Файл: 1. Ознакомление с районом практики.docx

по нефти на конец года	т/с	5,6	6,2	5,9	6,5	28,5	6,5
в т.ч. фонтан.	"	4,0	1,4	1,0	3,3	3,3
ЭЦН	"	6,1	6,4	6,1	6,9	28,5	7,0
ШГН	"	1,7	1,1	1,7	1,7
Добыча нефти с начала
разработки	т	59134185	95088808	10403971	164626964	2151	3102	164632217
Обводненность за год	%	90,87	93,68	94,00	92,71	38,02	47,77	92,70
в начале года	%	90,71	93,39	93,86	92,49	42,86	92,48
в конце года	%	90,86	93,68	93,86	92,69	35,72	92,67
Количество
обводненных
скважин в начале года	СКВ.	1849	2013	143	3586	3586
в конце года	и	1859	1985	139	3557	4	3561
Закачка воды за год	т.мЗ	55035,762	76984,929	4726,609	136747,3	136747,3
Приемистость 1 скв.
среднесуточная	мЗ/с	266,6	327,0	392,2	336,7	336,7
Количество
действующих
нагнетательных скважин
в начале года	СКВ.	559	648	33	1112	1112
СКВ.	577	665	33	1139	1139

---

5. Методы исследования нефтянных скважин
Существуют следующие методы исследования скважин и пластов:

1. Гидродинамические исследования.

2. Дебитометрические исследования.

3. Термодинамические исследования.

4. Геофизические исследования

Каждый из перечисленных методов не обеспечивает получения всей необходимой и

достоверной информацией. Начальное и текущее состояние процесса разработки и добычи с

высокой степенью полноты и достоверности может быть достигнута только сочетанием данных

всех известных методов исследования.

Гидродинамические методы исследования – ряд исследований, который заключается в измерении определенных параметров скважины и пласта (дебит, давление, температура, уровень жидкости и т.п.), а также отбор проб полезного ископаемого и горной породы и регистрации их во времени.

Гидродинамические исследования подразделяются на исследование скважин при установившихся отборах, исследования скважин при неустановившихся отборах и исследование скважин на взаимодействие.

$Q = K •〖(P{пл} – Р{заб})〗^n$,

- где, $Q$ – дебит скважины;

- $К$ – коэффициент продуктивности;

- $P{пл}$ – пластовое давление;

- $Р{заб}$ - забойное давление;

- $n$ – коэффициент, значение которого зависит от направления и вида индикаторной линии относительно оси перепада давления.

Индикаторная линия строится в координатах $Q$ (дебит скважины) $ΛР$ (разница давлений между пластовым и забойным. Для этого в каждом режиме работы скважины определяют эти параметры по следующей формуле:

$Q – ΛР = Р_{пл1} - Р_{заб1} …. Р_{плn} - Р_{забn} $

При дальнейших гидродинамических исследованиях также можно определить гидропроводность, проницаемость, подвижность нефти призабойной зоны пласта и ряд других показателей.

При исследований скважин при неустоявшихся режимах изучается и оценивается скорость подъема уровня жидкости в насосной скважине после ее остановки и скорость восстановления давления на забое после снятия кривой восстановления давления (остановка работы фонтанной скважины). Таким же образом исследуют нагнетательные скважины, при помощи изучения скорости падения давления на устье после временного прекращения ее работы. По

полученным данным становится возможно определить такие параметры как коэффициент проницаемости пласта, степень загрязнения призабойной зоны пласта и пьезопроводность в зоне дренирования скважины.

---

Суть исследования скважин в процессе наблюдения изменения уровня давления в одних скважинах при изменении объема отбора жидкости в других. По полученным данным определяются те же параметры, что и исследования при неустоявшихся режимах. Разница заключается лишь том, что эти показатели характерны только для зоны в пределах этих скважин.

Сущность дебитометрических исследований заключается в измерении расходов (дебита) газов и жидкостей по толщине пласта. Термодинамические исследования основаны на сравнении термограммы и геотермы действующих скважин. Геотерма снимается в простаивающей скважине и дает информацию о

тепловом поле Земли. А термограмма фиксирует изменение температуры в стволе конкретной скважины. Полученные данные используются для определения затрубной циркуляции, высоты подъема цементного раствора и другие.

Геофизические методы подразумевают исследования с целью определения водо- газо и нефтенасыщенности горных пород, а также осуществление контроля технического состояния скважин.
6. Методы увеличения нефтеотдачи пласта
Методы увеличения нефтеотдачи делятся на:

1. Тепловые методы. К ним относятся внутрипластовое горение, вытеснение нефти при помощи горячей воды, воздействие на пласт теплым паром, пароциклическая обработка скважины.

2. Газовые методы. К таким методам относятся воздействие на пласт азотом, воздействие на пласт дымовыми газами, закачка воздуха в пласт, воздействие на пласт двуокисью углерода и воздействие на пласт углеводородным газом.

3. Химические методы. К таким методам относятся вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ (например, пенные системы), вытеснение нефти композициями химических реагентов (например, миццелярные растворы), вытеснение нефти кислотами, микробиологическое воздействие, вытеснение нефти растворами полимеров, вытеснение нефти целочными растворами.

4. Гидродинамические методы. К таким методам относятся ступенчато-термальное заводнение, интегрированные технологии, форсированный отбор жидкости, разработка недренируемых запасов, циклическое заводнение (нестационарное), барьерное заводнение (применятся на газонефтяных залежах).

5. Комбинированные методы. Это самая распространенная группа методов по увеличению нефтеотдачи пластов. При данных метода используют в разной совокупности гидродинамические, газовые, химические и тепловые методы.

---

Методы увеличения дебита скважин. К ним относят физические методы увеличения дебита скважин. Отличие этих методов от остальных методов увеличения нефтеотдачи пласта состоит в следующем: при увеличении дебита скважины потенциал агента, который вытесняет нефть реализуется за счет естественной энергии пласта, а при остальных методах увеличения нефтеотдачи процесс характеризуется увеличенным потенциалом вытесняющего агента. Также методы увеличения дебита скважин не увеличивают конечную нефтеотдачу пласта, при их использовании можно добиться только временного увеличения добычи — повышение текущей нефтеотдачи пласта. Самыми распространенными из данных методов являются волновое воздействие на пласт, гидроразрыв пласта, использование горизонтальных скважин, электромагнитное воздействие и т.п.

Самыми распространенными методами увеличения нефтеотдачи паротепловое воздействие, которое применяется для извлечения высоковязкой нефти, сам процесс заключается в нагнетании горячего пара в пласты с низкой температурой; нагнетание воздуха во вмещающий пласт, который основан на его закачке и превращения в вытесняющие агенты, за счет окислительных процессов; вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ, суть метода заключается в снижении поверхностного натяжения на границе «нефть-вода»; внутрипластовое горение, которое основано на том, что нефть обладает свойством вступать в окислительную реакция с воздухом, а самой реакции свойственно выделение большого объема тепла, оборудованием для осуществления этого метода – забойный электродвигатель, газовые горелки; пароциклическая обработка скважины, которая производится при помощи нагнетания в пласт пара через скважину.

Согласно статистике, применение методов увеличения нефтеотдачи, объем извлечения увеличивается в среднем на 50 %, поэтому, очевидно, что востребованность в них растет, а их потенциал выглядит вполне оптимистичным. Также, как показывает мировой опыт в нефтедобыче использование данных методов оказывает положительное влияние на стоимость конечного продукта, снижая ее.

7. Охрана недр и окружающей среды

7.1 Характеристика экологической ситуации на месторождении
Из анализа научно-технической литературы можно сделать вывод о том, что геоэкологические проблемы, возникающие при поисках, разведке и разработке месторождений углеводородов, решаются, в основном, путем проведения экологических исследований в режиме мониторинга. По их результатам дают оценку негативного воздействия хозяйственной деятельности и разрабатывают соответствующие природоохранные мероприятия.

---

Анализ позволяет сделать вывод о том, что воздействия на геологическую среду, предопределенные добычей достаточно больших объемов пластового флюида и закачкой попутно добываемых вод в подземные резервуары, расположенные на других глубинах, находят свое проявление в изменении показателей контроля качества геологической среды вблизи земной поверхности.

С учетом этого возникает настоятельная необходимость в реализации не только программы геоэкологического мониторинга, но и в создании оперативной системы оценки и управления природными и техногенными рисками на завершающей стадии разработки месторождений применительно к конкретным горно-геологическим и физико-географическим условиям. Бесспорно, такой подход требует увеличения финансирования работ, что на фоне падающей добычи является весьма проблематичным.

Однако при этом следует помнить о том, что предотвращение опасных явлений представляется экономически более выгодным, а отношении реализации необходимых мероприятий -более простым, чем ликвидация их последствий. При этом решающую роль может сыграть позиция Комитета природных ресурсов по Волгоградской области, призванного контролировать обеспечение природо-пользователями охраны недр и экологической безопасности при разработке месторождений.

Постановка на государственный учет запасов открытых, разведанных и эксплуатируемых залежей нефти и газа производится государственными органами по результатам государственной экспертизы.

Государственная экспертиза запасов может проводиться на любой стадии геологического изучения месторождений при условии, что представляемые на экспертизу геологические материалы позволяют дать объективную оценку количества и качества запасов полезных ископаемых, их народнохозяйственного значения, горнотехнических, гидрогеологических, экологических и других условий их добычи.

Государственные органы контролируют и списание запасов залежей нефти и газа добытых, потерянных в процессе эксплуатации, утративших промышленную ценность или не подтвердившихся в процессе дальнейшего изучения.

Контроль за соблюдением пользователями недрами законодательства о недрах, соблюдением определенных лицензией условий пользования недрами, полнотой изучения геологического строения недр, соответствием геологоразведочных работ регламентам, методическим руководствам и другим нормативным документам, имеющим обязательную силу для всех пользователей недр, полнотой и достоверностью исходных данных осуществляет Министерство природных ресурсов Российской Федерации.

---