Состояние добычи нефти в Жирновском нефтегазовом месторождении

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

1. Состояние добычи нефти в Жирновском НГДУ

2. Геологическая часть

2.1 Орогидрография

2.2 Стратиграфия

2.3 Тектоника

2.4 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

3. Технико-технологический раздел

3.1 Характеристика методов повышения нефтеотдачи

3.2 Состояние разработки месторождений с высоковязкими нефтями

3.3 Технологии процессов теплового воздействия

3.4 Расчет и подбор оборудования ШСНУ

3.5 Краткое состояние разработки мелекесского горизонта

3.6 Закачка горячей воды на мелекесском горизонте

3.7 Контроль за разработкой пластов

4. Охрана труда и противопожарная защита

4.1 Техника безопасности при проведении тепловых методов

4.2 Противопожарные мероприятия

5. Охрана недр и окружающей среды

5.1 Мероприятия по охране окружающей среды в Жирновском НГДУ

6. Организационно-экономический раздел

6.1 Состав и организация работ по ремонту скважин

6.2 Экономическое обоснование паротепловой обработки скважин

6.3 Технико-экономические показатели

1. Состояние добычи нефти в Жирновском НГДУ

В 1997 году в промышленной разработке находились 5 месторождений: Жирновское, Бахметьевское, Клиновское, Терсинское и одно газовое Новинское.

В пробной эксплуатации находились Памятное, Сасовское, Макаровское месторождения. Годовая добыча нефти, газа, жидкости и закачка воды приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1.

Добыча нефти и конденсата, т.	Добыча воды, т.	Добыча жидкости, т.	Добыча попутного газа, тыс. мі	Добыча природного газа, тыс.мі	Закачка воды, мі
1845500	4073398	5918898	Извлечено 234421,8 утилизировано 164201	10760	3685700

Плановое задание по добыче нефти перевыполнено на 167500 т. Сверх плана утилизировано 21701 тыс.мі попутного газа и добыто 10760 тыс.мі природного газа. Процент утилизации попутного газа составил 70%.

Жирновское месторождение

В промышленной разработке находилось 7 нефтяных и 1 газовая залежь. Добычу нефти по залежам приводим в таблице 1.2

Таблица 1.2.

Объект разработки	Добыча нефти за 1995 г.	Добыча нефти за 1996 г.	Показатель в %
		План тыс.т	Факт тыс.т	К плану	К 1995 г.
Мелекесский Н/башкирский Пласт А 2 Пласт Б 1 Бобриковский Евлановско-Линевский Семилукский Итого:	90,874 25,204 5,055 124,894 10,396 0,207 0,307 257,000	81,0 20,0 4,7 113,0 10,0 1,0 1,0 230,7	84,225 20,694 5,07 116,429 10,257 0,346 1,079 238,100	104,0 103,5 107,9 103,0 102,6 34,6 108,0 103,2	92,7 79,4 100,3 93,2 98,7 167,1 351,5 92,6

Темп отбора нефти составил 0,44. Степень выработанности извлекаемых запасов 93,1%, текущий коэффициент нефтеотдачи 0,474 при проектном 0,51.

Основным объектом разработки Жирновского месторождения является пласт Б 1 тульского горизонта. Текущий баланс закачки воды к отбору жидкости в пластовых условиях составил за год 112,9% и с начала разработки 11,8%.

Дополнительная добыча нефти за счет закачки воды в пласт Б 1 составила 114871 тонн или 98,7% от общей добычи по пласту.

На участке горячей закачки воды в мелекесский горизонт закачено 74320 т. воды. Эффект составил 11171 т. за год и 158735 т. с начала применения метода.

Основными добывающими месторождениями в Жирновском НГДУ является Памятно-Сасовское месторождение.

По результатам бурения и гидродинамических исследований подтвердилась предположение, что Макаровское, Сасовское и Памятное месторождения составляют единую залежь нефти с общим контуром нефтеносности. В 1997 году Памятно-Сасовское месторождение введено в промышленную разработку.

На Макаровском участке добыча нефти составила 122220 т., воды 1518 т.

На Памятном участке добыча нефти составила 530930 т.

На Сасовском участке добыча нефти составила 779544 т. На участке продолжалось разведочное бурение, введено в эксплуатацию 3 новых скважины. Добычи нефти по скважинам введенным из разведочного бурения составила 88040 т.

2. Геологическая часть

2.1 Орогидрография

Жирновское нефтегазовое месторождение расположено в среднем течении реки Медведицы, в 340 км к северу от г. Волгограда и 120 км от г. Камышина.

В административном отношении месторождение расположено в пределах Жирновского района, административным центром которого является г. Жирновск. Ближайшими населенными пунктами являются: г. Жирновск, р.п. Линево, села: Александровка, Андреевка, Бахметьевка, Медведицкое.

Ближайшая железнодорожная станция Медведица расположена на железнодорожной магистрали Камышин-Москва в 35 км от г. Жирновска и соединена с ним асфальтированной дорогой.

Оба берега р. Медведицы покрыты смешанным лесом. В создании современных форм рельефа большую роль сыграла р. Медведица, которая пересекает площадь в направлении, близком к меридиальному, разделяя ее почти на две равные части, резко отличающиеся друг от друга морфологически.

Левобережье представляет собой слабовсхолмленную поверхность, имеющую уклон с востока на запад

Абсолютные отметки изменяются от 180-170 м.у. водораздела, до 120-115 м.у. берега р. Медведицы. Левобережье пересечено рядом балок и оврагов почти широтного направления, дающих хорошие обнажения юрских песков и глин, неустойчивость которых явилась причиной глубокой эрозированности всего левобережья.

Правобережье представляет собой природную поверхность хорошо выраженных холмов и гряд, изрезанных глубокими оврагами с крутыми склонами (до 70%).

Основным элементом рельефа является водораздел рек Медведицы и Щелкана, тянущийся почти в меридиальном направлении.

Абсолютные отметки водораздельного хребта достигают значений 242,5-269,5м. К востоку наблюдается постепенное понижение рельефа. Абсолютные отметки у р. Медведицы изменяются в пределах 158-124м.

На правом берегу р. Медведицы на поверхность выходят известняки среднего карбона, являющиеся прекрасным строительным материалом. Они используются в строительстве г. Жирновска.

Ширина русла р. Медведица меняется от 30 до 150 м. Течение слабое. В районе города имеются броды. Ширина долины достигает 5 км.

Крупными левобережными притоками реки Медведицы является река Перевозиха и овраги: Кленовый, Соленый и др. Крупными правобережными притоками р. Медведицы являются овраг: Первый Каменный, Малый Каменный и Большой Каменный. Все овраги имеют направление, близкое к широтному и пересекают породы почти вкрест простирания. В пойме реки большое количество озер, из которых наиболее крупное озеро Раково, имеющее площадь около I кмІ.

Климат района резко континентальный. Преобладают северо-западные ветры.

2.2 Стратиграфия

В геологическом строении Бахметьевско-Жирновского месторождения принимать участие породы четвертичного, мелового, юрского, каменноугольного и девонского возрастов. В 13 сводовых частях структуры на дневную поверхность выходят породы каменноугольной системы.

Отложения кайнозойской и мезозойской групп несогласно залегают на размытой поверхности карбона и встречаются только на погруженных участках.

Геологический разрез осадочного комплекса четвертичной, меловой и юрской систем изучен по естественным обнажениям, а каменноугольной и девонской систем - по данным керна, шлама и каротажных диаграмм пробуренных скважин.

Верхнебашкирский подъярус

Мелекесский горизонт С-2. Верхняя часть горизонта, большая по мощности на Жирновском участке, представлена переслаиванием глин сильно песчанистых, алевролитов известковистых, песчаников и известняков. Нижняя часть горизонта, большая по мощности на Бахметьевском участке сложена глинами известковистыми, элевритистыми.

В верхней части разреза алевролиты и песчаники насыщенны нефтью и газом и имеют номенклатуру I, II и III. Мощность их 1,5 -5 м. Разделены они прослоями глин мощность 1,5-2 м. Располагающаяся ниже их пачке переслаивания известняков, глин, песчаников, алевролитов также продуктивна и обозначается как пласт IV. Мощность горизонта колеблется от 57 до 75м.

В начале Мезозойского времени описываемая территория была сушей. Наступившая с юго-востока трансгрессия моря привела к установлению, затем прибрежноморских условий осадконакопления.

Четвертичная система

Четвертичные отложения в пределах данного месторождения представлены аллювиальными породами и образованиями, связанными с деятельностью ледника. Морские отложения сложены супесями глин и валунным материалом. Мощность четвертичных отложений, залегающих с глубоким размывом на породах мелового, юрского и каменноугольного возрастов, не превышает 20 м.

2.3 Тектоника

нефть гидродинамический скважина дебит

В тектоническом отношении Жирновское месторождение приурочено к поднятию, расположенному на севере Коробковского-Жирновского вала, входящего в состав Донно-Медведицкой дислокации.

Поднятие представляет собой меридиального простирания и прослеживается во всех комплексах пород верхнего структурного этажа.

Согласно структурному плану по кровле коллектора I пачки мелекесского горизонта размеры поднятия по изогипсе - 500 м, 9,2х 4,2 км., углы падения на западном крутом крыле до 14є, на пологом восточном до 1є30', амплитуда м.

Нефтяные залежи мелекеского горизонта приурочены к 1,2 и 3 пласту, которые объединены в пачку и 4 пласту, составляющиму 1 пачку.

Пачка I объединяет ряд песчаных пластов верхней части мелекесского горизонта. Количество их колеблется от одного до 13. Установлено что через многочисленные зоны слияния в пределах поднятия прослои гидродинамически связаны между собой. Песчаники чередующиеся с алевролитами и глинами.

Песчаники нижней части мелекесского горизонта составляют II пачку. Она отделена от пачки I прослоем глины, прослеживающимися по всей площади. Подстилается II пачка также глинами.

Коллекторами пачек являются песчаники мелкозернистые, алевролитистые, известковистые и глинистые.

По минералогическому составу песчаники полимиктовые: состоят из зерен кварца, полевых шпатов, обломков эффузионных пород, слюды. Полевые шпаты представлены зернами плашоклаза, иногда Микролина. Форма всех зерен неправельная, размер 0,1-0,5 мм.

Текстура песчаников тонко-мелкослоистая, иногда линзовидная. Цемент хлористово-глинистый и карбонатный, тип цементации базальный и порово-базильный.

В I пачке коллектор, вмещающий нефтегазовую залежь, распространен повсеместно.

Залежь пластовая, сводовая. Положение водонефтяного контакта определено на абсолютной отметке - 498 м. (подошва коллектора скважины № 32 р), газонефтяного - на абсолютной отметке - 428 м (подошва газонасыщенного коллектора в скважинах №651, 679, 654). Размеры залежи 9,0х 4,0 км, этаж нефтеносности составляет 60 м, а этаж газоносности - 10,3 м.

Залежь II пачки нефтегазовая, пластовая, сводовая. В ряде скважин песчаники II пачки заглинизированны или уплотнены, в связи с чем на западном крыле и в присводовой части поднятия выделены зоны отсутствия коллектора. Залежь частично литологически экранирована на севере.

Положение водонефтяного контакта определено на обсалютной отметке - 563 м. (подошва газонасыщенного коллектора скважины №1, кровле нефтенасыщенного коллектора скважин №90, 159, 655, по ГИС скважины №281).

Размеры залежи 9,6х 5,0 км, этаж нефтеносности - 91м, этаж газоносности - 15,7 м.

2.4 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Физико-химические свойства нефти мелекесского горизонта изучались по результатам анализов пластовых и поверхностных проб.

По физической характеристики нефть данного горизонта относится к тяжелым по групповому углеводородному составу и метано-нафтеновому классу. Нефть смолистая (19%), темно-коричневого цвета, вязкая, малопарафинистая (1,76%), малосернистая (0,39%). Свободный сероводород отсутствует. Плотность нефти в пластовых условиях - 0,868 г/смі, а в поверхностных - 0,889 г/смі.

Вязкость в пластовых условиях составляет 20 сп, а в поверхностных 36,5 сп.

Газ, насыщающий нефть, метановый (96,6%), характеризуется отсутствием свободного водорода, кислорода и сероводорода. Плотность газа 0,0575 г/смі. Газовый фактор - 27 мі/т.

Пластовые воды мелекесского горизонта относятся к хлорокальциевому типу. Средняя минерализация по горизонту составляет 107,9 г/смі. Удельный вес измеряется в пределах от 1,060 г/смі до 1,091 г/смі.

3. Технико-технологический раздел

3.1 Характеристика методов повышения нефтеотдачи

В настоящее время известны, изучаются и внедряются в промышленную практику десятки различных методов воздействия на нефтяные залежи и повышения нефтеотдачи.

Современные методы повышения нефтеотдачи в той или иной степени базируются на заводнении. Среди них можно выделить четыре основные группы:

1. гидродинамические методы - циклическое заводнение, изменение направлений фильтрационных потоков, создание высоких давлений нагнетания, форсированный отбор жидкости, а также методы воздействия на призабойную зону пласта;

2. физико-химические методы - заводнение с применением активных примисей (поверхностно-активных веществ, полимеров, щелочи, серной кислоты, диоксида углерода, мицеллярных растворов);

3. газовые методы - водогазовое циклическое воздействие, вытеснение нефти газом высокого давления;

4. тепловые методы - вытеснение нефти теплоностителями (горячей водой, паром), пароциклическая оброботка, внутрипластовое горение, использование воды как термопластворителя нефти.

Применимость методов повышения нефтеотдачи пластов определяется геолого-физическими условиями, приведем основные критерии для тепловых методов (таблица 3.1).

Таблица 3.1.

Параметры	Внутрипластовое горение	Вытеснение паром	Пароциклическая обработка	Вытеснения горячей водой
Вязкость нефти, МПа*с	>10	>50	>100	>5
Нефтенасыщенность, %	>50
Проницаемость пласта, мкмІ	>0,1	>0,2	не ограничена
Толщина пласта, м	>3	>6	>3
Трещинноватость	неблагоприятна
Глубина залеган. пласта, м	>1500	<1200	<1500
Содержание глин в пласт %	не ограничено	5-10
Плотность сетки скважин, 104 мІ/скв	<16	<6	не ограничена

Известные методы характеризуются различной потенциальной возможностью увеличения нефтеотдачи пластов (от 2 до 35%) от балансовых запасов и разными факторами их применения (таблица 3.2).

Таблица 3.2.

Рабочий агент	Увеличение нефтеотдачи, %	Критический фактор применения рабочего агента
Вода+газ	5-10	Гравитационное разделение. Снижение продуктивности
Полимеры	5-8	Соленость воды и пласта. Снижение продуктивности.
Щелочи	2-8	Активность нефти.
Мицеллярные растворы	8-20	Сложность технологии. Соленость воды и пласта. Снижение продуктивности.
Диоксид углерода	8-15	Снижение охвата воздействием. Регенерация, коррозия.
Пар	15-35	Потери теплоты. Малая глубина. Вынос песка. Технические проблемы.
Воздух+вода (горение)	15-30	Осложнения при инициировании горения. Охват пласта горением. Технические проблемы. Охрана окружающей среды.

Для месторождений с маловязкими нефтями, разрабатываемых с использованием заводнения, к наиболее перспективным можно отнести следующие методы: гидродинамические; применение диоксида углерода, водогазовых смесей, мицеллярных растворов, а для месторождений с высоковязкими нефтями - использование пара; внутрипластовое горение. Остальные методы будут применяться в основном для интенсификации добычи нефти и регулирования процесса разработки.

Современные методы повышения нефтеотдачи получили широкое применение и испытание. В целом по стране на физико-химические методы приходится 50, на тепловые - 40 и газовые 1% общего объема применения по охвату запасов нефти. Практика показала, что использование методов повышения нефтеотдачи в 7-10 раз дороже применения заводнения. Поэтому рентабельность их определяется ценой на нефть. Однако в будущем с учетом роста потребности в нефти и ограниченности ресурсов, тенденции экономии нефти и повышения эффективности ее использования во всех сферах потребления методы повышения нефтеотдачи пластов найдут широкое применение.

3.2 Состояние разработки месторождений с высоковязкими нефтями

В течение последних двух десятилетий в России непрерывно ухудшалась качественное состояние сырьевой базы за счет изменения структуры запасов нефти, что связано в основном со значительной выработкой многих крупнейших и уникальных высокопродуктивных ме 6сторождений, а также с открытием месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.

Последние приурочены к низкопроницаемым коллектором, нефтегазовым залежам с обширными подгазовыми зонами и небольшими нефтенасыщенными толщинами, высоковязкими нефтями, залежам, залегающих на больших глубинах.

Выработанность активных запасов по России привысила 65%, по Заподной Сибири - 54%, в то время как трудноизвлекаемых запасов - соответственно 23 и 14%. По НК "Роснефть" выработка запасов составляет 36,4%, в том числе активных - 47,3%, трудноизвлекаемых - 24,3%. Практически по всем нефтяным компаниям активные запасы выработаны на 50-80% и основные резервы в извлечении нефти сосредоточены на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами.

Добыча нефти из категории трудноизвлекаемых запасов по НК "Роснефть" составила в 1997 г. 6,2 млн.т., или 47,7% суммарной. Преимущественно это добыча нефти из низкопроницаемых коллекторов, так как в них сосредоточены значительные запасы нефти.

В России имеются значительные ресурсы высоковязких нефтей (ВВН), которые вследствие незначительной их выработки представляют собой фактически неиспользованные энергетические ресурсы, разработка их требует применения нетрадиционных методов воздействия на пласт.

Приоритетными при разработке месторождений ВВН являются тепловые методы (паротепловое воздействие на пласт, внутрипластовое горение, закачка горячей воды, паротепловые обработки скважин), как наиболее подготовленные в технологическом и техническом отношении. Они позволяют увеличить коэффициент извлечения нефти (КИН) в несколько раз (от 6-20 до 30-45%).

Ресурсная база балансовых запасов ВВН (вязкость более 30 мПа*с) составляет по России 7,2 млрд.т. запасы сосредоточены на 267 месторождениях, содержащих 654 залежи. Основными районами, где сосредоточено до 90% запасов ВВН, являются Тюменская область - 3,1 млрд.т. (44%); Республика Татарстан - 1,4 млрд.т. (19%); Республика Коми - 1,0 млрд.т. (14%); Архангельская область - 0,5 млрд.т (7%); Пермская область - 0,3 млрд.т. (4%); Республика Удмуртия - 0,3 млрд.т (4%). Относительно небольшие запасы ВВН по сравнению с маштабами северных районов имеются и в южных районах страны; Красноярский край, Самарская, Волгоградская и Оренбургская области и др., всего более 600 млн.т.

Структура начальных балансовых запасов нефти НК "РОСНЕФТЬ":

1- неизвлекаемые запасы - 67,6%;

2 - активные остаточные извлекаемые запасы - 9%;

3 - остаточные извлекаемые запасы высоковязкой нефти - 3%;

4 - остаточные извлекаемые запасы подгазовых зон - 0,5%;

5 - остаточные извлекаемые запасы низкопроницаемых коллекторов - 6,5%;

6 - остаточные прочие трудноизвлекаемые запасы - 1,5%;

7 - накопленная добыча нефти, полученная при выработке активных запасов - 7,9%;

8 - накопленная добыча нефти, полученная при выработке запасов ВВН - 0,7%;

9 - накопленная добыча нефти, полученная при выработке запасов подгазовых зон - 0,3%;

10 - накопленная добыча нефти, полученная при выработке запасов низкопроницаемых коллекторов - 1,5%;

11 - накопленная добыча нефти, полученная при выработке прочих запасов - 1,5%.

На территории России разведано восемь крупных месторождений с запасами ВВН более 100 млн.т. на каждом. Это месторождение Тюменской области: Русское, Северо-Комсомольское, Западно-Мессояхское и Ван-Еганское с общими балансовыми запасами 2527 млн.т.; Усинское и Ярегское в Республике Коми с балансовыми запасами 900 млн.т.; Наульское и Таравейское месторождения Архангельской области с запасами 305 млн.т.

В настоящее время на разрабатываемых месторождениях ВВН добыто около 285 млн.т. нефти, что составляет только 4% начальных балансовых запасов. Степень выработанности запасов ВВН по России равна 14%. Из двух крупнейших по запасам месторождений таких нефтей Тюменской и Архангельской областях ни одно не осваивалось и промышленная добыча нефти по ним не велась.

По НК "Роснефть" отбор нефти из запасов высоковязких нефтей в 1997 г. составил 0,506 млн.т. при остаточных 152,9 млн.т., то есть темп отбора не превышает только 0,33%. Практически вся добыча нефти (0,453 млн.т) приходится на ОАО "Сахалинмернефтегаз" с остаточными запасами 20,3 млн.т. в Краснодарском крае добывается 0,053 млн.т. высоковязкой нефти, а в ОАО "Пурнефтегаз", где сосредоточено 136, 4 млн.т. извлекаемых запасов, добыча не начата. Здесь речь идет о Северо-Комсомольском месторождении. Сепоманская нефтегазованая залежь пласта ПК 1 этого месторождения может рассматриваться на ближайшую перспективу в качестве крупнейшего объекта добычи нефти в стране. По геологическим запасам ВВН (около 0,7 млрд.т) она занимает второе место в России, уступая Русскому месторождению (1,5 млрд.т) нефть залежи содержит 40% низкозастывающих масел и др. ценных компонентов, повышающих ее товарную ценность. Разработка залежи сложена наличием подошвенной воды, подстилающих по всей площади нефтяной слой, и газовой шапки, перекрывающее его сверху. По предварительными данным РосНИПИ термнефти, при вводе этих месторождений в промышленную разработку с применением термических методов добыча нефти на 5-й год разработки может быть доведена до 1,7 млн.т., на 7-й год 3,6 млн.т., и на 12-8,5 млн.т.

По оценке этого же института, при вводе в промышленную разработку трех крупных месторождений высоковязких нефтей в Архангельской области. Наульского, Таравейского и Лабоганского с суммарными извлекаемыми запасами 76 млн.т. добыча нефти по ним составит на 5-й год - 0,365 млн.т., на 8-й - 1,2 млн.т. и на 13-й 2,2 млн.т.

В целом по НК "Роснефть" добыча нефти за счет термических методов при сложивщихся условиях бех развития работ по разрабатываемым месторождениям ВВН к 2000г. снизится до 0,280 млн.т., а к 2005г. до 0,2 млн.т. широкое внедрение тепловых методов на новых месторождениях ВВН в ОАО "Пурнефтегаз" и ОАО "Архангельскгеолдобыча", а также увеличение объемов их внедрения в ОАО "Сахалинморнефтегаз" позволяет извлечь в 2000г 0,56 млн.т., в 2005г - 5,1 млн.т., а в 2010г - 11,1 млн.т. нефти.

Потребуется широкое применение различных тепловых методов, но основным будут пароциклические обработки скважин. Ввод в разработку крупных месторождений ВВН позволит в целом по России увеличить добычу на 25-30 млн.т.

3.3 Технологии процессов теплового воздействия

В России самым распространенным из всех тепловых методов является паротепловое воздействие. Наиболее перспективны новый технологический процесс ТЦВП, основанный на применении ИДТВП; технологический процесс воздействия парогазовым теплоносителем; технология ПТОС.

Технологический процесс теплоцеклического воздействия на нефтяной пласт. Технологическая сущность его заключается в нагнетании заданного количества теплоносителя в участок пласта через паронагнетательную и сгруппированные через одну добывающие скважин. Закачка теплоносителя в паронагнетательную скважину ведется систематически в наиболее эффективном ресурсосберегающем режиме (режим ИДТВП), в добывающие скважины-циклически с переменной их функцией на закачке и отбору. Циклы повторяются заданное число раз, что регламентируется эффективностью притока нефти к добывающим скважинам (дебитами нефти).

Данная технология может успешно применяться на месторождениях с карбонатными и терригенными коллекторами, залегающими на глубинах до 150 м, имеющими проницаемость не менее 0,05 мкмІ и вязкость нефти 30-500 мПа*с. К таким месторождениям относятся Наульское и Лабоганское (ОАО "Архангельскгеолдобыча"), а также Гремихинское.

Технологический процесс воздействия парогазовым теплоносителем является одним из эффективных методов. Он позволяет улучшить процесс регулирования вытеснения нефти при применении тепловых методов разработки залежей, так как по сравнению с водяным паром используемая парогазовая смесь является комбинированным теплоносителем, в состав которого кроме воды (50-80% воды при различном агрегатном состоянии) входят газообразные компаненты% азот -38% и углекислый газ -12%. Парогазовая смесь оказывает на высоковязкие дегазировачные нефти комплексное теплофизические и газодинамическое действие и способствует интенсификации притока нефти к забою скважины. Метод наиболее эффективен при воздействии на пласты, содержащие нефть вязкостью более 1000 мПа*с и залегающие на глубинах до 1000 м. Технология может применяться на Лабоганском месторождении, месторождениях Зыбза - Глубокий Яр, Азовское Краснодарского края.

Технология паротепловых циклических обработок скважин широко внедряется в мировой практике и начинает постепенно применяться на месторождениях России. Этот технологический процесс можно использовать как самостоятельный способ разработки, так и в сочетании с другими термическими методами (ПТВ, ВГ и др.).

Технологический процесс ПТОС имеет преимущество перед другими тепловыми методами благодаря быстрой окупаемости, более низким эксплуатационным затратам и капитальным вложениям на добычу 1 т. нефти и значительно меньшему времени на получение дополнительной добычи нефти.

В практике добычи нефти уже длительное время применяется базовая технология ПТОС, которая включает последовательную реализацию следующих стадий: нагнетание в скважину теплоносителя, остановку скважины на "пропитку" и отбор жидкости из скважины. ЕЕ использование позволяет интенсифицировать добычу нефти за счет увеличения дебитов нефти на 5-10%, увеличить КИН на 2-4 пункта по сравнению с базовой технологией (закачка пара, ВГ и др.).

Эффективность паротепловых обработок обусловлена снижением вязкости нефти в результате повышения температуры пласта, уменьшением межфазного натяжения и адсорбцией активных компонентов нефти. В результате растворения парафиносмолистых отложений происходит очистка призабойной зоны и восстановление ее первоначальных фильтрационных свойств.

Теплоносителем при циклических обработках скважин могут быть горячая вода, пар различного качества, смесь пара с газом, пар с добавками химических реагентов.

Кроме того технология ПТОС существуют усовершенствованные технологии:

- с использованием наряду с теплоносителями закачки других агентов;

- с добавками к теплоносителю химических реагентов;

- комбинированные - сочетания ПТОС с другими тепловыми методами;

- учитывающие взаимодействие скважин.

Использование добавок при нагнетании пара повышает эффективность вытеснения нефти из пласта в результате изменения межфазных параметров, улучшает очистку коллектора, изменяя соотношение подвижностей присутствующих в нем жидкостей.

Базовая технология ПТОС и ее модификации могут эффективно применятся на всех месторождениях нефти вязкостью более 30 МПа*с (месторождения Западной Сибири, Архангельской области, Сахалина и Красноярского края), причем глубина залегания пластов ограничивается только характеристикой используемых парогенераторов или парогазогенераторов.

Перспективно применение технологии на вновь вводимых месторождениях ВВН, как начального этапа их разработки.

В настоящее время одним из перспективных направлений в развитии тепловых методов является использование термических методов воздействия через горизонтальные скважины с целью улучшения эффективности вытеснения нефти, увеличения КИН и приемистости скважин по пару, снижения числа скважин, необходимых для разработки объекта.

Процессы добычи нефти термическими методами с использованием горизонтальных скважин подразделяют на три категории:

- циклическая обработка призабойной зоны скважин;

- вытеснение нефти паром;

- гравитационный дренаж с использованием пара.

В России горизонтальные скважины в сочетании с термическим воздействием применялись на Жирновском месторождении Волгоградской области с 1982г. Анализ полученных результатов, выполненный в ВолгоградНИПИнефти показал, что дебит скважин, расположенных в благоприятных геологических условиях и примыкающих к очагу нагнетания в пласт горячей воды, в 5-20 раз выше, чем дебит окружающих их вертикальных скважин, а дебит горизонтальных скважин, находящихся за пределами зоны воздействия горячей воды, близок дебиту окружающих их вертикальных скважин.

Тепловые методы в сочетании с горизонтальными скважинами могут эффективно применяться на Северо-Комсомольском и других месторождениях, где коллектор, насыщенный высоковязкой нефтью, подстилается подошвенной водой, а сверху имеет газовую шапку. Использование указанной технологии позволит избежать интенсивное конусообразование и прорывы воды и газа, а в целом, прогрессирующего обводнения продукции уже в первые месяцы эксплуатации каждой добывающей скважины.

3.4 Расчет и подбор оборудования ШСНУ

В процессе паротепловой обработке скважины ее дебит по теории составил до обработки 0,4 м/сут., а после обработки возрос до 1,8 т/сут.

Определить по данным исследования режим работы скважины, оборудованной ШСНУ и подобрать оборудование, а также определить мощность и подобрать электродвигатель при следующих исходных данных по скважине:

Глубина спуска насоса L=660

Дебит жидкости Q1=2,2 т/сут

Плотность нефти сн=850 кг/мі

Плотность пластовой воды св=1050 кг/мі

Обводненность продукции Пв=18,2 %

Решение:

1. Определяем плотность смеси:

ссм= св*Пв+сн*Пн

где Пн - доля нефти в продукции скважины,

Пн=1-Пв =1-0,182=0,818

ссм = 1050*0,182+850*0,818 = 887 кг/мі

2. Переводим дебит из т/сут в мі/сут

;

3. По диаграмме Адонина выбираем тип станка-качалки и диаметр насоса в зависимости от планируемого дебита и глубины спуска насоса. Для наших условий нас устраивает 3СК-2-1,05-400с диаметром насоса 32 мм.

Проводим расшифровку СК:

3 - модификация СК;

2 - наибольшая допускаемая нагрузка на головку балансира в тонах или 40 кН;

1,05 - максимальная длина хода сальниковой штока в м;

400 - наибольший допускаемый крутящий момент на ведомом валу редуктора.

4. Проводим выбор насоса по таблице в зависимости от глубины спуска насоса и планируемого дебита. Для наших условий подходит насос НСН 2 с предельной глубиной спуска 1200 м.

Выписываем техническую характеристику насоса:

- вязкость жидкости до 25 МПа*с;

- объемное содержание механических примесей не более 0,05%;

- условный размер насоса 32 мм;

- идеальная подача при П=10 мин-1 35 мі/сут;

- максимальная длина хода плунжера 3м;

- максимальная высота подъема жидкости 1200 м;

- условный диаметр НКТ - 48 мм.

5. Проводим выбор штанг по таблице в зависимости от диаметра насосо и глубины спуска. Для наших условий рекомендуется однаступенчатая колонна штанг диаметром 16 мм с предельной глубиной спуска 1200 м изготовленных из углеродистой стали нормализованной при [дпр]=70 МПа.

Все 1м трубы диаметра 16 мм по таблице:

q16=16,2845 Н

6. С целью создания статического режима откачки и уменьшения нагрузки на головку балансира принимаем длину хода сальникового штока, равную максимальной для данного СК S=1,05 м.

7. Определяем необходимое число качаний:

где L - коэффициент подачи насоса, для скважин мелекесского горизонта находится в пределах 0,2-0,4 принимаем l=0,35;

Fпл- площадь сечения плунжера, определяется по формуле:

Fпл=П*d2/4

Fпл=3,14*0,0322/4=0,000804 мІ

8. Определяем максимальную нагрузку на головку балансира:

Рmax=Рж+Рш*(в+м)

где Рж - вес столба жидкости в НКТ,

Рж=Fпл*L*ссм*g

Рш=0,000804*660*887*9,81=4620 Н

Рш - вес колонны насосных штанг

Рш=g16*l16

Hi-16.2845*660=10750 Y

в - коэффициент потери веса штанг в жидкости

где сш - вес материала штанг

сш=7850 кг/мі

м - коэффициент динамичности



Рmax=4620+10750*(0,887+0,0005316)=14212,4 Н

Сравниваем полученное значение с допустимым для данного СК, так как 20>14,2, то данный СК нас устраивает.

9. Определяем максимальный крутящий момент:

Мкр.max=300*S+0,236*S*(Рmax-Рmin)

где Рmin - минимальная нагрузка на головку балансира, определяем ее по формуле Миллса:

Рmin=Рш*()

Рmin=10750*()=10704 Н

Ркр.max= 300*1,05+0,236*1,05*(14212,4-10704)=1184,4 Н*м

Сравниваем полученное значение с допустимым значением для данного СК, так как 4>1,2, то данный СК нас устраивает.

10. Определяем необходимую мощьность электродвигателя СК:

где Ку - коэффициент уравновешенности, для балансирных СК Ку=1,2;

зн - к.п.д. насоса, зн=0,8;

зск - к.п.д. СК, зск = 0,9.

По таблице выбираем стандартный электродвигатель АОП - 52-6 мощностью 4,5 кВт, число оборотов в минуту 940, кпд 83,5%.

11. Рассчитываем напряжение в штангах. При нормальной работе насосной установки наибольшее напряжение действует в точке подвеса штанг.

Определяем максимальное напряжение цикла:

G=Рmax/fшт

где fшт - площадь поперечного сечения штанг в точке подвеса, мІ.

Так как наибольшие нагрузки приходятся в верхней части колонны, берем диаметр верхней секции штанг.

Fшт=3,14*0,0162/4=2,01*10-4 мІ

дmax= 14212,4/2,01*10-4=70,7*106Па=70,7 МПа

Определяем минимальное напряжение цикла:

дmin=Рmin/fшт

дmin =10704/2,01*10-4=53,25*106Па=53,25 МПа

Определяем амплитудное напряжение цикла:

да =(дmах -дmin)/2

да =(70,7-53,25)/2=8,725 МПа

Определяем среднее напряжение цикла:

дср =(дmах -дmin)/2

дср =(70,7+53,25)/2=62 МПа

Определяем приведенное напряжение цикла:



Так как допускаемое приведенное напряжение для принятой колонны штанг [дmax]=70 МПа, а расчетное дпр=24,8 МПа, то данная колонна штанг выбрана правильно.

3.5 Краткое состояние разработки мелекесского горизонта

Залежь мелекесского горизонта находится в промышленной разработке с 1962 года, степень выработанности ее достигла 50,3% от начальных извлекаемых запасов, текущий коэффициент нефтеотдачи составил 0,12 при проектном 0,20. За отчетный период из залежи добыто 81000 т. нефти, это на 3200 т. меньше, чем в 1996 году.

Падение добычи нефти объясняется остановкой большого количества скважин на зимний период, уменьшение дебита некоторых, некогда высокодебетных горизонтальных скважин и ликвидация некоторых скважин по причине нерентабельности.

Последний пересчет запасов нефти и газа по мелекесскому горизонту был проведен в 1982 году и утвержден в ГКЗ. Протокол №3932 1982 году от 17.09.88 года.

Показатели утвержденных запасов нефти и газа приведены в таблице 3.3.

Таблица 3.3.

Наименование	Пласт	Запасы
Нефть, тыс.т. Газ, растворенный, млн.мі. Газ газовых шапок, млн.мі.	I+II+III IV Всего I+II+III IV Всего I+II+III IV Всего	Балансовые 13360 8533 21893 360 240 600 15 34 49	Извлекаемые 3177 2029 5206 79 46 125 15 34 49

Анализируя данную таблицу, можно увидеть, что несмотря на высокие балансовые запасы нефти, извлекаемые запасы составляют только 20-23%.

Разработка залежей нефти мелекесского горизонта ведется согласно уточненной схем проекта разработки Жирновского месторождения, утвержденного в 1987 году. Сопоставление проектных и фактических данных показателей разработки приведены в таблице 3.4.

Таблица 3.4.

Показатели	Проектные	Фактические	Отклонения
Добыча нефти, тыс.т. Добыча жидкости, тыс.т. Добыча попутного газа, млн.мі Обводненность, % Действующий фонд скважин, шт.	130,8 163,5 2,9 20,0 423	91,5 102,8 1,8 11,2 406	-39,3 -60,7 -0,9 -8,8 -17

Данные о количестве добытой нефти с начала разработки месторождения (мелекесского горизонта) показаны в таблице 3.5.

Таблица 3.5.

Год	Суточная добыча, т.	Годовая добыча, т.	Добыча нефти с начала разраб., т
1962 1963 1964 1965 1966 1967 1968 1969 1970 1971	42 50 85 74 65 65 71 98 169 191	15383 18179 31128 27735 23621 23566 26913 35779 61542 69127	45329 63508 94636 122731 145992 169558 196471 232250 293792 362919
1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997	207 188 204 210 189 222 269 298 298 285 291 282 302 298 228 254 236 224 216 261 316 328 270 249 231 225	75607 68603 74435 76722 69198 80943 98153 108723 109060 103860 106245 102853 110454 108924 101334 92712 86527 81913 78827 95315 115994 119862 98676 90874 84225 81000	438526 507129 581546 658286 727484 808427 906580 1015303 1124363 1228223 1334468 1437321 1547775 1656699 1758033 1850745 1937272 2019185 2098012 2193327 2309021 2428883 2527561 2618435 2702860 2783860

Представим ежемесячную добычу нефти в виде графика (рис. 3.1.)

Рис. 3.1. Изменение среднесуточной добычи нефти на мелекесском горизонте по годам.

Данные о количестве газа за последнее десятилетие занесены в таблицу 3.6.

Таблица 3.6.

Годы	Извлечено газа, тыс.мі	Утилизировано газа	Средний газовый фактор
		тыс.мі	%
1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997	1684 1381 1780 1676 1297 1005 1407 1717 1786 1802 1896 1912	1558 1300 1737 1598 1200 900 1200 1640 1650 1500 1618 1680	93 94 98 95 93 89,6 85,3 95,5 92,4 83,2 95,4 96,8	15 14 19 19 16 13 14,8 14,8 14,9 18,3 19 18,8

Из приведенной таблицы видно, что газовый фактор на мелекесском горизонте имеет небольшие значения, которые практически не подвержены резкому изменению.

В отчетном году по скважинам мелекесского горизонта были проведены исследования скважин методом восстановления уровня. Данные по проведенным исследованиям контрольных скважин приведены в таблице 3.7.

Таблица 3.7.

№ скв.	Пласт	Статический уровень	Рпл приведенное к ВНК
		на 1.01.97	на 1.01.98	на 1.01.97	на 1.01.98
130 212 268 821 834 843 860 879	IV I-IV I-III IV IV I-III I-III I-IV	62 у/у 130 23 103 193 57 171	72 полная 180 24 118 208 57 73	68,1 64,3 70,2 65,9 61,6 49,8 54,4 53,9	67,2 64,3 61,5 66,7 62,7 51,0 54,9 59,1

Из приведенных данных видно, что пластовое давление изменилось незначительно.

В текущем году отбор жидкости по мелекесскому горизонту составил 92000 т. при проектном показатели 162400 т., обводненность продукции составила 14,9 № при проектномІ1,3%,закачка воды 68200 т. при проектном 110000 т. Отобразим годовую добычу нефти по мелекесскому горизонту по годам на графике рис. 3.2.

Рис. 3.2. Изменение добычи нефти по мелекесскому горизонту.

3.6 Закачка горячей воды на мелекесском горизонте

При разработке каждого месторождения стремятся добиться как можно больше нефтеотдачи.

Залежи нефти мелекесского горизонта расположены в низкопроницаемых коллекторах и содержат нефть повышенной вязкости. Геолого-физическая характеристика мелекесского горизонта представлена в таблице 3.8.

Таблица 3.8.

Параметры	Мелекесский горизонт, IV пласт
Средняя глубина залегания, м Тип залегания Тип коллектора Площадь нефтеносности, тыс.мі Средняя нефтенасыщенная толщина, м Пористость, доли единицы Средняя насыщенность нефтью, доли един. Проницаемость, мкмІ Коэффициент песчанности, доли един. Коэффициент расчисленности, доли един. Пластовая температура, єС Пластовое давление, МПа Вязкость нефти в пластовых услов., мПа*с Плотность нефти в пласт. условиях, т/мі Объемный коэффициент нефти, доли ед. Содержание серы в нефти, % Содержание парафина в нефти, % Давление насыщения нефти газом, МПа	610 газонефтяная терригенный 35278 2,7 0,22 0,47 0,031 0,8 2,5 21 5,9 25,0 0,869 1,05 0,35 0,85 5,6
Газосодержание нефти, мі/т Вязкость воды в пласт. условиях, мПа*с Плотность воды в пласт. условиях, т/мі Начальные балансовые запасы нефти, тыс.т.	27 1,1 1,07 8533

Из-за низкой проницаемости коллектора и высокой вязкости нефти дебит скважин очень низкие и составляют в среднем 0,5 т/сут.

Значительная доля гидродинамических сопротивлений фильтрации жидкости относится к призабойной зоне пласта. В этих условиях целесообразно применение методов интесификации добычи нефти, направленных на увеличение коэффициентов продуктивности скважин.

Наиболее перспективными методами повышения эффективности разработки залежи мелекесского горизонта были признаны тепловые.

В этой связи с января 1982 года начата опытная закачка горячей воды в IV пласт мелекесского горизонта. Нагнетаний первоначально осуществлялось в одну нагнетательную скважину № 1016, при этом расход закачиваемой воды изменялся в пределах от 150-300 т./сут., что в несколько раз выше принятого в технологической схеме.

В связи с этим было высказано предположение об уходе части нагнетаемой воды в нижнебашкирский горизонт. Проведенные капитальные ремонты герметизации обсадной колонны и изоляции перетоков не обеспечивали длительного эффекта причиной этого явилось то, что при бурении скважины №1016 была вскрыта перемычка нижеподошвы IV пласта мелекесского горизонта.

Было принято решение пробурить еще одну нагнетательную скважину, в которой бы перемычка между нижнебашкирским горизонтом и IV пластом мелекесского горизонта не вскрылось бурение.

В августе 1982 года была пробурена II нагнетательная скважина №700, имеющая следующую конструкцию: направление диаметром 0,324 мм, длиной 16 м из стали группы прочности Д, Е цемент поднят до устья, кондуктор диаметром 0,245 м длиной 200 из стали группы прочности Д, Е, цемент поднят на 145 м от устья, эксплуатационная колонна из стали группы прочности Л диаметром 0,168 м и длиной 641м, цемент поднят до устья.

При сооружении скважин применен термостойкий цемент, а обсадная колонна перед закачкой цементного раствора была прогрета церкулирующей горячей водой. Скважина в течении длительного времени работает без осложнений: расход от 50-100 мі/сут., при давлении на устье от 11,5 до 12,5 МПа.

Проведем технико-экономическую оценку эффективности опытной закачки горячей воды в пласт по группе добывающих скважин №697, 699, 924, 1014, 1015, окружающие нагнетательные скважины № 700 и №1016, сравнивались фактические показатели добычи с расчетными, определенными в предположении отсутствия закачки и добычи нефти за счет естественного режима разработки.

Согласно расчетам в период 1983 по 1985 годы дополнительно добыто 35 тыс.т. нефти. Следует отметить что около 31 тыс.т. дополнительной нефти в этот период полученные из одной скважины 1015. Расчетным путем с помощью различных расчетных моделей пластов пока не удалось объяснить это явление аномально высокий дебит нефти в условиях мелекесского горизонта связан с особенностью геологического строения пласта в области расположения скважины № 1015, которые в настоящее время не известны.

При осуществлении опытно-промышленных работ температура нагнетаемой пласт воды на забое скважины по технологической схеме должна составить 150єС, для обеспечения такой температуры были предложены подогреватели ПТ-160/100 разработки института ВолгоградНИПИ нефть.

Однако в связи с тем что указанные подогреватели изготовлены не на специальном котлострительном заводе, их разрешено эксплуатировать при максимальной температуре воды на выходе не более 110єС.

По фактическим данным температура на устье нагнетательной скважин равна 101-103єС, а на забое от 60-70єС.

Установленные на опытном участке подогреватели ПТ-160/10 необладают достаточно высокой эксплуатационной нодежности: часто прогорают трубы, низкий КПД, равный 55%.

С целью снижения потерь тепла по стволу нагнетательных скважин предлогалось применить воздушную прослойку между двумя рядами труб с герметизацией межтрубного пространства в нижней части компоновки. Для этого были спущены два концентрических ряда НКТ: внешней - из труб с наружным диаметром 0,1143 м и внутренней - с наружным диаметром труб 0,073 м. На нижнем конце внешнего ряда НКТ устанавливалось корпус узла герметизации кожуха, а на нижнем конце внутреннего ряда - стопор с резиновыми уплотнительными кольцами. Испытание на скважинах герметизирующего устройства показали, что уплотнительные кольца со временем начинают пропускать жидкость и эффективность теплоизоляции снижается.

Вода для заводнения опытного участка подается на печи подогрева от городского водозабора р. Медведица. Качество используемой воды достаточно стабильное, так как водозабор обеспечивает подачу по русловых вод и, кроме того, перед насосами 9 МГР установлен отстойник объемомІ5 мі. Вода реки медведица не содержит сульфатов и по этому показателю является неблагоприятные для развития сульфатвосстанавливающих бактерий. Опыт использования воды р. Медведица свидетельствует, что ее качественные показатели определяющие фильтрационную характеристику при существующей схема водозабора и подготовки является удовлетворительным, так как темп приемистости нагнетательных скважин не превышает 20% в год.

Для подачи воды под высоким давлением в подогреватели ПТ-160/100 и далее к нагнетательным скважинам на опытном участке используются поршневые насосы 9 МГР. Насосы работают удовлетворительно.

Межблочные технологические трубопроводы и напорные шлейфы горячей воды к нагнетательным скважинам теплоизолированны. Нефть со скважины по выкидным линиям направляется на групповые замерные установки - ГЗУ где определяется дебит нефти по скважинам и газовый фактор. От ГЗУ нефть совместно с газом поступают на дожимные насосные станции - ДНС. Количество ГЗУ - 18, ДНС - 6.

На ДНС газонефтяная смесь разделяется в сепараторах на нефть и газ. Газ направляется на пункт сбора газа - ПСГ, нефть откачивается на площадку цеха подготовки и перекачки - ЦППН.

В отчетный период в мелекесский горизонт закачено 76520 мі горячей воды, в первую пачку - 25640 мі скважиной №1014, во вторую пачку - 50880 мі, скважинами №700-25520 мі и №1020-25360 мі.

В таблице 3.9. показаны объемы закачки горячей воды по годам с начала разработки.

Таблица 3.9.

Годы	Закачка горячей воды в 1 пачку мелекесского горизонта мі	Закачка горячей воды во 2 пачку мелекесского гориз. мі
	средне-суточная	за год	с начала разработки	средне-суточная	за год	с начала разработки
1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997	22 55 54 67 68 43 79 67 71 69	8100 19960 19710 24430 24980 15580 28760 24550 26860 25640	8100 28060 47770 72200 97180 112760 141520 166070 192930 218570	82 142 139 150 182 189 140 125 134 123 129 175 121 134 141 139	29770 52000 50890 54690 66310 68890 51410 45500 48900 45010 47030 63860 44110 48930 51230 50880	29770 81770 132660 187350 253660 322550 373960 419460 468360 513370 560400 624260 668370 717300 768530 819410

Температура на устье скважин колеблется в пределах 99-102єС. Давление на скважине №700-106-110 атм., скважинах №1011, 1020-92-98 атм. Перед закачкой горячей воды температура пласта составляла +21єС.

Результаты замера температуры пласта по скважинам приведены в таблице 3.10.

Таблица 3.10.

Скважина № 700	Скважина № 1011	Скважина № 1020
дата замера	t пласта	дата замера	t пласта	дата замера	t пласта
10.04.98 15.11.98	63,5 64,6	10.04.98 15.11.98	64,6 65,1	27.04.98 23.11.96	63,9 63,1

По нагнетательным скважинам № 700, 1011, 1020 проводились замеры пластового и забойного давления, результаты которые приведены в таблице 3.11.

Таблица 3.11.

№ скв.	дата замера	Давление приведенное к середине фильтра. АТМ	Давление приведенное к ВНК, АТМ
		Рзаб	Рм
700 1011 1020	13.03.98 14.03.98 11.09.96 25.12.98 13.03.98 14.03.98 11.09.98 25.12.98 13.03.98 11.09.98 12.09.96 25.12.98	167,0 166,0 165,0 159,2 158,3 158,3 159,0 155,0 159,0	64,1 66,2 63,1	73,2 67,2 63,5

В 1997 году от закачки горячей воды получили положительный эффект. Дополнительная добыча нефти составила 11,28 тыс.т. с начала разработки получили 158844 тыс.т.

Результаты по добыче нефти на мелекесском горизонте за счет применения тепловых методов представлены в таблице 3.12.

Таблица 3.12.

Годы	Закачка воды, мі	Добыча нефти, т	Дополнительная добыча нефти, т
	за год	нараст.	за год	нараст.	за год	нараст.
1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997	29770 51980 50890 54690 66310 68890 59510 65460 68610 69640 72010 79440 72870 73480 76520	29770 81750 132640 187330 253640 322530 382040 447500 516110 585550 657560 737000 809870 883350 959870	5925 10872 17322 20729 15315 11562 12463 7757 6868 14734 19922 22664 19305 16080 15210	5925 16797 34119 54848 70163 81725 94188 101945 108813 123547 143469 166133 185438 201518 216728	1175 6723 12975 16198 11973 8089 7480 2927 3187 10900 16300 19516 16481 13640 11280	1175 7898 20875 49014 57153 64618 67546 70727 81627 97927 117443 133924 147564 158844

Представим данные о добыче нефти по мелекесскому горизонту в виде графика на рис. 3.3.

3.7 Контроль за разработкой пластов

Контроль за разработкой опытных участков мелекесского горизонта Жирновского месторождения с термозаводнением и горизонтальными нефтедобывающими скважинами включает комплекс геолого-промысловых, геофизических, гидродинамических и физико-химических исследований скважин и флюидов. Необходим контроль за обводнением скважин, газовым фактором, за взаимодействием отдельных опытных участков и скважин.

Для эффективного ведения процесса термозаводнения и гориз...