СПБГУАП | Институт 4 группа 4736
План
Введение 1. Геологическая часть
1.1 Краткая геолого-промысловая характеристика нефтяного (газового) месторождения 1.2 Основные сведения о стратиграфии, литологии и тектонике
1.3 Характеристика нефти, газа и пластовых вод
2. Технологическая часть
2.1 Текущее состояние разработки и динамика основных технологических показателей месторождения 2.2 Анализ состояния системы ППД 3. Проектная часть
3.1Новая техника и технология очистка сточных вод
3.2Пути совершенствования технологии закачки воды в пласт 4. Расчетная часть
4.1Расчет времени разработки нефтяной залежи
4.2Расчет процесса закачки тех. жидкостей в скважины 5. Безопасность и экологичность проекта
5.1Охрана труда, техника безопасности и противопожарные мероприятия
5.2Охрана недр и окружающей среды Заключение Список используемой литературы
Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts
СПБГУАП | Институт 4 группа 4736
Введение
Пластовые воды, отделяемые от нефти в процессе ее сбора и подготовки, сильно минерализованы, и по этой причине их нельзя сбрасывать в реки и водоемы, так как это приводит к гибели пресноводных. Поэтому пластовые воды закачивают в продуктивные или поглощающие пласты. Вместе с пластовыми закачивают и пресные воды, используемые в технологическом процессе при обесссоливании нефти, а также ливневые воды, попадающие в промышленную канализационную систему. В целом все эти воды называются сточными. В общем объеме сточных вод на долю пластовых приходится 85-88%, на долю пресных – 10-12% и на долю ливневых – 2-3%. Использование нефтепромысловых сточных вод в системе поддержания пластового давления при водонапорном режиме разработки месторождений - это важное техническое и природоохранное мероприятия в процессе добычи нефти, позволяющее осуществлять замкнутый цикл оборотного водоснабжения по схеме: нагнетательная скважина - пласт - добывающая скважина - система сбора и подготовки нефти и газа с блоком водоподготовки - система ППД. В настоящее время для целей ППД используется несколько видов воды, которые определяются местными условиями. Это пресная вода, добываемая из специальных артезианских или подрусловых скважин, вода рек или других открытых водоисточников, вода водоносных горизонтов, встречающихся в геологическом разрезе месторождения, пластовая вода, отделенная от нефти в результате ее подготовки. Все эти воды отличны друг от друга физико-химическими свойствами и, следовательно, эффективностью воздействия на пласт не только для повышения давления, но и повышения нефтеотдачи. Залежи нефти большинства месторождений Урало-Поволжья многопластовые с высокой послойной неоднородностью пород по проницаемости и малыми эффективными нефтенасыщенными толщинами. Ряд месторождений характеризуется гидродинамической связью между пластами-коллекторами,
Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts
СПБГУАП | Институт 4 группа 4736
обусловленной слиянием пластов или небольшой толщиной разделов между ними с наличием систем трещин. Проблемы эффективной выработки трудноизвлекаемых запасов решаются путем разукрупнения эксплуатационных объектов, оптимизации сеток скважин, совершенствования систем заводнения, оптимизации пластовых и забойных давлений, применения гидродинамических вторичных и третичных методов стимуляции скважин. Таким образом, одним из главных условий дальнейшего повышения эффективности заводнения залежей является ограничение движения воды по каналам с низким фильтрационным сопротивлением, что позволит более рационально использовать ее энергию для вытеснения нефти. В научно-технической литературе недостаточно освещены исследования, касающиеся роли качества закачиваемой воды. В условиях заводнения полнота выработки продуктивных пластов в первую очередь зависит от степени охвата объекта разработки как по площади, так и по разрезу, что во многом определяется характером продвижения закачиваемой воды и пластовой. Поэтому основное внимание при геологопромысловом анализе должно уделяться вопросам охвата пластов воздействием закачиваемой воды и особенностям продвижения воды по продуктивным пластам. К числу геолого-физических факторов, влияющих на процесс заводнения, относятся фильтрационные свойства продуктивных пластов, характер и степень их неоднородности, вязкостные свойства насыщающих пласты и качества закачиваемых в них жидкостей и др
Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts
СПБГУАП | Институт 4 группа 4736
1. Геологическая часть
1.1 Краткая геолого-промысловая характеристика нефтяного (газового) месторождения
Арланское месторождение - уникальное по запасам нефти, расположено на северо-западе Башкирии в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Расположено на территории Краснокамского и Дюртюлинского районов республики и частично на территории Удмуртии. Месторождение открыто в 1955 г. и введено в разработку в 1958 г. Промышленно нефтеносными являются терригенные отложения визейского яруса нижнего карбона и карбонатные московского яруса среднего и турнейского яруса нижнего карбона. Основным объектом эксплуатации служат терригенные образования нижнего карбона. Для дальнейшей разработки Арланского месторождения большое значение приобретает освоение среднекаменноугольных отложений. Промышленная нефтеносность последних установлена почти одновременно с открытием месторождения, но из-за сложного строения залежей длительное время не привлекала особого внимания. Протяженность более 100 км, при ширине до 25 км, приурочено к обширной антиклинальной складке с пологими крыльями. Нефтеносны песчаники визейского яруса нижнекаменноугольного возраста, карбонатные коллекторы каширо-подольской продуктивной толщи среднего карбона. Основные запасы сконцентрированы в песчаниках терригенной толщи нижнего карбона (75% начальных запасов) на глубине 1400-1450 м. При разработке применяется заводнение пластов. Основной способ эксплуатации добывающих скважин - механизированный. Общий фонд скважин около 8 тыс. единиц. Нефть добывается с большим содержанием воды (93%).
Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts
СПБГУАП | Институт 4 группа 4736
1.2 Основные сведения о стратиграфии, литологии и тектонике
Арланское нефтяное месторождение – одно из крупнейших в стране и самое крупное в Башкортостане. Его длина по контуру нефтеносности в терригенной толще нижнего карбона (ТТНК) составляет более 100 км, ширина - до 30 км. Нефтеносными являются пласты песчаников ТТНК (елховский, радаевский, бобриковский, тульский и алексинский горизонты визейского яруса), карбонаты турнейского яруса, верейского, каширского и подольского горизонтов московского яруса среднего карбона. Месторождение приурочено к обширной асимметрической антиклинали северо-западного направления. Ее юго-западное крыло - крутое (до 4°), северо-восточное - более пологое (до 1°). Амплитуда структуры по замкнутой изогипсе 1190 м составляет 90-100 м. В ядре складки находится гигантский барьерный риф верхнедевонского (фаменского) возраста. По кровле ТТНК структура осложнена большим числом локальных поднятий меньших размеров и амплитуды. Их размеры различаются, но не превышают 1-5 км. Вверх по разрезу структура менее контрастная и в пермских отложениях практически нивелируется. Глубина залегания ТТНК – 12501300 м, регионально погружается с юга на север. В разрезе ТТНК выделяются и четко коррелируются девять пластов песчаников: алексинский горизонт – пласт С0; тульский горизонт – пласты CI, CII, CIII, CIV0, CIV, CV и CVI0; бобриковско-радаевский горизонт - пласт CVI. Толщина пластов резко меняется от скважины к скважине. К числу основных и наиболее выдержанных по площади относятся пласты CII, CIII (на северной части месторождения) и CVI. Остальные пласты имеют меньшие толщины и более неоднородны. Песчаники характеризуются довольно высокими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Толщина ТТНК колеблется от 33 до 150 м. Резкое ее увеличение приурочено к зонам глубокого размыва карбонатной толщи турнейского яруса. В отдельных скважинах известняки турнейского возраста размыты полностью, а образовавшиеся карстовые
Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts