- •1 Характеристика месторождения нефти, разрабатываемого оуднг филиала “Башнефть-Уфа”
- •1.1 Общие сведения о районе
- •1.2 Орогидрография района
- •1.3 Характеристика нефтегазоносных пластов
- •1.4 Характеристика пластовых флюидов
- •1.4.1 Свойства нефти
- •2.1 Краткая история оуднг филиала «Башнефть-Уфа» в истории нефтегазодобывающего управления “Октябрьского уднг особо выделяются три даты:
- •16 Мая 1932 года. Именно тогда из скважины, пробуренной близ деревни Ишимбаево бригадой мастера м.И. Коровинова ударил фонтан нефти; ровно через семнадцать лет, весной 1949 года, бригадой мастера
- •2.2 Состояние разработки месторождения
- •1.4.2 Свойства пластовой воды
- •1.4.3 Свойства газа
- •2 Динамика и состояние разработки нефтяных месторождений
- •3.Способы эксплуатации скважин применяемые в Октябрьском уднг
- •3.1 Фонтанная эксплуатация
- •3.2 Эксплуатация скважин, оборудованных скважинами штанговыми насосными установками. (шсну)
- •3.2.1 Оборудование шсну
- •3.2.2 Особенности оборудования шсну применяемого в условиях оуднГфилиала “Башнефть-Уфа”
- •3.2.3 Анализ эффективности эксплуатации шсну в условиях
- •3.3 Эксплуатация скважин, оборудованных электроцентробежными погружными насосными установками (эцну)
- •3.4.Техника безопасности и охрана окружающей среды при обслуживании эцну
- •4. Способы воздействия на призабойную зону скважин
- •5 Организационная структура оуднг филиала «Башнефть-Уфа»
1.3 Характеристика нефтегазоносных пластов
В процессе бурения нефтегазопроявления в виде запаса нефти и газа, примазок нефти в породе или заполнения пор и пустот нефтью отмечены по всему разрезу.
В пермских отложениях отмечены нефтепроявления в виде пятнообразных примазок в шламе и запаха Н2S. Опробованию подверглись курганские отложения. В результате опробования получен фонтан газа. В каменноугольных отложениях отмечаются газопроявления в виде запаха Н2S и незначительные нефтепроявления.
Промышленно-нефтеносными в нижнем карбоне являются песчаники угленосной толщи и приурочены к двум продуктивным пластам - верхнему и нижнему. Однако эксплуатация продуктивной угленосной толщи ведется единичными скважинами, т. к. нефть вязкая и с большим содержанием серы.
В пористых известняках турнейского яруса - повсеместно отмечены нефтепроявления в виде примазок нефти и запаха Н2S.
В девонской системе нефтеносность установлена в отложениях фаменского, франского, живейского и эйфельского ярусов. Нефть, полученная из фаменских отложений, смолистая и сернистая.
Во франском ярусе нефтепроявления в виде битуминости известняков. Промышленная нефтеносность этого яруса установлена в его нижнем отделе.
В отложениях живейского яруса нефтеносной является терригенная толщина муллинского горизонта.
На Серафимовском месторождении выделяют три гидрогеологических комплексов – верхний, средний и нижний.
В верхний комплекс входят поверхностные и грунтовые воды, воды татарского, казанского и уфимского ярусов.
В средний водоносный комплекс включаются водоносные горизонты пористо-кавернозных и трещиноватых карбонатных отложений карбона.
Нижний гидрогеологический комплекс включает в себя водоносные горизонты девонских и додевонских отложений.
Скопление свободного газа в разрезе отсутствует. Добываемый газ является попутным.
1.4 Характеристика пластовых флюидов
1.4.1 Свойства нефти
Изучение свойств пластовых нефтей проводились в лаборатории пластовых нефтей БашНИПИнефть и в УЦНИПРе ОУДНГ. Пробы отбирались по общепринятой методике в пластовых условиях при давлениях выше давления насыщения. Давления насыщения в среднем по пласту Д1 равно 9,2 МПа, по пласту ДII - 9,0 МПа, а по пласту ДIV - 9,75 МПа.
Нефть пласта Д1 - смолистая, парафинистая, относится к категории легких и подвижных. По пласту ДII глубинные пробы отобраны только по основной залежи на Константиновской площади. Нефть несколько легче и менее вязкая, чем по пласту Д1. Свойства и состав пластовых и разгазированных нефтей приведены в таблицах 2 – 4.
Таблица 2
Свойства пластовых нефтей
Показатели |
Горизонты |
|
Д-I |
Д-II |
|
Давление насыщения, МПа |
9,22 |
9,00 |
Удельный объем при Рнас |
1,0082 |
1,0087 |
Коэффициент сжимаемости |
9,83 |
10,2 |
Плотность, г/см |
0,788 |
0,779 |
Вязкость , мПа с |
2,43 |
1,78 |
Объемный коэффициент |
1,15 |
1,16 |
Газосодержание, м3/м3 |
52,0 |
51,8 |
Таблица 3
Свойства поверхностных нефтей
Показатели |
Горизонты |
|
Д-I |
Д-II |
|
Удельный вес, гр/см3 |
0,853 |
0,848 |
Кинематическая вязкость, мм2/с |
15 |
15 |
Парафина, % |
4,46 |
4,88 |
Асфальтенов, % |
8,9 |
8,4 |
Селикогенов, % |
8,0 |
10,9 |
Серы, % |
1,5 |
1,13 |
Таблица 4
Состав поверхностных нефтей
Компоненты |
Содержание |
|
Д-I |
Д-II |
|
C2H6 |
0,34 |
0,58 |
C3H8 |
2,60 |
0,70 |
С4Н10 |
1,02 |
1,38 |
С5Н12 |
0,91 |
0,52 |
С6Н14+ высшее |
13,47 |
12,81 |