Добыча нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

геологический месторождение нефть газ

Одним из видов современного оборудования, предназначенного для добычи нефти, являются скважинные электроцентробежные насосы (ЭЦН). Они должны обеспечивать эксплуатацию нефтяных скважин малого диаметра и большой глубины и длительную и безотказную работу в жидкостях, содержащих коррозионные элементы и механические примеси, преимущественно в виде песка.

Широкий диапазон параметров по подаче и напору, продолжительный межремонтный период и высокий коэффициент эксплуатации скважин позволили центробежным насосам занять ведущее место в механизированной добыче нефти. Кроме того, важным преимуществом ЭЦН является простота его обслуживания и возможность монтажа в любых климатических условиях, в любой местности, в том числе затопляемой, в условиях заболоченности, в любой период года и сразу же после бурения скважины, так как монтаж такой установки не требует сооружения фундаментов, производства подготовительных работ и т.п. ЭЦН успешно работают в наклонных скважинах.

УЭЦН предназначены для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин и используется для форсирования отбора жидкости. Установки относятся к группе изделий II, виду I по ГОСТ 27.003-83.

Климатические исполнение погружного оборудования - 5, наземного электрооборудования -1 ГОСТ 15150-69.

Для надежной работы насоса требуется его правильный подбор к данной скважине. При работе скважины постоянно меняются параметры пласта, призабойной зоны пласта, свойства отбираемой жидкости: содержание воды, количество попутного газа, количество механических примесей, и как следствие, отсюда идет недоотбор жидкости или работа насоса вхолостую, что сокращает межремонтный период работы насоса. На данный момент делается упор на более надежное оборудование, для увеличения межремонтного периода, и как следствие из этого снижение затрат на подъем жидкости.



1. Геологическая часть

1.1 Геологическая характеристика месторождения

1.1.1 Стратиграфия

Месторождение приурочено к Федоровскому куполовидному поднятию второго порядка, расположенному в центральной части Сургутского свода. Оно включает несколько поднятий третьего порядка: Северо-Сургутское - самое южное, вытянутое в меридиальном направлении, собственно Федоровское расположено в западной части Федоровской структуры, к востоку от него расположено Моховое поднятие, восточнее - Восточно-Моховое поднятие.

Сводный литолого-стратиграфический разрез продуктивных отложений Фёдоровского месторождения представлен на рисунке 1.

Палеозойский фундамент

Породы фундамента палеозойского возраста на месторождении не вскрыты. В скважине 61 вскрыт базальт возраста Тз-Т2 в интервале 2983-2990 м. В скважине 131 и 202 (3224-3515 м.) вскрыт также базальт различного цвета от темно-зеленого до черного и коричневато-кирпичного, миндале каменный.

Преимущественно эффузивно-осадочные отложения объединяются в туринскую серию осадков, входящих в состав фундамента. Средний состав базальтов и полеритов, вскрытых Тюменской опорной скважиной, близок к составу базальтов на Федоровской площади.

Юрская система

Нижнесреднеюрский отдел (тюменская свита) представлен переслаиванием между собой серо-цветных песчаников, алевролитов и аргиллитов. Для свиты характерно ритмичное чередование аргиллитов темно-серых, крупнозернистых, сидеритезированных и песчаников серых, мелкозернистых, алевритистых, аркозовых с многочисленными растительными остатками.

В кровле свиты залегает нефтеносный пласт ЮС2, литологически представленный переслаиванием песчаников темно-серых, плотных тонко - и мелкозернистых, крепко сцементированных. Общая толщина пласта до 20 метров. Толщина тюменской свиты достигает 250 м.

Верхнеюрский отдел представлен васюганской, георгиевской и баженовской свитами.

Васюганская свита вскрыта на различных участках месторождения, в основании которой залегают аргиллиты темные, тонко отмученные, местами битуминозные. Верхняя часть представлена чередованием песчаников темно-серых, алевролитов и аргиллитов. В кровле свиты залегает песчаный пласт ЮС. Толщина свиты до 100 м (скважина 97).

Георгиевская свита представлена черными аргиллитами с многочисленными остатками рыб, встречаются единичные прослои глинистого известняка. Толщина свиты от 2 до 7 м.

Баженовская свита литологически представлена аргиллитами темно-серыми, черными с коричневатым оттенком, с различной степенью битуминозности. На некоторых участках месторождения (скв. 69, 1805, 1756, 7809, 1871) баженовская свита отсутствует, что связано, вероятно, с тектоническими движениями фундамента при формировании отложений баженовской свиты. Толщина свиты составляет 10-56 м.

Меловая система

Отложения этой системы представлены двумя отделами: нижним и верхним. Нижний отдел слагается осадками мегионской, вартовской, алымской и нижней частью покурской свит; верхний отдел представлен средней и верхней частью покурской свиты, кузнецовской, березовской, ганькинской свитами. Мегионская свита (бериасский, валанжинский ярусы) представлена глинистыми осадками с прослоями песчаников и алевролитов, которые группируются в крупные пачки и толщи. Так, в основании свиты выделяется глинистая подачимовская пачка толщиной до 105 м. Выше залегает ачимовская толща, представленная чередованием песчаников и аргиллитов. На месторождении ачимовские отложения распространены повсеместно. В основном эти отложения не продуктивны. Общая толщина ачимовской свиты достигает 211 метров.

Вышележащая толща пород сложена темно-серыми аргиллитами с прослоями песчаников, в разрезе которой выделяются продуктивные пласты БС. Эти пласты перекрываются глинами чеускинской пачки общей толщиной от 35 м. выше.

В толще этих глин выделен нефтеносный пласт БС. Проницаемые прослои продуктивных пластов сложены мелко- и среднезернистыми песчаниками с прослойками глинистого алевролита. Общая толщина мегионской свиты до 506 м.

Вартовская свита (готеривский и барремский ярусы) представлена двумя подсвитами: нижней, объединяющей песчаные пласты, именуемые как группа "Б", сюда входят два нефтеносных пласта ВС1 и БС2. Сложены они песчаниками серыми, мелкозернистыми, часто с прослоями аргиллитов и алевролитов.

Над пластами БС и БС2 залегает пимская глинистая пачка, которая в верхней части опесчанивается на некоторых участках месторождения. Толщина колеблется от 7 м до 49 м.

Верхняя подсвита сложена переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов. В разрезе подсвиты выделяются ряд песчаных пластов (АС4-12), шесть из которых являются нефтеносными АС4, АС6, АС5-8, АС9. Толщина вартовской свиты составляет до 434 метров.

Алымская свита залегает в основании аптского яруса и представлена аргиллитами темно-серыми, почти черными в средней части, песчаниками и алевролитами. Толщина алымской свиты до 132 метров.

Покурская свита представлена неравномерным переслаиванием алевролито - песчаных и глинистых пластов и пачек различной толщины плохо выдержанных по площади. Нижняя часть свиты относится к апт-альбскому ярусу и представлена переслаиванием песчаников, алевролитов, глин аргиллитоподобных и аргиллитов.

В верхней части покурской свиты, относящейся к сеноманскому возрасту, выделяется мощная песчано-алеврито-глинистая толща пород. Пески и песчаники сеноманской толщи имеют окраску от светло-серой до темно-серой, мелко- и среднезернистые, слабосцементированные или рыхлые в различной степени глинистые. Толщина покурской свиты до 843 м.

Кузнецовская свита приурочена к морским осадкам туронского яруса. Литологически представлена глинами темно-серыми, местами алевритистыми. Толщина свиты до 29 м.

Березовская свита (коньякский, кампанский, сантонский ярусы) подразделяется на две подсвиты: нижнюю - опоковидную и верхнюю -глинистую. Общая толщина свиты до 145 м.

Ганькинская свита (маастрихт-датский ярус) литология этой свиты довольно однообразная: нижняя часть слагается глинами темно-серыми, почти черными; верхняя часть представлена глинами серыми с зеленовато-голубоватым оттенком. Толщина свиты около 86 м.

Палеогеновая система.

Талицкая свита (палеогеновый отдел) сложена глинами темно-серыми, однородными, местами алевритистыми . Толщина до 120 м. Люлинворская свита (эоценовый отдел) представлена глинами серыми и темно-серыми, аргиллитоподобными с гнездами глауконита. Толщина свиты до 203 м.

Тавдинская свита (верхняя часть эоценового и нижняя часть олигоценового отделов) представлена глинами зелеными, вязкими с присыпками и гнездами алевролита, с прослоями и линзами глинистого сидерита. Толщина свиты до 170 м.

Атлымская свита (нижняя часть олигоценового отдела) представлена песками серыми, мелкозернистыми, преимущественно кварцевыми.

Новомихайловская свита (средняя часть олигоценового отдела) литологически представлена чередованием глин, песков, алевролитов и бурых углей. Толщина свиты до 80 м.

Туртасская свита (верхняя часть олигоценового отдела) сложена алевролитами серыми сильно глинистыми. Толщина свиты около 40

Четвертичная система.

Отложения представлены песками, алевритистыми глинами с галькой и гравием. Современные осадки представлены пойменным аллювием и покровными отложениями. Толщина отложений не превышает 40 м. Промышленная нефтегазоносность связана с отложениями сортымской свиты (пласты АС₄, АС6¹, АС₅-8, АС₇-8, АС₉, БС1, БС₂), усть-балыкской свиты (пласты БС10¹, БС10) и ачимовской толщи (пласты BC1₆, БС17, BC1₈). Из двенадцати залежей семь нефтяных (пласты БС1, БС2, БС10¹, БС16, БС17, БС18) и пять нефтегазовых (пласты АС₄, АС6¹, АС₅.8, АС₇-8, АС₉).

Таблица 1. Стратиграфическая характеристика разреза скважин

Глубина залегания, м	Стратиграфическое	: подразделение
От (кровля)	До (подошва)	название	индекс
0	40	Четвертичные отложения	Q
40	100	Туртасская свита	р
100	200	Новомихайловская свита	р
200	330	Алтымская свита	Р-Р
330	500	Тавдинская свита	Р-Р
500	660	Люлинворская свита	р
660	770	Талицкая свита	р
770	820	Ганькинская свита	к
820	940	Березовская свита	к
940	980	Кузнецовская свита	к
980	1720	Покурская свита	к-к
1720	1830	Алымская свита	к
1830	1890	Вартовская свита	к
1890	2500	Мегионская свита	к



Рис. 1. Фёдоровское месторождение. Сводный литолого-стратиграфический разрез продуктивных отложений

Условные обозначения:

1-аргиллиты битуминозные; 2-аргиллиты, глины; 3-алевролиты; 4-пески, песчаники; 5-газо и нефтенасыщенность.



1.1.2 Тектоника

В геологическом строении Западно-Сибирской плиты по степени измененности слагающих пород и тектоническим особенностям выделяются три структурно-тектонических этажа. Нижний этаж отвечает геосинклинальному этапу развития фундамента плиты, закончившемуся в палеозое и представлен дислоцированными осадочными и вулканогенными породами. Породы под мезокайназойским чехлом являются составными частями всех основных групп формаций: геосинклинальной, срединных массивов, платформенной и рифтовой. Фундамент района проектируемых работ, который приурочен к стыку структур I порядка - Сургутского свода и Северо-Сургутской моноклинали, на границе надпорядковых структур Мансийской синеклизы и Хантыйской антеклизы. Зоны сочленения крупных структур характеризуются повышенной тектонической активностью, относятся к рифтовой группе формаций. По данным сейсмических исследований глубина залегания верхнепалеозойских отложений 5500-6000м «кровля нижнего этажа».

Верхняя часть пород промежуточного комплекса (II структурно-тектонический этаж), отвечающего парагеосинклинальному этапу развития, вскрыты рядом поисково-тектонических скважин. Был вскрыт промежуточный этаж на глубине 3740 м. Вскрытая толщина пород 205 м. Отложения представлены переслаиванием аргиллитов (в верхней части битуминозных), алевролитов, песчаников крепко сцементированных карбонатно-глинистым цементом, известковистых мергелей. В породах развита трещиноватость. Трещины, как правило, выполнены кальцитом. Породы относятся к прикровельной части триасовых отложений. Кровля доюрских отложений вскрыта на глубине 3557 м, породы представлены переслаиванием аргиллитов, конгломератов и базальтов.

На промежуточном структурном комплексе залегает слабодислоцированная мощная толща мезокайназойских пород, накапливавшихся в условиях устойчивого прогибания фундамента. Согласно тектонической карты мезокайназоского чехла Западной Сибири, площадь расположена на стыке надпорядковых структур Хантыйской антеклизы и Мансийской синеклизы.

Федоровское месторождение приурочено к Северо-Сургутскому, Федоровскому, Северо-Федоровскому, Моховому и Восточно-Моховому локальным поднятиям III порядка, которые осложняют Федоровское куполовидное поднятие, расположенное в центральной части Сургутского свода.

1.2 Характеристика продуктивных пластов и насыщающих их флюидов

Промышленная нефтегазоносность связана с отложениями вартовской свиты (пласты АС4-8, АС9, БС10, БС11), мегионской свиты (пласты БС10, БС11), ачимовской толщи (пласт БС16) и тюменской свиты (пласт ЮС2). Залежи пластов БС1, БС2, БС10, БС1-2 и ЮС2 нефтяные, залежи пластов АС4-8, АС9 - газонефтяные. Месторождение включает четыре площади: Федоровскую, Моховую, Восточно-Моховую и Северо-Сургутскую. На месторождении выбелено семь эксплуатационных объектов: пласты АС4-8, АС9, БС1-2, БС10, БС1-2 и ЮС2.

Залежь пласта АС₄ газонефтяная, по размерам самая крупная на Федоровском месторождении, практически присутствует на всех площадях. Залежь пласта АС₄ пластово-сводового типа, размеры ее 51,2х36,4км, высота 65м).

Пласт БС10 является объектом разработки и содержит 88% извлекаемых запасов месторождения. Из семи эксплуатационных объектов АС9, БС1-2, БС10 полностью вовлечены в разработку.

Пласт БС10. Газовый фактор составил 91 м³/т. По интерпретации ГИС характеризуется неясным характером насыщения. В остальных скважинах пласт водонасыщен, без признаков нефти.

Пласт БС10, является основным продуктивным пластом на месторождении. Залежь пластов БС10 представляет собой обширную подгазовую, водоплавающую зону. Эта нефтяная залежь характеризуется очень сложным геологическим строением продуктивной части разреза, обусловленным резкой литолого-фациальной изменчивостью пород как по разрезу, так и по площади. Небольшие нефтенасыщенные толщины, малые толщины глинистых прослоев или их полное отсутствие на уровне ГНК и ВНК, высокая неоднородность строения коллектора. Основные параметры продуктивных пластов приведены в таблице 2.

Таблица 2. Геолого-физические характеристики продуктивных пластов

Параметры	Пласт АС4	ПластАС5-6	ПластАС4-8	ПластБС10
Средняя глубина залегания, м	1775	1807	1825	2293
Тип залежи	Пластовая сводовая	Пластовая сводовая	Пластовая сводовая	Пластовая сводовая
Тип коллектора	терригенный	терригенный	терригенный	поровый
Средняя общая толщина, м	10,6	38,4		40,0
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	4,3	5,6	4,5	10,2
Средняя газонасыщенная толщина, м	41,1		6,9
Пористость доли един.	0,256	0,260	0,240	0,24
Проницаемость, Мкм*10 i	0,507	0,532		0,26
Пластовая температура, °С	56	58		67
Пластовое давление, Мпа	18,8	18,8		23,2
Давление насыщения, Мпа	14,6	13,8		15,3
Газовый фактор, м3/т	51	51		91

Из выше сказанного видно, что залежь пластов АС_4-8 практически на всей площади месторождения представлена нефтяной оторочкой, заключенной между газовой шапкой и подошвенной водой. Однако, при эксплуатации скважин в их продукции далеко не всегда присутствуют подошвенная вода и газ газовой шапки. Это объясняется наличием непроницаемых разделов в разрезе пласта, вскрытого скважиной. Наличие этих разделов определяет, будет или нет оказывать влияние на выработку нефти из отдельных нефтенасыщенных пропластков вода или газ.

Кроме продуктивных основных горизонтов на месторождении испытаны пласты БС1 и АС 12. При испытании получена пластовая вода.

Продуктивные пласты Пласт БС-1

Коллекторы пласта исследованы в 13 скважинам по керну 63 образца расположенных равномерно по всему месторождению. Пористость пласта изменяется от 0.229 по 0.289, составляет в среднем 0.265. Проницаемость в среднем составляет 232 мд. При вариациях от 38.7 мд. по 668.3 мд.

Остаточная нефтенасыщенность по образцам колеблется от 11 до 33.4 и в среднем составляет 21.1%.

Остаточная водонасыщенность колеблется от 18.7 % по 37 % составляя в среднем 27.9%.

Промысловые исследования по пласту БС-1 проведены в 5 скважинах. Продуктивность пласта составляет 1.13мЗ/сут*атм. Гидропроводность пласта составляет 26.2см/спз, проницаемость -218мд. Расхождения с лабораторными определениями незначительно. При гидродинамических расчетах рекомендуется принять величину проницаемости, определенную по промышленным данным (218мд.).

Пласт АС 7-8

Пласт охарактеризован 103 лабораторными определениями керна по 4 скважинам Восточно-Моховой и 4 скважинам Моховой площади. Коэффициент пористости коллекторов изменяется от 0.249 до 0.273 и составляет в среднем 0.260. По данным промыслово-геофизических исследований величина коэффициента пористости по пласту АС 7-8 равна 0.25. Проницаемость, по данным лабораторных исследований, изменяется от 127.3 до 559.8 мд. Составляет в среднем 272 мд. на Восточно-Моховой и 314 мд. на Моховой площадях.

Промысловые исследования пласта АС 7-8 проведены лишь в одной скважине, где продуктивность пласта составила 0.26 мЗ/сут*атм, проницаемость пласта 182 мд. Для гидродинамических расчетов рекомендуется величина 0.61 для нефтяной оторочки и 0.28 для "газовой шапки". Остаточная нефтенасыщенность по данным лабораторных исследований керна, равна 18.4%.

Пласт АС 5-6

Коэффициент пористости определяется как лабораторным методом (446 определений по 24 скважинам), так и по геофизическим данным. Полученные значения близки между собой. По керну коэффициент пористости составляет для газо-насыщенной части -0.277, для нефтяной 0.265, и водонефтяной и в целом по пласту равен 0.267. По геофизическим данным коэффициент пористости равен 0.250. Для подсчета запасов и расчетов рекомендуется величина, полученная геофизическими методами.

Проницаемость по керну охарактеризована 201 определениями из 23 скважин и изменяется от 49.6 по 1203 мд, составляет в среднем 454 мд. Промысловым исследованиями охвачено 7 скважин, в том числе 2 на Восточно-Моховой площади 1.35 мЗ/сут*атм на Моховой 1.14 мЗ/сут*атм проницаемость соответственно 297 мд. и 342 мд. Для гидродинамических расчетов рекомендуется величина, полученная по промысловым исследованиям.

1.3 Свойства пластовых жидкостей и газа

Пласт БС-10

Исследование глубинных проб проведено по 27 пробам из 10 скважин. Все анализы качественные и параметры нефтей закономерно изменяются от при контурных участков к сводам. Так давление насыщения и газосодержание увеличивается от водонефтяного контакта к своду соответственно от 116 ат. до 215 атм. При пластовом давлении 229-223 атм и 104 м³/м³ до 161 м³/м³ . Следует отметить, что как давление насыщения, так и газосодержание для отдельных участков месторождения изменяется неравномерно- для Моховой площади от 139 атм до 215 и от 114 м³/м³, для Федоровской от 116 до 139 атм. И до 121 мЗ/мЗ, для Восточно-Моховой до 166 атм., газосодержание до 121 м³/м³.

Вязкость нефтей в пластовых условиях изменяется от 1 спз. на своде Федоровского и Мохового поднятия до 1.3 спз. в при контурных зонах, составляет в среднем 1.17 спз.

По своему химическому составу нефть пласта БС-10 метаново-нафтеновая с содержанием серы 0.8 - 1.2 %, парафина 3-5 %, смол и асфальтенов 6-11 %, Содержание фракций, выкипающих до 300 °С, составляет 43-52 %. Плотность сепарирарованной нефти по пласту БС-10 изменяется 0,857 г/см³.

Пласт БС-1

Залежь пласта БС-1 охарактеризована 10 глубинными пробами нефть из 3 скважин и 7 поверхностными по 7 скважинам.

Нефть залежи пласта БС-1 отличаются повышенной плотностью (0,898г/см³) и вязкостью (в пластовых условиях 4.9 спз.), низким объемным коэффициентом 1.12 , давлением насыщения 122 атм. И газовым фактором 45.7 м³/м³.

По составу нефть высокосернистая (1.86 %), высокосмолистая (содержание смол и асфальтенов 14.6 %), парафинистая (3.94 %)

Пласты АС 4-8

Залежь нефти пластов АС 4-8, имеющая высоту около 10-12 м, охарактеризована высокой плотностью от 0.880 до 0.920 г/см³ (средняя-0.903 г/см³), высокой вязкостью до 128 сСт. при 20 °С, содержание смол и асфальтенов изменяется от 10 до 15 %, а выход фракций, высоко выкипающих до 300°С, в среднем составляет 28 %. Таким образом, по физико-химическим свойствам нефти под газовой залежи значительно хуже нефтей пласта БС-10.

Кроме нефтей основных продуктивных пластов БС-10 и АС 4-7, имеются также анализы нефтей пласта ЮС-2, которые имеют высокий удельный вес 0.9 г/см³, высокую вязкость в поверхностных условиях 65-82 сСт и низкий процент фракций, выкипающих до 300°С 26-29 %.

По месторождению проанализированы 36 проб газа по 17 скв. их нефтяной, газовой и водоносных частей продуктивных пластов БС-10, БС-1, АС 4-7.

Анализы газа сделаны по 7 пробам, отобранным из нефтяной части залежи и 6 из водоносной. Газ нефтяной части характеризуется низким содержанием метана 69-87 % по объему, более высоким содержанием тяжелых углеводородов (С₃ -С6) до 19 % объемных, что характерно для легких нефтей.

Газ пластовых вод значительно отличается от газа нефтяной части, где содержание метана достигают 88-93 % по объему.

Пласты БС-1

Анализы газа сделаны по 5 пробам нефтяной части и 3 по водоносной части. Газы водоносной и нефтяных частей слабо отличаются по содержанию метана и некоторых других компонентам.

Пласты АС 4-7

Анализы газа выполнены по газовой, нефтяной и водоносной частям пласта. Содержание СН₄ во всех исследованных пробах колеблется от 93 до 97%.

Несколько отличаются газы нефтей по содержанию более тяжелых углеводородов (С₃, С4) количество которых по объему составляет от 1 до 3 %, в то время как по газам, отобранным из водоносных пластов и газовой "шапки", их содержание не превышает 0.5 -1 %, что характерно для большинства нефтяных залежей.

В таблицах 3-4 представлены физические свойства, химический состав пластовых вод и жидкостей по пластам Федоровского месторождения.

Таблица 3. Химический состав пластовых вод Федоровского месторождения

Пласт	Тип воды по В.А.Сулину	Ионный состав	Диапазон изменений г/экв/м3
АС-4	Хлоридно-Калыдевый	CL--	275.6-313.3
		НСО3 - - -	3.0-16.1
		Са2+	10.7-17.2
		Mg2+	3.4-4.5
		Na + + К +	262.1-309.3
	Общая минерализация, г/л		16,46 -19,61
АС-5-8	Хлоридно-Кальцевый	CL- -	135,8-313,6
		SO42-	1,2 -1,3
	Хлоридно-магниевый	НСО3 - -	3,8 - 9,8
		СО32--	0,4
		Са2+	6,4 - 23,0
		Mg2+	2,0 - 5,6
		Na + + К +	134,3-303,6
	Общая минерализация, г/л		8,53 -18,67
АС-7-8	Хлоридно-Кальцевый	CL- -	191,8-251,8
		HCL3 -	6,0 - 7,9
		Са2+	11,0-15,0
		Mg2+	3,3 - 3,4
		Na + + К +	185,5 - 240,1
	Общая минерализация, г/л		11,80-15,05
БС-10		CL - -	9727,0 - 274,0
		НСО3 - -	744,2 -12,2
		SO42--	Отс.
		Са2+	78,96 - 3,94
		Mg2+	33,44 - 2,75
		Na + + К +	6428,7 - 279,5

Физико-химические свойства и фракционный состав нефти Федоровского месторождения

Наименование	Пласт АС4-8	Пласт БС10
Плотность, кг/м3	895	898
Вязкость, МПа-с При температуре 20°С 50°С	8,6 4,0	13,6 3,89
Температура застывания, °С	-	-30
Молярная масса, кг/кмоль	267	278
Температура насыщения нефти парафином, °С	27,4	21,7
Массовое содержание, % Серы Парафина Асфальтенов Парафинов	1,1 8,7 2,7 3,0	1,07 3,8 3,1 2,0
Объемное содержание фракций, % 150°С 200°С 300°С	5,8 12,8 31,8	10,3 17,0 32,7

При обосновании физико-химических характеристик пластовой нефти и растворенного газа объектов АС4, АС_5-8, АС6, АС_7-8 на стадии подсчета запасов были использованы результаты экспериментальных исследований глубинных проб из 16 скважин. Отбор глубинных проб производился пробоотборниками ВПП-300 при режимах, обеспечивающих приток нефти к точке отбора в однофазном состоянии. Основной объем исследований выполнен институтом СибНИИНП и СургутНИПИнефть при методическом обеспечении, соответствующем требованиям отраслевого стандарта ГОСТ 39-112-80 «Нефть. Типовое исследование пластовой нефти».

В процессе анализа и обработки результатов исследований глубинных проб был подтвержден сделанный ранее вывод о неоднородности нефтей в пределах выделенных объектов, вызванной специфическими особенностями залежей с газовой шапкой. В связи с отсутствием выраженных отличий в физико-химических характеристиках пластовых нефтей отдельных пропластков подсчетные параметры флюидов были приняты едиными для всего комплексного объекта АС4-8 *.

Компонентный состав растворенного нефтяного газа и нефти определен на основании результатов хроматографического анализа жидкой и газовой фаз при дегазации глубинных проб.

Характеристика природного газа газовых шапок в условиях пласта и при извлечении на поверхность на стадии подсчета запасов обоснована результатами исследования продукции скважин 62, 73, 79, 93, 134 (1978г) и скважин 32г, 34г (1989г). По материалам исследования, газоконденсатный фактор по стабильному конденсату изменяется от 15 до 43г/м³ при среднем значении около 36г/м³.

Устойчивые закономерности изменения свойств природного газа и конденсата по площади и разрезу залежей не были выявлены, однако отмечалась некоторая тенденция к уменьшению выхода конденсата с запада на восток (от Федоровской площади к Восточно-Моховой) и снизу вверх по высоте газовой шапки.

Кроме указанных выше исследований характеристик природного газа, институтом СибНИИНП были проведены исследования на газоконденсатность.

Таким образом, среднее значение газоконденсатного фактора газа газовой шапки по объекту АС_4-8 составляет З6г/м³ (или 50см³ /м³). Плотность природного газа в условиях пласта около 145кг/м³. Коэффициент сверх сжимаемости (для условий пласта)- 0,86. Расчетное давление максимальной конденсации- 4,9Мпа.

Пластовые воды в пределах объекта АС4-8 преимущественно хлоридно-кальциевого типа, что является типичным для Сургутского района в целом. Воды смешанного и гидрокарбонатно-натриевого типа обнаруживаются в нижней части неокомского комплекса.

В условиях пласта воды насыщены газом метанового типа (концентрация метана более 95%). Максимальная газонасыщенность вод на границе ВНК достигает 2,5м³/м³. По мере удаления от ВНК количество растворенного газа резко снижается и на периферии не превышает 0,3-0,6м³/м³.

По содержанию полезных компонентов пластовые воды не представляют промышленного интереса (за исключением йода, концентрация которого достигает промышленных значений, но постоянно снижается из-за разбавления водами ППД).

Водонефтяные смеси образуют стойкие и вязкие эмульсии (особенно при механизированных способах добычи).

В процессе эксплуатации залежей анализ характеристик продукции скважин должен проводиться в соответствии с рекомендациями «Методического руководства по гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений».

2. Технологическая часть

2.1 Основные проектные решения по разработке Федоровского месторождения

Федоровское месторождение, как и большинство месторождений Западной Сибири, имеет следующие особенности геологического строения, влияющие на показатели разработки:

многопластовость, что требует выделения оптимального числа эксплуатационных объектов;

варьирование в широком диапазоне коллекторских свойств продуктивных отложений. Коэффициент открытой пористости изменяется от 4 до 281; проницаемости от 0,0005 до 3 - 4 мкм²; при этом сильное различие коллекторских свойств по площади и разрезу пласта нередко наблюдается в пределах одной залежи;

многообразие условий залегания нефти в залежах (при наличии связанной, остаточной и подошвенной вод, газовой шапки).

Отмеченные особенности геологического строения сильно влияют на технологические показатели разработки и должны учитываться в математических моделях фильтрации.

В начале разработки месторождения методология разработки базировалась на следующих положениях:

в качестве модели эксплуатационного объекта принимали однородный пласт без учета его морфологической сложности;

технологические показатели разработки рассчитывали с помощью методики ВНИИ-1;

пласт предполагался чисто нефтяным, геологические построения практически не увязывались с технологическими расчетами;

в вариантах разработки, различающихся системами воздействия и плотностями сеток скважин полагали одинаковыми коэффициенты нефтеизвлечения.

Позже были сформулированы следующие принципы разработки месторождения:

Первоочередной ввод в эксплуатацию наиболее крупных пластов с обеспечением высоких темпов и уровней добычи нефти.

Объединение в один ЭО нескольких продуктивных пластов.

Применение относительно редких (50 - 60 га/скв) сеток скважин.

Заводнение залежей путем применения законтурного и внутриконтурного заводнения.

По утвержденному варианту, месторождение разрабатывается методом внутриконтурного заводнения с блочно-рядным размещением добывающих скважин.

КНО принят 0,55 в нефтяной и 0,47 в водонефтяной зонах, Р_заб (150-175кгс/см ), Р_наг= 140 кгс/см .

Не все принципы проектирования и разработки подтвердили свою эффективность на практике. Так, неучет в математической модели геологического строения пластов и процессов фильтрации, естественно, завышает показатель отбора нефти. Была также подтверждена неэффективность законтурного заводнения, объединения в один ЭО нескольких горизонтов, применение редких сеток скважин.

Поэтому очевидной стала необходимость постоянного совершенствования методов проектирования и разработки месторождения, которая, в свою очередь, заключается в:

построении и постоянном совершенствовании математических моделей фильтрации;

создании критерия выбора рациональной системы разработки, позволяющего выбрать вариант эксплуатации с учетом полноты извлечения нефти и т.д.;

постоянном совершенствовании методов экономического обоснования проектных решений.

Дальнейшее совершенствование методов проектирования разработки вылилось в создание постоянно действующей геолого-математической модели (ПДМ). Первая такая модель была внедрена в управление выработкой запасов в 1998 г., и должна повысить как КНО, так и улучшить весь процесс разработки месторождения.

Федоровское месторождение введено в промышленную эксплуатацию в 1973 году . В разрезе месторождения выявлены нефтяные залежи в пластах БС1-2; БС10¹; БС10; БС16-18, Ю; нефтегазовые - в пласте АС9; газонефтяные залежи в группе пластов АС4-8.

В промышленную разработку введены пласты АС4-8; АС9; БС1-2; БС10¹, БС10. Пласты АС7-8; БС16-18; Ю1; Ю2 - в опытной эксплуатации

2.2 Современное состояние разработки

По состоянию на 01.01.2008 года эксплуатационный фонд по месторождению составил 2899 скважин, в том числе действующий 2760, в бездействии - 139, в освоении 0. Нагнетательный фонд составил 1298 скважины, из них под закачкой 1108. Разбуренность месторождения составляет 59% размещенного фонда скважин.

С начала разработки добыто 466309,779 тыс. тонн нефти, что составляет 68,85% от начальных извлекаемых запасов. Обводненность на конец года составила 90,81%, увеличилась на 1,31% по сравнению с прошлым годом.

2.3 Текущее состояние разработки

Одним из основных объектов эксплуатации является пласт БС10 который разрабатывается с 1973 года. Показатели по пласту приведены в таблицах 4-8. Эксплуатационный фонд скважин на конец года составил 1136, в т.ч. действующий - 1076, в бездействии - 60. Нагнетательный фонд -604 скважины, из них под закачкой - 549. Годовая добыча составила 3204,3 тыс. тонн нефти.

С начала эксплуатации пласта БС10 отобрано 403356,892 тыс.тонн нефти, что составляет 88,61% от начальных извлекаемых запасов (НИЗ). Темп отбора от НИЗ - 0,7 %, от текущих извлекаемых запасов (ТИЗ) - 5,8%. Обводненность на конец года составила 94,69%, что на 0,79% выше, чем на начало года.

Среднегодовой дебит по нефти - 8,47 т/сут.; по жидкости - 136,3 т/сутки. Среднесуточная добыча на конец года - 8962,3 тонн, что составляет 34,2% от добычи по месторождению. Количество обводненных скважин -1076, в том числе от 2 - 20% - 19 скважин; от 20 - 50% - 38 скв; от 50 - 90% - 214 скв; более 90% - 805 скважин (таблица 2.5.).

Основной способ эксплуатации насосный (ЭЦН, ШГН), основная доля добычи нефти приходится на ЭЦН и составляет 3084,6 тыс.тонн (96,26% от всей добычи по пласту). Закачка воды по пласту за год составила 56465,4 тыс. м³, компенсация отбора закачкой -106,59%; накопленная закачка - 1704378,246 тыс. м^З, при этом накопленная компенсация составляет 112,01 %. Средняя приемистость по пласту 303 м^З/сут. (таблица 5; 6).

Пластовое давление в зоне отбора по Федоровской площади - 224,5 атм., по Моховой площади - 221,4 атм, по северу Восточно-Моховой площади - 221,3 атм, по югу Восточно-Моховой площади - 220,3 атм.

Пласт БС10¹ введен в промышленную эксплуатацию в 1979 году. Пласт нефтеносен в пределах Федоровской и Восточно-Моховой площадей. По состоянию на 01.01.2002 года эксплуатационный фонд составил 223 скважины, т.ч. действующий - 198, бездействующий - 25. Нагнетательный фонд - 76 скважин, из них под закачкой - 65.

Годовая добыча нефти - 514,255 тыс.тонн, при темпе отбора от НИЗ -2,04%, от ТИЗ - 6,5%. Накопленная добыча нефти 17724,243 тыс.тонн или 70,39 % от НИЗ. Обводненность на конец года - 78,78%. Количество обводненных скважин - 198, в том числе от 2 - 20% - 35 скв; от 20 - 50% - 37 скв.; от 50 - 90% -62 скв.; более 90% - 64 скважина (табл. 7; 8). Среднегодовой дебит по нефти -7,92 т/сут., по жидкости - 37,08 т/сутки. Среднесуточная добыча нефти на конец года - 1525,5 тонны, что составляет - 5,82% от добычи по месторождению.

Годовая закачка воды составила 2739,3 тыс. м^З, текущая компенсация -107,6%; накопленная закачка - 50006,62 тыс. м^З, накопленная компенсация -112,76%. Средняя приемистость по пласту - 138 м^З/сутки. Пластовое давление в зоне отбора по Федоровской площади - 223,1 атм, по югу Восточно-Моховой площади - 216,9 атм.

Пласт БС1-2 нефтеносен в пределах Федоровской, Моховой и Северо-Сургутской площадей. Разработка пласта ведется с 1974 года.

Эксплуатационный фонд скважин на 01.01.2007 года составил 382 скважины, в т.ч. действующий - 363, в бездействии - 19. Нагнетательный фонд-142 скважины, из них под закачкой -116.

Годовая добыча составила 721,095 тыс.тонн, при темпе отбора от НИЗ -2,36%; от ТИЗ - 5,0%. Накопленная добыча нефти - 16798 тыс.тонн, что составляет 54,9 % от НИЗ. Обводненность на конец года по пласту - 89,34%.

Количество обводненных скважин - 363, в том числе от 2 - 20% - 43 скв; от 20-50% - 49 скв; от 50-90% - 135 скв; более 90% - 136 скважин. Среднесуточная добыча на конец года - 1917,9 тонны, что составляет 7,32% от добычи по месторождению. Средний дебит одной скважины по нефти - 5,64 т/сутки, по жидкости -46,82 т/сутки

Закачка воды в пласт за год составила 6448,57 тыс. м³, годовая компенсация - 104,86%. Накопленная закачка - 80685,167 тыс.м³, при этом компенсация составляет 115,88%. Пластовое давление по Моховой и Федоровской площадям в зоне отбора - 200,7 атм, по Северо-Сургутской площади 203,8 атм.

Пласт АС9 нефтеносен в пределах Федоровской и Моховой площадей. Эксплуатационный фонд скважин на конец года - 80, в т.ч. действующий - 74, в бездействии - 6. Нагнетательный фонд - 28 скважин.

Годовая добыча нефти по пласту составляет 170,377 тыс.тонн, темп отбора от НИЗ - 2,24%, от ТИЗ - 13,0%. Накопленная добыча нефти 6107,911 тыс.тонн, что составляет - 84,15% от начальных извлекаемых запасов. Обводненность на конец года - 89,34%. Количество обводненных скважин - 74, из них с обводненностью от 50 - 90% - 30 скв.; более 90% - 40 скважин. Среднесуточная добыча нефти на конец года - 528,1 тонны, что составляет 2,01% от добычи по месторождению. Средний дебит одной скважины по нефти

- 6,35 тонн/сутки, по жидкости - 77,4 тонн/сутки.

Годовая закачка воды в пласт составила 2115,255 тыс.м³, компенсация при этом - 99,9%. Накопленная закачка - 37660,234 тыс.м³, при компенсации

- 115,9%. Пластовое давление в зоне отбора - 192,4 атм. (таблица 2.1-2.5.).

Пласты АС4, АС5-8 объединены в один эксплуатационный объект АС4-8. Пласты АС4-8 нефтеносны в пределах всего Федоровского месторождения.

Опытно-промышленная эксплуатация ведется с 1976 года на участке Моховой площади. Промышленная эксплуатация начата в 1995 году с разбуривания севера Восточно-Моховой площади. С 1999 года разбуривается Моховая площадь. Разработка залежи ведется горизонтальными и наклонно- направленными скважинами. Система заводнения площадная. Проектный фонд скважин 2511, в том числе 950 - горизонтальных.

Эксплуатационный фонд скважин на 01.01.2008 составил 920, в том числе действующий - 876, в бездействии - 44. Нагнетательный фонд - 374, под закачкой - 352. Фонд горизонтальных скважин составляет 394, из них на Федоровской площади - 9; на Моховой -148; на севере Восточно-Моховой- 234; на юге Восточно-Моховой - 3. Фонд горизонтальных нагнетательных скважин -2 на севере Восточно-Моховой площади. Разбуренность объекта - 49,18%.

Добыча нефти по объекту АС4-8 за 2002 год составила 4354,693 тыс.тонн, при темпе отбора от НИЗ 2,85%, от ТИЗ - 3,32%. Накопленная добыча нефти -21641,072 тыс.тонн, что составляет 14,17% от начальных извлекаемых запасов. Суточная добыча нефти на конец года - 12830 тонны (добыча нефти за год увеличилась на 2590 тонн/сут.) и составила 48,97% от всей добычи по месторождению.

Добыча нефти по горизонтальным скважинам за год составила 2830,336 тыс. тонн (64,99% от всей добычи по объекту). Обводненность по пласту АС4-8 на конец года составила - 84,53%, в т.ч. по горизонтальным скважинам - 81,3% . Количество обводненных скважин на 01.01.2002 года 882, в том числе от 2 до 20% - 70 скв.; от 20 до 50% - 115 скв.; от 50-90% - 374, более 90% - 323 скважины.

Средний дебит по скважинам пласта АС4-8 по нефти - 15,4 т/сутки, по жидкости - 87,17 т/сутки, в т.ч. по горизонтальным скважинам: по нефти -23,04т/сутки, по жидкости - 99,06 т/сутки.

На Моховой площади пласт АС4-8, как отмечалось выше, эксплуатируется с 1976 года как опытно-промышленный, с 1999 года в промышленной эксплуатации с применением горизонтальных скважин. По состоянию на 01.01.2002 года эксплуатационный фонд составил 501 скважин, в том числе 148 горизонтальных скважин, действующий фонд - 473, из них горизонтальных-148.

Годовая добыча нефти - 2202,077 тыс.тонн, в т.ч. 1206,049 тыс.тонн по горизонтальным скважинам (54,76% всей добычи по пласту). С начала эксплуатации добыто 12523,389 тыс.тонн нефти, что составляет 17,29% от НИЗ, обводненность на конец года в целом по пласту составила 84,7%, в том числе 72,76% по горизонтальным скважинам. Средний дебит одной скважины по нефти 14,9 т/сутки, по горизонтальным скважинам 30,6 т/сут., по жидкости 91,1 т/сут., в том числе 88,3 т/сут. по горизонтальным.

Добыча "прорывного" газа за год составила 1220,5907 млн.н.м³, в том числе 933,715 млн. н. м^З из горизонтальных скважин. Накопленная добыча «прорывного газа» составляет 10945,8941 млн. н. м^З, в том числе 1397,3729 млн. н. м^З - по горизонтальным скважинам.

Годовой "газовый фактор" - 554,3 м^З/тн, в том числе 774,2 м^З/тн по горизонтальным скважинам. Накопленный "газовый фактор" - 874н.м^З/тн для всего пласта и 720,7 н. м^З/тн для горизонтальных скважин.

Закачка воды в пласт для поддержания пластового давления за год составила - 20935,796 тыс. м^З, при компенсации 103,97%; накопленная закачка -178725,165 тыс. м^З, при этом компенсация составила 111,7%. Пластовое давление по пласту АС5-8 Моховой площади - 187,1 атм.

Пласт АС4-8 севера Восточно-Моховой площади находится в промышленной эксплуатации с 1995 года. По состоянию на 01.01.2002 года эксплуатационный фонд составил 346 скважин, в т.ч. 234 горизонтальных. Действующий фонд 314, в том числе 232 горизонтальных. Нагнетательный фонд -189 скважин.

Годовая добыча нефти по площади составила 1931,281 тыс.тонн при темпе отбора от НИЗ - 5,92%. Добыча нефти из горизонтальных скважин -1559,804 тыс.тонн, 80,76% всей добычи по данному объекту.

Накопленная добыча нефти - 8652,108 тыс. тонн (26,54% от начальных извлекаемых запасов), в том числе 7176,958 тыс.тонн по горизонтальным скважинам, что составляет 82,95% от всей добычи рассматриваемого объекта. Обводненность на конец года - 85,0%, в т.ч. 85,61% по горизонтальным скважинам.

Средний дебит одной скважины по нефти - 17,55 т/сутки, в т.ч. 19,4 т/сутки по горизонтальным скважинам, по жидкости - 91,03 т/сутки, в т.ч. 106,3 т/сутки - по горизонтальным скважинам.

Добыча газа из «газовой шапки» за 2006 год составила 1463,1191 млн.н.м³, из них 1062,4546 млн. н. м^З из горизонтальных скважин. С начала эксплуатации пласта добыто 7152,4532 млн. н. м^З газа, в том числе 5800,0918 млн. н. м^З из горизонтальных скважин, что составило 81,09% от всей добычи «прорывного газа». Среднегодовой "газовый фактор" по пласту АС4-8 - 757,6 н. м^З/тн, в т.ч. по горизонтальным скважинам- 681,1 н. м^З/тн. Накопленный «газовый фактор» 826,7 н. м^З/тн, в том числе по горизонтальным скважинам 720,7 н. м^З/тн.

Годовая закачка воды в пласт составила 20818,078 тыс. м^З при компенсации отбора жидкости 114,4%. Закачка воды с начала эксплуатации -83965,593 тыс. м^З при этом компенсация составляет 115,05%. Пластовое давление по пласту АС4-8 - 192,5 атм.

Пласты БС16-17-18 находятся в опытной эксплуатации. Эксплуатационный фонд на 01.01.2007 составляет 26 скважин, в том числе БС16 - 10 , БС16+17 - 1, БС16+17+18 - 1; БС16+18 - 3, БС17 - 3, БС18 - 8 скважин, действующий фонд - 26. Нагнетательный фонд -1.

Годовая добыча нефти - 98,356 тыс.тонн, накопленная - 429,756 тыс.тонн. Средний дебит одной скважины по нефти - 10,62 т/сутки, по жидкости - 14,4 т/сутки. Обводненность на конец года - 26,92% (таблица 4-8). Закачка в пласт не велась ввиду низкого давления на устье нагнетательных скважин. Пласты Ю1, Ю2 находятся в опытной эксплуатации. Эксплуатационный фонд на 01.01.2002 составляет 13 скважин, из них на пласт Ю1 - 1 скважина. Пласты эксплуатируются на естественном режиме. За 2001 год добыто 20,55 тыс.тонн (в том числе Ю1 - 1,71). С начала разработки добыто 146,741 тыс.тонн, в том числе Ю1 - 3,987 тыс.тонн. Средний дебит по нефти -5,18 т/сутки, по жидкости - 6,36 т/сутки. Обводненность на конец года по пласту Ю2 - 21,42%; по пласту Ю1 -2,65%.

Пласты АС4-8 нефтеносны в пределах всего Фёдоровского месторождения. Опытно промышленная эксплуатация ведётся с 1976 года. Разработка залежи ведётся горизонтальными и наклонно-направленными скважинами. Система заводнения площадная. Проектный фонд скважин 2511,в том числе 950 горизонтальных. Добыча нефти за 2002 г. составила 4354,693 тыс.тонн. Суточная добыча нефти - 12830 тонн. Обводненность по пласту составила - 84,5%



2.4 Контроль за разработкой месторождения

2.4.1 Гидродинамические методы

Нагнетательные скважины.

Основной задачей исследования этих скважин является определение общего и поинтервального расхода воды и выявление наличия (отсутствия) затрубного перетока воды. Для этого производят замеры гидродинамическими расходомерами, термометром и локатором муфт. Для наиболее эффективного выделения принимающих интервалов, особенно в низко проницаемых коллекторах используют обычную соленую воду с минерализацией 150-250 г/л. Этот метод нетоксичен и позволяет определять принимающие интервалы и перетоки методом НКт-50, проведя замеры до и после закачки окрашенной жидкости. Ежегодный контроль методами ГИС за работой нагнетательных скважин должен составлять не менее 25% от действующего фонда скважин.

Добывающие скважины.

В комплекс исследований этих скважин входят: гидродинамический расходомер, влагометрия, резистивиметрия, термометрия. Если скважина во время ремонта заглушена соляным раствором, целесообразно до освоения произвести замеры стационарным нейтрон нейтронным методом по тепловым нейтронам. Это позволяет достоверно установить интервалы притока и наличия (отсутствия) межтрубных перетоков.

Контрольные скважины.

Для контроля за изменением газонасыщенности и ГНК используется метод нейтрон нейтронного каротажа - НКТ-50. Для контроля за изменением нефтенасыщенности и ВНК применяется метод импульсного нейтрон -нейтронного каротажа по тепловым нейтронам в неперфорированной. Для контроля за нефтегазонасыщенностью проводятся исследования в контрольных скважинах с неперфорированной колонной методами НКТ и ИННК. В качестве основного метода контроля коэффициента текущей нефтенасыщенности используется метод ИННК.

Информация о работе пластов изучается по опорной сетке скважин (нагнетательных, контрольных, пьезометрических, добывающих). Существуют две опорные сетки скважин:

для контроля за энергетическим состоянием пласта;

для контроля за динамикой гидродинамических параметров. Задачи гидродинамических исследований приведены в табл. 2.1, объемы гидродинамических исследований в табл. 2.8. Причины по невыполнению плана исследования скважин следующие:

1) По фонтанным скважинам - в связи с непроходами НКТ из-за отложений парафина;

2) По пьезометрическим скважинам - из-за отсутствия подъездных путей;

При контроле положений ВНК и оценке нефтенасыщенности - отсутствие необходимого оборудования;

По нагнетательным скважинам невыполнение плана связано с сезонностью этих работ.

Таблица 4. Задачи гидродинамических исследований

Задачи исследований	Категории скважин	Контролируемые параметры	Охват исследованиям и
контроль технологически х параметров	добывающие	Qж	100%
		обводненность	100%
		газовый фактор	опорная сеть
	нагнетательные	приемистость	100%
		количество воды	100%
контроль энергетического состояния залежи	добывающие	забойное давление	100%
		пластовое давление	100%
		устьевое давление	100%
	нагнетательные	забойное давление	100%
		пластовое давление	опорная сеть
		устьевое давление	100%
обоснование гидродинамических параметров	добывающие	коэффициент продуктивности и гидропроводности	100%
	нагнетательные	коэффициент приемистости и гидропроводности	опорная сеть
оценка изменения гидродинамических параметров	добывающие	коэффициенты продуктивности, гидропроводности нефтенасыщенности и коэффициента охвата пласта заводнением	опорная сеть

Таблица 5. Объемы гидродинамических исследований пластов и флюидов на Федоровском месторождении в 2007 году

Вид исследований	План	Факт
Фонтанные скважины
1. замер пластового давления	10	22
2. замер забойного давления	10	2
З.КВД	4	0
4. ИК	10	0
эцн
5. статический уровень	152	230
6. динамический уровень	305	230
7. КВУ	26	79
ШГН
8. статический уровень	67	130
9. динамический уровень	134	134
10. КВУ	8	3
Нагнетательные скважины
11. замер приемистости	55	85
12. замер пластового давления	27	58
13. КПД	16	2
14. ИК	8	8
15. замер устьевого давления	55	85
Пьезометрические скважины
16. замер пластового давления	2	0
Водозаборные скважины
17. замер пластового давления	3	0
18. замер забойного давления	3

Подобные документы

• Добыча нефти из скважин

  Орогидрография Самотлорского нефтяного месторождения. Тектоника и стратиграфия. Коллекторские свойства продуктивных пластов. Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях. Технология добычи нефти. Методы борьбы с осложнениями, применяемые в ОАО "СНГ".
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 25.09.2013
  

• Анализ проведения и уменьшения продолжительности операций гидравлического разрыва пласта на Ем-Еговской площади Красноленинского месторождения

  История освоения месторождения. Геологическое строение, характеристика продуктивных пластов, свойства пластовых жидкостей и газов. Запасы нефти по Ем-Еговской площади. Принципы разработки нефтяных залежей. Мероприятия по борьбе с парафиноотложением.
  
  курсовая работа [2,6 M], добавлен 10.04.2013
  

• Геолого-физические характеристики Приобского месторождения

  Общие сведения о Приобском месторождении, его геологическая характеристика. Продуктивные пласты в составе мегакомплекса неокомских отложений. Свойства пластовых жидкостей и газов. Причины загрязнения призабойной зоны пласта. Виды кислотных обработок.
  
  курсовая работа [132,0 K], добавлен 06.10.2014
  

• Характеристика Приобского месторождения, методы его разработки

  Геологическая характеристика Приобского месторождения: строение, нефтеносность, продуктивные пласты, водоносные комплексы. Основные технико–экономические показатели разработки Приобского месторождения. Применяемые методы увеличения нефтеотдачи пластов.
  
  курсовая работа [120,4 K], добавлен 23.07.2011
  

• Геологическое строение Тишковского нефтяного месторождения

  Количество добытой нефти и газа на Тишковском месторождении, его литология и стратиграфия. Нефтеносность петриковской и елецко-задонской залежи. Подсчет и пересчет запасов нефти и растворенного газа межсолевых и подсолевых залежей месторождения.
  
  курсовая работа [60,6 K], добавлен 17.11.2016
  

• Повышение эффективности работ ШНСУ с помощью якоря

  Геологическое строение месторождения. Коллекторские свойства продуктивных объектов. Свойства и состав нефти, газа и воды. Схема разработки месторождения. Характеристика показателей способов эксплуатации скважин. Экономический эффект от внедрения якоря.
  
  дипломная работа [3,0 M], добавлен 17.09.2012
  

• Геологическое строение, анализ литологического состава и коллекторских свойств продуктивного пласта первомайского месторождения (Томская область)

  Первомайское нефтяное месторождение. Геологическое строение района работ. Литологическая характеристика коллекторов продуктивного пласта. Гранулометрический и петрографический составы. Свойства пластового флюида. Запасы нефти и растворенного газа.
  
  дипломная работа [693,9 K], добавлен 14.09.2014
  

• Подсчет запасов нефти и растворенного газа Ковалевского месторождения

  Геологическое строение и нефтегазоносность района. Литолого-стратиграфическая и геофизическая характеристика продуктивной части разреза. Подсчет запасов нефти и растворенного газа залежи евлановско-ливенского горизонта Ковалевского месторождения.
  
  курсовая работа [3,1 M], добавлен 15.01.2014
  

• Нефть в пластовых условиях

  Условия залегания и свойства газа, нефти и воды в пластовых условиях. Физические свойства нефти. Главные свойства нефти в данных условиях, принципы и этапы отбора проб. Нефтенасыщенность пласта, характер и направления движения нефти внутри него.
  
  курсовая работа [1000,9 K], добавлен 19.06.2011
  

• Характеристика Федоровского месторождения

  Геологическое строение и стратиграфическое районирование площади Федоровского месторождения. Изучение тектонического развития территории. Характеристика Нижне-среднеюрского, Берриасского, Валанжин-готеривского нефтегазоносных комплексов месторождения.
  
  отчет по практике [42,2 K], добавлен 16.09.2015
  

• Определение прогнозных показателей разработки нефтяной залежи по фактическим данным

  Общие сведения о месторождении. Характеристика геологического строения. Состав и свойства пластовых флюидов. Физико-химическая характеристика нефти, газа и их компонентов. Основные этапы проектирования разработки месторождения. Запасы нефти и газа.
  
  курсовая работа [5,2 M], добавлен 18.06.2012
  

• Геологическое строение Сосновского месторождения

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

• Анализ наработки на отказ скважин УЭЦН

  Описание Хохряковского месторождения. Физико-химические свойства нефти газа и воды в пластовых условиях. Технология добычи нефти. Характеристика добывающего фонда скважин и базовые показатели эксплуатации. Расчет и подбор оборудования УЭЦН к скважине.
  
  курсовая работа [663,7 K], добавлен 08.12.2015
  

• Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений

  Условия залегания продуктивных пластов. Состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газа месторождения. Характеристика запасов нефти. Режим разработки залежи, применение системы поддержания пластового давления, расположение скважин.
  
  курсовая работа [323,6 K], добавлен 13.04.2015
  

• Состав и свойства пластовых флюидов Ахтырско-Бугундырского месторождения Краснодарского края

  Геологическое строение, нефтегазоносность, состав и свойства пластовых флюидов Ахтырско-Бугундырского месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Описание режима водонапорного бассейна. Залежи тяжелых и легких нефтей, залежей.
  
  дипломная работа [774,4 K], добавлен 12.10.2015
  

• Основные проектные решения по разработке Угутского месторождения

  Физико-химическая характеристика нефти Угутского месторождения. Характеристика продуктивных пластов. Свойства пластовых жидкостей и газов. Конструкция добывающих и нагнетательных скважин. Устьевое и подземное оборудование. Подсчет балансовых запасов.
  
  курсовая работа [1,0 M], добавлен 01.03.2016
  

• Мероприятия по интенсификации добычи нефти на Мишкинском нефтяном месторождении

  Общие сведения, геолого-физическая характеристика Мишкинского месторождения. Физико-гидродинамическое описание продуктивных коллекторов. Свойства и состав нефти газа, конденсата и воды, оценка их запасов. Пути повышения эффективности проведения ОПЗ.
  
  дипломная работа [4,0 M], добавлен 23.08.2008
  

• Определение режима разработки Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения

  Разработка газовых месторождений. Геолого-техническая характеристика месторождения. Продуктивные пласты и объекты. Состав газа Оренбургского месторождения. Обоснование конструкций фонтанных подъемников. Выбор диаметра и глубины спуска фонтанных труб.
  
  курсовая работа [3,1 M], добавлен 14.08.2012
  

• Разработка и эксплуатация Ново-Елховского нефтяного месторождения

  Характеристика геологического строения нефтяного месторождения. Коллекторские свойства продуктивных пластов и их неоднородность. Физико-химические свойства пластовых флюидов, нефти, газа и воды. Основы разработки низкопродуктивных глинистых коллекторов.
  
  отчет по практике [293,0 K], добавлен 30.09.2014
  

• Разработка месторождения Акинген

  Геологическое строение месторождения Акинген. Запасы нефти и растворенного газа. Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и их продуктивности. Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных горизонтов и их неоднородности.
  
  дипломная работа [171,7 K], добавлен 08.02.2015
  

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