеет размеры 7,2?0,6 км, высота - 27 м. ВНК принят по данным ГИС на отметках от -1176,7 до -1177,0 м. Доля ЧНЗ в общем объеме залежи составляет 0,94. Принятое значение нефтенасыщенной толщины равно 3,6 м. Коэффициент пористости и нефтенасыщенности соответственно приняты равными 0,11 и 0,79 дол.ед.
Залежь 4 является основной, наибольшей по размерам залежью Арланской площади. Залежь пластового типа, имеет размеры 8,0?2,0 км, высота - 25 м. ВНК залежи принят в интервале отметок от -1177,4 до -1179,0 м по данным ГИС. Доля ЧНЗ в общем объеме залежи составляет 0,56. Средневзвешенное по площади значение нефтенасыщенной толщины равно 3,8 м. Коэффициент пористости от 0,12 до 0,13 дол.ед., коэффициент нефтенасыщенности от 0,78 до 0,80 дол.ед.
Залежь 5 пластового типа, имеет размеры 0,5?1,8 км, высота залежи - 8,0 м. ВНК этой залежи принят на отметках от -1177,8 до -1179,7 м. Залежь полностью подстилается водой. Среднее значение нефтенасыщенной толщины равно 2,0 м. Принятые значения коэффициента пористости и нефтенасыщенности равны соответственно 0,11 и 0,80 дол.ед.

1.4 Физико-химические свойства нефти, газа, воды

Свойства нефти и нефтяного газа изучены по пробам, отобранным в пластовых и поверхностных условиях. Способы отбора поверхностных проб общепринятые - с устья действующих безводных скважин. Пробы нефти с сохранением пластовых условий отбирались либо в фонтанирующих скважинах, либо при опробовании скважин пластоиспытателем. Некоторая часть проб отобрана в действующих скважинах через межтрубное пространство.
Небольшие глубины залегания продуктивных пластов среднего карбона (800-850 м) при сравнительно высоком давлении насыщения (3,0-3,5 МПа) и низкой продуктивности скважин предопределили низкие забойные давления, которые во многих случаях несколько ниже давления насыщения. При этих условиях отбор качественных проб становится невозможным. Необходимо также добавить, что большинство скважин этого объекта с самого начала работают с водой, что приводит к существенным искажениям результатов анализов. Другой причиной малого числа проб является глубиннонасосный способ эксплуатации практически всех скважин. В таких скважинах отбор проб возможен только через межтрубное пространство, что также очень сложно. В скважинах турнейского яруса многие глубинные пробы некачественные по причине обводненности продукции. К этому перечню следует добавить еще и большие искривления ствола скважин. В этих случаях пробоотборники вообще невозможно спустить в межтрубное пространство.
Исследования отобранных проб нефтей проводились в лабораториях ЦНИПРов НГДУ Арланнефть, Южарланнефть, Чекмагушнефть, а также в лаборатории исследования коллекторских свойств пластов и пластовых флюидов БашНИПИнефть.
Свойства пластовой нефти приведены в табл.3.Физико-химическая характеристика дегазированной нефти по площадям и пластам (пачкам) Арланского местор........


СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Геологическое строение и разработка нефтяных месторождений Башкортостана /К.С. Баймухаметов, П.Ф. Викторов, К.Х. Гайнуллин, А. Ш. Сыртланов. - Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. - 498 с.
2. Уточненная технологическая схема разработки Арланского нефтяного месторождения, том 1. - Уфа, 2011. - с. 18 - 54.
3. Геологический отчет филиала «Башнефть-Уфа» за 2011 г.
4. Мирзаджанзаде А.Х. Техника и технология добычи нефти / А.Х. Мирзаджанзаде, И.М. Ахметов, А.М. Хасаев. - М.: Недра, 1986. - 382с.
5. Амиян В.А. Повышение производительности скважин /В.А. Амиян, А.В. Амиян. - М.: Недра. 1986. - 246с.
6. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти / - М.: 1983. - 510 с.
7. Мирзаджанзаде А.Х. Математическая теория эксперимента в добычи нефти и газа / А.Х. Мирзаджанзаде, Г.С. Степанова.- М.: Недра, 1977.-228 с.
8. Боровиков В.П. Популярное введение в программу статистика / -М.: КомпьютерПресс, 1998.-129с.
9. Юрчук A.M. Расчеты в добыче нефти / A.M. Юрчук, А.З. Истомин. - М.: Недра, 2000.
10. Дунаев В.Ф. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности. Учебник.,2010
11. Сборник документов. Законодательные и нормативные документы правительства РФ, Гостехнадзора России по промышленной безопасности опасных производственных объектов. - С.-Петербург: 2005.
12. Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности / М.: Наука, 1993. - 247 с.
13. Карнеев Ю.С. Пожарная безопасность и производственная санитария в нефтегазодобывающих и газоперерабатывающих производствах/ Ю.С. Карнеев. - М.: Недра, 1987. - 84 с.
14. Панов Г.Е Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности / Г.Е. Панов, Г.Н. Лысяный - М.: Недра. 1986.- 242 с.
15. Штур В.Б. Защита населения и территорий от чрезвычайных ситуаций /В.Б. Штур, В.М. Козин.- Уфа: УГНТУ, 2000. - С. 32 - 45
16. Штур В.Б. Безопасность жизнедеятельности: Учебное пособие для ВУЗов / В.Б. Штур.- Уфа: УГНТУ, 2000. - С. 41 - 58
17. Дунаев В.Ф. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности. Учебник.,2010.
18. Шматов В.Ф. Экономика, организация и планирование на предприятиях нефтяной и газовой промышленности- М. Недра, 2010.
19. Гафарова З.Р. Учебно-методическое пособие к выполнению лабораторных работ по теме «Экономическое обоснование путей повышения эффективности деятельности нефтегазодобывающих предприятий», Уфа, 2011.
20. Мищенко И.Т. и др. Выбор способа эксплуатации скважин нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами/ - М.: ФГУП Из-во «нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2005. - 448 с.





Перейти к полному тексту работы


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


Смотреть похожие работы


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