Введение
Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется технологическими показателями: добычей нефти из месторождения, темпом разработки месторождения, коэффициентом нефтеизвлечения и т.д. Особенное внимание уделяется разработке способов, содействующих повышению коэффициента нефтеизвлечения.
Расчёт технологических показателей разработки — очень важный этап в планировании разработки нефтяных месторождений. Основная цель расчёта -прогнозирование трансформаций технологических показателей разработки во времени. На данный момент создано пара десятков методик расчётов технологических показателей разработки, каковые смогут быть применены для Ерсубайкинского месторождения.
В курсовой работе выполнен анализ разработки Ерсубайкинского месторождения. Исходя из взятых результатов анализа выработки запасов нефти из пластов, с учетом состояния заводнения коллекторов, закономерности трансформации показателей разработки в зависимости от используемых геологической особенности и систем воздействия строения площади, сделаны выводы и даны советы по предстоящему совершенствованию разработки, выработаны мероприятия по вводу дополнительных запасов нефти в активную разработку.
Геолого-физическая черта РНМ
Главные параметры пласта
Франский ярус. Пашийский и кыновский горизонты
Отложения пашийского и кыновского горизонтов представлены алевролитами и песчаниками.[8]
Сложены пласты алевролитами неравномерно песчанистыми, светло-серыми, коричневыми, кварцевого состава, среднесцементированными, неравномерно нефтенасыщенными. Среди алевролитов отмечаются прослои песчаников алевритистых.
В следствии микроисследований установлено, что порода складывается из зерен кварца размером 0,05-0,1 мм (60-85%), среди которых находятся песчаные зерна размером 0,1-0,3 мм (5,0-25,0%). Зерна кварца полуокатанной, угловатой формы, упаковка средняя, участками уплотненная.
Зерна кварца округлой формы, угловато-окатанные, упаковка их средняя. Структура порового пространства межзерновая. Сообщаются поры узкими соединительными канальцами. Размер пор в среднем 0,07-0,2 мм реже до 0,25 мм. Тип коллектора поровый.
За граничные значения, разделяющие терригенные породы пашийского и кыновского горизонтов на коллекторы и неколлекторы и определяющие действенный нефтенасыщенный количество пустотного пространства, в последнем пересчете запасов нефти были приняты: Кпр.гр = 6·10-3 мкм2, Кп.гр = 14 %.
Турнейский ярус
Турнейский карбонатный резервуар по месторождению сложен только известняками, коричневато-серыми, коричневато-светлосерыми, в различной степени нефтенасыщенными.
Микроскопические изучения продемонстрировали, что среди карбонатных пород турнейского яруса преобладают полидетритово-сгустковые известняки, отдельными прослоями видятся комковатые разности.
По составу известняки доломитистые, слабо глинистые: Текстура известняков массивная, неясно слоистая, реже тонкослоистая и плитчатая. Сложены породы на 60-70% сгустками, комочками пелитоморфного кальцита и перекристаллизованным органогенным детритом (водоросли, криноидеи, брахиоподы). Сцементированы известняки тонко- и мелкозернистым кальцитом. Цемент поровый, образовывает 10-20% породы.
Структура порового пространства межформенная. Поры бессчётные, седиментационные, изометричные по форме. Размер их варьирует в пределах 0,01-0,12 мм, время от времени отмечаются поры, увеличенные выщелачиванием до 0,25-0,4 мм. Дорогами фильтрации являются узкие соединительные канальца либо совокупности наклонных, горизонтальных микротрещин, раскрытостью 0,02-0,05 мм, редко единичные макротрещины. В разрезах трещиноватость отмечается, по большей части, в известняках из уплотненных прослоев. Известняки неоднородные по коллекторским особенностям, что обусловлено как седиментационными обстоятельствами, так степенью прошедших процессов перекристаллизации, выщелачивания и грануляции. Их пористость – от 1,3 до 21,1%, газопроницаемость – от 5 до 1881,2•10-3 мкм2
Литолого-петрографические и лабораторные изучения разрешают классифицировать продуктивные карбонатные породы яруса в действенной нефтенасыщенной части, как поровые, трещинно-поровые, среднеемкие, среднепроницаемые коллекторы. Коллекторские свойства, определенные по керну и ГИС, были схожи.
Так, за граничные значения, разделяющие карбонатные породы на коллекторы и неколлекторы и определяющие действенный нефтенасыщенный количество пустотного пространства, были приняты: Кпр.гр=0,5•10-3мкм2; Кп.гр=9,5 %.
Визейский ярус. Бобриковский и тульский горизонты
Продуктивные пласты яруса, в особенности их действенные нефтенасыщенные прослои, сложены, по большей части, слабо сцементированными (до рыхлых) алевролитово-песчаными породами; керн из пластов выносится в маленьком количестве, которого слишком мало для чёрта пластов-коллекторов тульского и бобриковского горизонтов каждого в отдельности.
Исходя из этого, учитывая все вышеизложенное, в полной мере правомерно ограничиться объединенной литолого-коллекторской чёртом нефтеносных пластов визейского яруса данного месторождения в целом.
Башкирский ярус
Башкирский карбонатный резервуар на месторождении сложен известняками коричневыми и коричневато-серыми, органогенными, равномерно и прослоями пятнисто нефтенасыщенными.
Микроскопические изучения продемонстрировали, что разрез яруса сложен известняками полидетритово-фораминиферовыми, комковатыми и кристаллическими. Текстура известняков массивная. Органогенные разности сложены раковинами фораминифер, водорослями, криноидеями, обломками брахиопод. Размер форменных элементов от 0,1 до 0,6 мм.
Комковатые известняки на 60-70 % складываются из комочков пелитоморфного кальцита размером 0,15-0,5 мм и органогенного детрита. Кристаллические известняки сложены разнозернистым кальцитом, чаще тонко и мелкозернистой размерности.
Известняки сцементированы микро- и тонкозернистым кальцитом. Тип цемента поровый, крустификационный, участками базальный, количество – 10-35 %.
Структура порового пространства межформенная либо межзерновая. По генезису поры седиментационные, время от времени расширенные процессами выщелачивания. Размер пор 0,01-0,15 мм, распределение неравномерное, сообщаемость при помощи узких микроканальцев.
По лабораторным данным открытая пористость карбонатных пород изменяется от 0,2 до 24,7 %, газопроницаемость от 0,02•10-3 до 2022,3•10-3 мкм2, остаточная водонасыщенность от 9,2 до 76,6 %. Средние значения пористости 9,56 % и проницаемости 121,8•10-3 мкм2 разрешают классифицировать карбонатные породы яруса, в целом, как низкоемкие, высокопроницаемые коллекторы порового типа. В целом, разрез башкирского яруса неоднороден по коллекторским особенностям и представлен переслаиванием пористо-проницаемых и уплотненных карбонатных пород. Наличие в перекристаллизованных, время от времени сульфатизированных известняках, слагающих плотные прослои, действенных микро- и макротрещин с примазками нефти разрешает предположить гидродинамическую связь между пористо-массивным типом и проницаемыми прослоями залежи. До 2007 года керн был отобран в единичных скважинах из водонасыщенного коллектора. Лишь в скважине № 4949, пробуренной в 2007 году, керн поднят из нефтенасыщенных прослоев (всего два примера). По итогам изучений керна и по ГИС коллекторские особенности были схожи.
Так, учитывая всё сообщённое, за граничные значения, разделяющие карбонатные породы башкирского яруса на коллекторы и неколлекторы и определяющие действенный нефтенасыщенный количество пустотного пространства, были приняты: Кпр.гр=2,5·10-3 мкм2; Кп.гр=9%.
Верейский горизонт
Материалом для изучения вещественного состава и коллекторских особенностей продуктивных пластов горизонта послужил керн, отобранный в скважинах № 2096, 6931, 10894, 11701, 4882, 10901, 10902.
Микроскопические изучения продемонстрировали, что среди карбонатных пород горизонта преобладают полидетритово-фораминиферовые и комковатые разности известняков. Прослоями видятся раковинные песчаники и микрозернистые известняки.
Сложены породы раковинами фораминифер, комочками пелитоморфного либо микрозернистого кальцита, органогенным детритом. Текстура известняков массивная, реже тонкослоистая.
Цемент (10-40 %) – микро- тонко- и глинистый материал и мелкозернистый кальцит, тип его поровый, крустификационный, реже базальный (уплотненные прослои).
Известняки неравномерно пористы. Структура порового пространства межформенная, внутриформенная, межзерновая. По происхождению они первичные, время от времени увеличены процессами выщелачивания. Размер пор от 0,03 до 0,8 мм, форма неправильно изометричная, удлиненная. Сообщаются они узкими канальцами либо за счет слияния. В большинстве поры открытые, несут следы нефти, в отдельных прослоях поры в известняках абсолютно либо частично заполнены глинистым веществом либо вторичным кальцитом.
По лабораторным данным значения пористости водоносных известняков колеблется от 0,8 до 26,2 %, газопроницаемости от 0,01•10-3 до 458•10-3 мкм2. Средние значения параметров для горизонта, в целом, составляют: Кп – 9,7 %, Кпр – 40,6•10-3 мкм2, что разрешает отнести к низкоемким, высокопроницаемым коллекторам. В скважине № 4949 был отобран керн из продуктивной части (три примера). Проницаемость по керну в 4 с лишним раза выше, чем по ГИС . По анализу эксплуатации верейских пластов на данном этапе возможно сделать вывод о том, что они низкопроницаемые: дебиты нефти нерентабельно низкие по всем скважинам, каковые были в работе.
Так, за граничные значения, разделяющие карбонатные породы верейского горизонта на коллекторы и неколлекторы и определяющие действенный нефтенасыщенный количество пустотного пространства, были приняты: Кпр.гр=0,6·10-3 мкм2; Кп.гр=8%.
Каширский горизонт
Каширский горизонт данного месторождения не охарактеризован керном. Исходя из этого ее краткая литолого-петрографическая и коллекторская черта дается по аналогии с достаточно отлично изученными бессчётными залежами месторождений западного склона Южно-Татарского свода.
На изученных месторождениях разрезы горизонта сложены известняками органогенно-детритовыми, комковатыми, тонко- и микрозернистыми с подчиненными прослоями доломитов тонко- и микрозернистых.
Для данного горизонта свойственны известняки с мелкодетритовой и комковатой структурой. Органогенный детрит часто образовывает 70-90 % от всей массы породы. Размер его 0,1-1,0 мм. Преобладают остатки фауны размером 0,1-0,4 мм. Цемент контактово-поровый. Представлен разнозернистым кальцитом, количество изменяется от 10 до 30 %.
Емкостью в известняках являются межзерновые, реже внутриформенные и межзерновые (в цементе) поры размером 0,01-0,4 мм (с преобладанием 0,05-0,3 мм), участками увеличенные выщелачиванием до 0,5-0,6 мм. Распределение пор неравномерное.
По аналогии с другими месторождениями западного склона Южно-Татарского свода коллекторы относятся к высокоемким среднепроницаемым коллекторам порового типа.
Что касается уплотненных прослоев, то они представлены микрозернистыми, массивными, мергелевидными, прослоями доломитизированными известняками. Пористость их изменяется от 1,5 до 8,6 %, газопроницаемость – от 0 до 0,42·10-3 мкм2.
Коллекторские свойства изучены лишь по ГИС.
Так, учитывая всё сообщённое, за граничные значения, разделяющие карбонатные породы каширского горизонта на коллекторы и неколлекторы и определяющие действенный нефтенасыщенный количество пустотного пространства, были приняты: Кпр.гр=0,5·10-3 мкм2; Кп.гр=10%.
Нефтенасыщенность пласта— содержание нефти в породе-коллекторе. Выражается в долях либо процентах от количества порового пространства (неполное насыщение нефтью всего порового пространства обусловлено наличием в нём т.н. остаточной, либо связанной, воды и газа в свободном состоянии). Для подавляющего числа пород-коллекторов начальная нефтенасыщенность (определяется до начала разработки месторождений) зависит от проницаемости горной породы (чем меньше проницаемость, тем меньше нефтенасыщенность). В будущем (в ходе разработки месторождения) различают нефтенасыщенность среднюю для пласта-коллектора, и нефтенасыщенность в территориях активного дренирования (подвергаемых яркому действию нагнетаемых рабочих агентов, к примеру, в обводнённых территориях при заводнении нефтяных пластов) либо в территориях, из которых нефть вытеснялась при естественных режимах истощения. Значение первой в любой момент выше при малых значениях коэффициента охвата из-за наличия целиков нефти, неистощённых пропластков и зон (особенно при большой прерывистости пласта), в которых нефтенасыщенность породы-коллектора на всех стадиях разработки остаётся фактически неизменной. Нефтенасыщенность в территориях активного дренирования nн определяется эффективностью либо полнотой вытеснения нефти рабочим агентом, т.е. величиной коэффициента вытеснения bвыт, и выражается nн=nнo(1-Явыт), где nнo — начальная нефтенасыщенность.
Анализ выработки пластов
На 01.01.2012 г. из продуктивных пластов месторождения отобрано 6705 тыс.т нефти либо 39,1 % от НИЗ категории В+С1 при текущем коэффициенте нефтеизвлечения равном 0,152 д.ед. Жидкости добыто 9062,9 тыс.т. Водонефтяной фактор достиг величины 0,35. Главные объекты эксплуатации месторождения разрабатываются с поддержанием пластового давления методом закачки воды. В первую очередь разработки в продуктивные пласты месторождения закачано 8850,6 тыс.м3 воды, отбор жидкости в пластовых условиях компенсирован на 74,6 %.
В 2011 г. добыча нефти по месторождению составила 329,2 тыс.т, добыча жидкости – 483,9 тыс.т при средней обводненности добываемой продукции 32,0 %. Темпы отбора от начальных и текущих извлекаемых запасов составили 1,9 % и 3,1 %, соответственно. Закачано воды 478,6 тыс.м3. Текущая компенсация отбора закачкой составила 88,8 %. Средний за сутки дебит нефти составил 3,6 т/сут, жидкости — 5,4 т/сут.
В целом по месторождению в 2011 г. добыто 5,6 млн.м3 газа, применение растворенного газа образовывает 18 %.
Охрана труда при РНМ
Исполнение рационального использования и требований охраны недр при проведении геологоразведочных работ на газ и нефть достигается применением идеальных проведения и методик проектирования всех видов работ на всех стадиях поисково-разведочного процесса. На этапе региональных работ выбор направления (и рационального комплекса изучений) обязан проводиться на базе научно обоснованной геологической модели изучаемого региона. На подготовки и стадии выявления к поисковому бурению главное внимание нужно обращать на комплексирование разных способов (структурное бурение, сейсморазведка и др.), проводить поиски ловушек разного типа (как структурных, так и неантиклинальных).[10]
На стадии поискового бурения рациональное изучение и полнота недр достигается вскрытием разреза осадочных пород на полную мощность либо технически дешёвую глубину и изучением всех перспективных нефтегазоносных комплексов. Для того, чтобы избежать пропуска залежей в изучаемом разрезе, главным принципом проведения поисковых работ должен быть «принцип негативной оценки возможностей нефтегазоносности» — т. е. каждый объект обязан принимать во внимание перспективным, в случае, если отсутствуют доказательства его непродуктивности.
В ходе разведочных работ некомплексное низкое качество и проведение исследований интерпретации ведет к пропуску нефтегазоносных горизонтов, неправильному определению фильтрационно-емкостных параметров продуктивных положения и пластов ВНК, ГВК, ГНК. Это есть обстоятельством неправильной оценки народнохозяйственного больших потерь и значения залежи углеводородов в недрах. Исходя из этого разведка обязана снабжать полноту изучения параметров, нужных для составления и подсчёта запасов технологической схемы либо проекта умело-промышленной эксплуатации.
Одной из неприятностей охраны недр есть освоение не только природного (горючего и сырья нефти газа), но и попутных и рассеянных компонентов (этан, пропан, бутан, гелий, сера — в газах, тяжелые металлы — в нефти), и особенно в водах нефтяных месторождений. Общее число минерализованных вод и рассолов, добываемых попутно с нефтью, образовывает по РФ около 60 млн м3/год. Эти воды содержат литий, цезий, рубидий, стронций, магний, калийные соли, щелочи и др. По величине запасов промышленно-полезных компонентов попутные воды смогут соперничать с классическими рудными источниками их добычи (к примеру для лития). Утилизация нужной продукции из попутных вод месторождений наровне с очисткой менее минерализованных вод до отметки ПДК (предельно допустимых концентраций) будут содействовать сохранению экологии.
Главным видом работ при разведке и поисках месторождений нефти и газа есть бурение глубоких скважин, которое оказывает замечательное технологическое действие как на недра, так и на окружающую природу и ведет к происхождению целого комплекса геоэкологических неприятностей.
Не допускается строительство скважин вблизи населенных пунктов, школ, детских учреждений, нужно использовать все меры по охране водоемов, лесных насаждений, сельскохозяйственных угодий, культурных сокровищ. В зависимости от типа бурящейся скважины на период ее бурения производится отвод земельного надела, в соответствии с техническим нормам, размером от 0,016 до 0,035 км2.
Загрязнителями экологии при бурении скважин являются бессчётные химические реагенты, используемые для изготовление буровых растворов. Созданы и внедряются буровые растворы с менее токсичными компонентами, нефтепродукты и нефть, применяемые в качестве реагентов для обработки растворов, заменяются кремнийорганическими соединениями.
При бурении поисковых и разведочных скважин происходит нарушение целостности массива горных пород, которое влечет за собой нарушение естественной разобщенности нефтегазоносных и водоносных пластов и горизонтов, и возможность связи их с воздухом. В следствии для того чтобы сотрудничества в водоносные пласты смогут попасть углеводороды, а нефтегазоносные пласты смогут подвергнуться нежелательному и неконтролируемому обводнению. Межпластовые перетоки смогут привести к загрязнению и повредить залежи вторых нужных ископаемых, присутствующих в разрезе месторождения нефти и газа (к примеру калийных солей, пресных либо целебных минеральных вод и др.).
К большим потерям и загрязнению поверхности приводит открытое фонтанирование скважин. Особенную опасность оно воображает при наличия в нефти либо газах сероводорода.
Очень страшными являются грифоны, образующиеся в следствии прорыва газа по трещинам. Ликвидация последствий открытого фонтанирования — очень непростая техническая задача. Нужно не только прекратить фонтанирование воды и газа через устье, но и исключить вероятные перетоки флюидов в открытом стволе либо за колонной. Переливающие водой скважины приводят не только к утратам пластовых вод, каковые в большинстве случаев содержат целый комплекс нужных компонентов и довольно часто являются целебными, но и к порче угодий и почв.
При разведке залежей с очень низкими пластовыми давлениями (как естественными, так и искусственно созданными в следствии интенсивной эксплуатации) нужно использование облегченных растворов для того, чтобы избежать поглощений бурового раствора. Залежи с очень большими пластовыми давлениями должны вскрываться с применением утяжеленных растворов, а устье должно быть оборудовано противовыбросовым устройством, а репрессия на пласт должна быть минимально вероятной. Геофизические изучения в перспективных промежутках нужно проводить в минимальные сроки (не позднее, чем через 5 дней по окончании вскрытия), промежуток изучения наряду с этим не должен быть больше 200 м. Не допускается разрыв во времени между вскрытием продуктивного пласта в колонне и его опробованием, поскольку это ведет к кольматации (искажению) интервала представлений и загрязнению опробования об подлинной продуктивности пласта.
большой вред может нанести интенсивная эксплуатация поисковых и разведочных скважин на газонефтяных и газоконденсатных месторождениях. На газонефтяных месторождениях понижение давления газовой шапки ведет к утратам при разработке нефтяной оторочки. На газоконденсатных залежах понижение давления ниже давления насыщения (давление конденсации) ведет к выпадению в жидкую фазу и утрата тяжелых углеводородов.
Поисково-разведочное бурение должно производиться в строгом соответствии с геолого-техническим костюмом (ГТН), что составляется для каждой скважины до начала ее бурения и есть главным документом, которым руководствуются на протяжении работы. В ГТН приводятся промежутки глубин, в которых вероятны осложнения в ходе бурения (обвалы ствола скважины, нефтегазопроявления, открытое фонтанирование, грифонообразование и др.) и меры по их предотвращению.
Геолого-техническим костюмом определяется конструкция скважины, которая разрешила бы надежно изолировать друг от друга нефте-, газо- и водонасыщенные горизонты, обеспечила бы высокое качество и герметичность колонны их цементирования.
Поисковые и разведочные скважины, в случае, если нужно приостановить работы по их постройке либо изучению, смогут временно консервироваться. К консервации скважин прибегают в том случае, в то время, когда из-за неосуществимости подъехать к буровой либо из-за нарушения устья скважины нереально продолжать бурение, либо при получении промышленного притока для ввода и ожидания обустройства в умелую эксплуатацию. Чтобы не было осложнений и аварий по окончании расконсервации такие скважины нужно надлежащим образом обработать и оборудовать. Ствол скважины, которую планируют вводить в эксплуатацию по окончании расконсервации, заливают глинистым раствором, что возможно обработан поверхностно-активными веществами, а верхняя часть ствола (до тридцати метров) заполняется нефтью.
По завершении работ скважины ликвидируются. Ликвидации подлежат следующие категории скважин. Первая — опорные, поисковые, параметрические, разведочные, выполнившие собственный назначение и появлявшиеся по окончании бурения непродуктивными. Вторая несколько — эксплуатационные, нагнетательные и наблюдательные, пробуренные в негативных геологических условиях. В третью группу входят скважины, каковые не смогут употребляться по техническим обстоятельствам из-за низкого качества проводки либо аварий в ходе бурения. К четвертой группе относятся эксплуатационные скважины, предстоящее применение которых нереально либо не нужно благодаря полного обводнения либо падения дебита ниже предельно рентабельного.
Ликвидация скважин проводится с соблюдением всех требований и норм по охране недр. При ликвидации скважин в промежутках со слабопродуктивными либо непродуктивными пластами устанавливают цементные мосты. Высота цементного моста должна быть равна мощности пласта плюс 20 м выше кровли и ниже подошвы пласта. Над кровлей верхнего пласта цементный мост устанавливается на высоту не меньше 50 м.
Ствол скважины заливается качественным глинистым раствором, плотность которого разрешает создать на забое давление, превышающее пластовое. При отсутствии в разрезе газовых и газоконденсатных горизонтов и залежей с высоконапорными минерализованными водами разрешается извлечение обсадных колонн.
Для предотвращения загрязнения земель в районе бурящейся скважины нефтью, мазутом, шламом и буровым раствором сооружаются амбары и отстойники и проводится обваловка территории буровой скважины. По окончании завершения строительства скважины все земли, занятые под буровую, и подъездные дороги к ней должны быть восстановлены. Накопленные при опробовании нефть и воду закачивают обратно в скважину, земляные амбары и грязевые приёмники засыпают, территорию буровой очищают от железных, цементных и древесных предметов и сглаживают, а после этого по акту передают соответствующим местным организациям.
методика и Объёмы работ по охране экологии при проведении геологоразведочных работ на газ и нефть контролируются природно-климатическими условиями. На территории РФ выделены три типа ландшафтно-климатических территорий — аридная, гумидная и криогенная.
Криолитозона — территория развития мерзлых пород занимает широкие территории на севере Тимано-Печорской, Западно-Сибирской и Восточно — Сибирской нефтегазоносных провинций.
Аридная территория развита только на крайнем юго-востоке Европейской части РФ, по большей части в пределах Прикаспийской нефтегазоносной провинции.
Гумидная территория развита на большой площади территорий Северокавказско-Мангышлакской, Западно-Сибирской, Тимано-Печорской, Волго-Уральской нефтегазоносных провинций.
Особенное внимание направляться уделять охране природы при ведении поисково-разведочных работ в криолитозоне. Окружающая среда в зоне развития мерзлых пород самый уязвима к проведению таких видов работ, как испытание и бурение скважин, сейсморазведка, эксплуатация и строительство дорог и нефте- и газопроводов. Естественная геоэкологическая ситуация тяжело восстанавливается, вероятна активизация криогенных геологических процессов (термокарст, пучение, заболачивание), физическая деградация верхних горизонтов много лет немерзлых пород. Для сохранения много лет немерзлых грунтов в территориях работы буровых установок нужны особые фундаменты, предусматривающие сохранение и искусственное охлаждение естественного холода в их нижней части, что разрешает не допустить растаивание мерзлого грунта в основании буровой установки в течение всего периода бурения.
При работах в тундровой территории главными обстоятельствами нарушения почвенного покрова являются вынужденное частичное применение гусеничной техники в отсутствие и бесснежный период особой транспортной техники с низким давлением на грунт. Ввиду того, что применяемая техника ведет к разрушению почвенного покрова тундры, тут нужен транспорт высокой проходимости на большеобъемных шинах с минимальным давлением на грунт, что фактически не вызывает нарушений почвенно-растительного слоя и предохраняет мерзлоту от развития нежелательных криогенных процессов.
Заключение
Совершённый степени состояния и анализ разработки выработанности Ерсубайкинского месторождения говорит о том, что эта площадь находится в последней четвертой стадии разработки.
Для добычи трудноизвлекаемых запасов требуется внедрение особых способов по увеличению нефтеотдачи. Так, будущее развитие способов нефтеизвлечения надежно обеспечено с каждым годом трудноизвлекаемыми запасами нефти.
Следовательно, в будущем для интенсификации добычи нефти на объектах разглядываемой площади рекомендуется продолжить использование разработок повышения нефтеизвлечения, и в соответствии с геологическим изюминкам, главные мероприятия должны быть направлены на вовлечение в активную разработку запасов высокопродуктивных глинистых и малопродуктивных коллекторов, и тяжелых и вязких нефтей.
Извлекаемые запасы составляют 5191 тыс. тысячь киллограм нефти. В первую очередь разработки из продуктивных пластов горизонтов добыто 5122 тыс.т либо 98 % от НИЗ, текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг 0,19. Годовая добыча нефти всего 279311,355 т. Средняя обводненность добываемой продукции 88%. Годовая закачка воды 3031459,24 м3.
Литература
Национальные стандарты
1. ГОСТ 2.104-68 ЕСКД. Главные надписи.
2. ГОСТ 28388-89 Совокупность обработки информации. Документы по носителям данных. обращения и Порядок выполнения.
3. ГОСТ 2.105-95 ЕСКД. Неспециализированные требования к текстовым документам.
4. ГОСТ 106-96 ЕСКД. Текстовые документы.
Нормативная литература
5. Геологический отчет НГДУ «Ямашнефть» за 2012 год.
6. Экологическая программа ОАО «ТАТНЕФТЬ» 2000-2015.
7. Методические указания по РНГМ.
8.Технологическая схема разработки Ерсубайкинского месторождения. Бугульма, ТатНИПИнефть,2010.
Учебная литература
9. Донцов К.М.. Разработка нефтяных месторождений. — М.: Недра, 2011.
10. Покрепин Б. В. Разработка нефтяных и газовых месторождений.
М: Ин-Фолио, 2012.
Введение
Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется технологическими показателями: добычей нефти из месторождения, темпом разработки месторождения, коэффициентом нефтеизвлечения и т.д. Особенное внимание уделяется разработке способов, содействующих повышению коэффициента нефтеизвлечения.
Расчёт технологических показателей разработки — очень важный этап в планировании разработки нефтяных месторождений. Основная цель расчёта -прогнозирование трансформаций технологических показателей разработки во времени. На данный момент создано пара десятков методик расчётов технологических показателей разработки, каковые смогут быть применены для Ерсубайкинского месторождения.
В курсовой работе выполнен анализ разработки Ерсубайкинского месторождения. Исходя из взятых результатов анализа выработки запасов нефти из пластов, с учетом состояния заводнения коллекторов, закономерности трансформации показателей разработки в зависимости от используемых геологической особенности и систем воздействия строения площади, сделаны выводы и даны советы по предстоящему совершенствованию разработки, выработаны мероприятия по вводу дополнительных запасов нефти в активную разработку.
Неспециализированные сведения о месторождении
Ерсубайкинское нефтяное месторождение находится на юго-востоке Республики Татарстан, главная часть его находится в пределах Альметьевского административного района, только маленький участок в 1,4 кв.км расположен на почвах Заинского района. Площадь участка недр лицензионной территории образовывает 106 кв. км, протяженность её с севера на юг 14 км при ширине 7,6 км.[8]
Транспортно-экономическое положение района работ достаточно благоприятное. Месторождение находится в 38 км западнее наибольшего нефтяного центра федерального значения — города Альметьевска. В 24 км к северо-востоку от месторождения находится станция Русский Акташ магистральной железной дороги, соединяющей город Бугульму на юге республики и город Агрыз на севере. В близи от северо-восточной границы месторождения, проходит асфальтированная трасса республиканского значения Альметьевск — Чистополь. Благоприятными факторами являются кроме этого: обустроенность района, наличие в 21 км севернее, газонефтепровода, энергетической базы, путей сообщения и близость последовательности нефтяных месторождений. Ерсубайкинское месторождение граничит с большими разрабатываемыми месторождениями, запасы которых утверждены ГКЗ РФ: с севера — Березовским, с востока к нему примыкает Ново-Елховское, с юга Урмышлинским, с запада — Сиреневским, с юго-запада Беркет-Ключевским (рисунок 1).
Электричество району поставляет Заинская ГРЭС. Снабжение осуществляется линиями электропередач.
В пределах месторождения и в близи от него, не считая главного нужного ископаемого — нефти, имеется строительно-минеральное сырье. По запасам эти месторождения маленькие, но интенсивно разрабатываются фирмами нефтяной индустрии.
В орогидрографическом отношении район месторождения находится на востоке западного Закамья и приурочен к водоразделу рек Шешма и Кичуй, впадающих в реку Каму. Водораздел шириной 10-15 км протягивается с юго-востока на северо-запад, понижаясь в этом направлении, в сторону равнины реки Камы. Юго-восточная его часть самый немного поднятая — безотносительные отметки достигают тут 234 м; к северо-востоку поверхность водораздела понижается до 145-150 м.
Водораздел представляет собой холмистое плато с аккумулятивно-структурными формами рельефа, расчлененное рекой Багряжкой и её притоками, и оврагами и мелкими ручьями на более небольшие междуречные пространства.
Земли недалеко от месторождения в основном черноземные. Лесные массивы распространены практически везде и занимают главную часть участка лицензии. Часть территории отведена под пахотные почвы.
Район месторождения, как и вся территория Республики Татарстан, расположен в зоне умеренного континентального климата, с холодной зимний период и относительно жарким летом. Средняя температура января минус 13-150С, в отдельные годы минимальная температура опускается до минус 35-400С. Самые холодные месяцы — январь, февраль. Самым теплым месяцем есть июль, с большой температурой плюс 350С, а средняя температура летом образовывает плюс 18-190С. Среднегодовая температура равна плюс 2,80С. Число дней со снежным покровом – 150. Безморозный период образовывает 125 дней. Среднегодовая норма осадков образовывает приблизительно 400-450 мм. Громаднейшее количество осадков выпадает за теплый период с апреля по ноябрь: от 280 до 300 мм. Преобладающее юго-западное направление ветров определяется неспециализированными воздушными потоками, характерными для всей Восточной Европы.
Рисунок 1 – Обзорная карта месторождения
Условия водоснабжения района месторождения благоприятные. Гидрографическая сеть представлена рекой Кичуй с её притоками, протекающей рядом с восточной границей лицензии, и Багряжкой (притоком реки Шешмы). Снабжение месторождения водой для технических потребностей обеспечивается за счет поверхностных водотоков. Для питьевых целей употребляются подземные воды пермских отложений.