Уршакское месторождение - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа
Общие сведения об Уршакском месторождении. Стратиграфия и тектоника. Характеристика нефтегазоносных пластов и пластовых флюидов. Физико-химические свойства нефти девонских отложений. Свойства пластовой нефти и воды. Состояние разработки месторождения.
посмотреть текст работы
скачать работу можно здесь
полная информация о работе
весь список подобных работ
Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Стремительное истощение ресурсов нефти -- основного энергетического сырья - происходящее в настоящее время в РФ при отсутствии экологически приемлемых альтернативных источников энергии, ставит неотложную задачу восполнения этих ресурсов.
Перспективы поиска и открытия, новых промышленно-значимых месторождений нефти в условиях высокой степени разведанности недр невелики, вместе с тем остаточные запасы в уже выработанных объектах значительны и составляют более половины разведанных. В этих условиях пути восполнения ресурсов нефти сводятся, в основном, к созданию совершенных технологий извлечения остаточной нефти.
Проблема увеличения нефтеотдачи пластов - повышение степени извлечения нефти из недр - на протяжении всей истории развития нефтедобывающей отрасли оставалась остро актуальной. На каждом этапе развития стремились продлить добычу нефти из скважин, повысить их продуктивность, улучшить приток нефти за счет качества вскрытия пластов и скважин, за счет обработки призабойных зон и искусственного воздействия на пласты, за счет восполнения пластовой энергии и регулирования процесса разработки. На современном этапе значение этой проблемы ещё больше возросло. К настоящему времени создано большое число различных методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН), предназначенных для применения в конкретных геолого-промысловых условиях. Применение дорогих реагентов, материалов, специального оборудования без детального изучения геологического строения, анализа состояния разработки конкретных нефтяных месторождений повышает риск получения неоптимальных результатов, в том числе и значительных экономических потерь.
В административном плане Уршакское месторождение находится на землях Кармаскалинского, Аургазинского и Стерлитамакского районов Республики Башкортостан.
В настоящее время Уршакское месторождение является основным по объемам запасов и уровню текущей добычи нефти для НГДУ «Ишимбайнефть». Оно относится к Уршакской группе, куда так же входят Добровольское и Уразметовское месторождения.
Разведочные работы на нефть были начаты еще в 1960 году, однако наиболее целенаправленно и в больших объемах они проводились в 1971-75 годах, когда были открыты залежи нефти. Разведочные работы на площади, общей протяженностью около 110км, велись силами Ишимбайского, Белебеевского, Бирского и Уфимского (Туймазинского) УБР. Уршакское нефтяное месторождение вытянуто с юго-запада на северо-восток, длина его 95 км, ширина 0,5-5км. В промышленную разработку месторождение введено в 1972 году.
Территория месторождения в орографическом отношении занимает бассейн среднего течения р.Белой и ее притока -р.Уршак и представляет собой полого-холмистую лесостепную местность с хорошо выраженной долиной р.Аургазы (притока р.Уршак) и невысокими плоскими водоразделами.
Климат района резко континентальный, с морозной зимой и продолжительными весенне-осенними периодами распутицы. Среднегодовая температура колеблется от 2,5 до 2,7 0 С, а среднегодовое количество осадков не превышает 526 мм .
Продолжительность безморозного периода составляет 120 дней, однако продолжительность его колеблется в широких пределах - от 91 до 143 дней.
Рельеф волнисто-увалистый с широкими водоразделами. Увалистость в рельефе нарастает в юго-восточном направлении. Физико-геологические явления в современном рельефе связаны с деятельностью поверхностных и подземных вод. Они выражены в виде подмыва и обрушения берегов, растущих оврагов, оползней и карста. Развитие карста связано с галогенными осадками кунгурского яруса.
Рельеф характеризуется обширными низменными террасовыми равнинами. Большая часть территории района занята степными пространствами. К поймам рек приурочены осокоревые и ольховые леса с примесью дуба, липы и вяза.
Основными дорогами, пересекающими месторождение в широтном направлении, являются шоссейные дороги Стерлитамак-Раевка, Толбазы-Давлеканово, сеть грунтовых и проселочных дорог.
Разработка залежей нефти Уршакского месторождения осуществляется силами НГДУ «Ишимбайнефть», которое находится в г.Ишимбай. Город Ишимбай является южным центром нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей промышленности и нефтяного машиностроения Башкирии. Он находится к юго-востоку от месторождения на расстоянии 50 км от его южного окончания.
Разрез Уршакского месторождения типичен для Центральной Башкирии и сложен осадочными породами додевонского комплекса, девонского, каменноугольного, пермского, неогенового и четвертичного возрастов.
В основании разреза располагаются глубокометаморфизованные осадочные породы бавлинской серии.
В пределах Уршакской группы месторождений отложения эйфельского яруса представлены в объеме такатинского, койвенского и афонинского горизонтов. Такатинский горизонт представлен неотсортированным песчано-гравийным материалом с подчиненными прослоями глинистых пород. Отложения койвенского горизонта несогласно залегают на терригенных отложениях такатинского горизонта. Толщина койвено-такатинских отложений колеблется от 6 до 25 м (скв.514), постепенно увеличиваясь с северо-востока на юго-запад.
Бийский горизонт сложен известняками коричневато-серыми, серыми, массивными и органогенными, перекристаллизованными, часто трещиноватыми.
Толщина бийских отложений закономерно увеличивается с северо-востока на юго-запад от 15 до 24 м.
Старооскольский горизонт сложен, в основном, карбонатными породами: известняками серыми, коричневато-серыми, скрыто, тонко и мелкокристаллическими. Толщина старооскольского горизонта постепенно увеличивается с северо-востока на юго-запад от 13 до 15 м.
Муллинский горизонт имеет четко выраженное двучленное строение, и состоит из нижней - терригенной и верхней - карбонатной пачек. В кровле залегают глинистые известняки толщиной до 4-6 м (пачка "черный известняк"), ниже по разрезу - пачка песчано-алевролитовых пород, в составе которых выделяется пласт Д2. Общая толщина муллинского горизонта изменяется в пределах 10-16 м.
Пашийский горизонт представлен терригенными отложениями. В нижней его части залегают аргиллиты темно-коричневые, неравномерно алевристые, плитчато-слоистые со скоплениями оолитов сидерита. Средняя часть горизонта представлена преимущественно песчаниками светло-серыми, кварцевыми, мелко- и тонкозернистыми, хорошо отсортированными, слабоглинистыми (пласт Д1). В верхней части залегают песчано-алевролито-аргиллитовые отложения. Толщина пашийского горизонта колеблется в пределах 12-18 м.
Кыновский горизонт представлен преимущественно теригенными, главным образом, глинистыми отложениями с подчиненными прослоями песчаников и известняков. Песчаники светлосерые, тонкозернистые, кварцевые (пласт Дкн). Общая толщина кыновского горизонта колеблется от 2 до 8 м.
Саргаевский горизонт представлен пачкой светло-серых кристаллических, органогенно-обломочных и пиритизированных известнчков толщиной 2-6 м.
Доманиковый горизонт сложен темно-серыми, почти черными, органогенн-обломочными битуминозными известняками. Он служит надежным маркирующим репером, т.к. выдержан по толщине (15-20 м) и четко выделяется в разрезе по высокому удельному электрическому сопротивлению.
Верхне-франский подъярус верхнего отдела девонской системы представлен мендымским и аскынским горизонтами.
Мендымский горизонт сложен темно-серыми неравномерно глинистыми, кристаллическими и органогенно-обломочными известняками и черными битуминозными мергелями. В нижней части встречаются светлые доломитизированные пористо-кавернозные известняки (пласт Дмд). Толщина горизонта составляет 15-30 м.
Аскынский горизонт представлен темно-коричневыми и коричневато-серыми органогенно-обломочными известняками, редко слабо нефтеносными, сульфатизированными. Толщина горизонта составляет 55-70 м.
Верхнефаменский подъярус представлен в нижней части известняками с прослоями доломитов, в верхней - глинистыми известняками. Пористо-кавернозные разности промышленно нефтеносны (пласт Дфм). Толщина всего подъяруса 42-75 м.
В нижнем отделе каменноугольной системы выделены отложения турнейского, визейского и серпуховского ярусов.
Турнейский ярус состоит из нижнетурнейского и верхнетурнейского подъярусов.
Нижнетурнейский подъярус представлен гумеровским, малевским и упинским горизонтами, которые сложены тонкокристаллическими, неравномерноглинистыми известняками толщиною 35-50 м.
Верхнетурнейский подъярус представлен черепетским и кизеловским горизонтами, сложеными светлосерыми и коричневато-серыми известняками (пласт Стур). Толщина подъяруса составляет 30-50 м.
Визейский ярус представлен двумя подъярусами - нижне и верхневизейскими. В нижнем подъярусе визея выделяется бобриковский, а в верхнем - тульский горизонты.
Бобриковский горизонт представлен алевролитами, аргиллитами, песчаниками, редко с прослоями углистых сланцев. Песчаники серые, кварцевые,мелкозернистые, глинистые (пласт Сбб).
Толщина горизонта составляет, в основном, 2-7 м.
Тульский горизонт разделен на 3 пачки и имеет общую толщину от 35 до 50 м. Нижняя пачка сложена темно-серыми кристаллическими и органогенно-детритовыми известняками. Средняя пачка представлена песчано-алевролитовыми породами с прослоями аргиллитов. Песчаники кварцевые, хорошо отсортированные (пласт Стул). Толщина пачки 4-6 м. Верхняя пачка, толщиной 20-25 м, сложена темно-серыми, кристаллическими органогенными известняками.
Серпуховский ярус сложен однообразной толщей доломитов коричневато-серых, кристаллических с прослойками доломитизированных известняков. Толщина яруса 180-240 м.
Московский ярус подразделяется на нижний и верхний подъярусы. Нижний пдъярус делится на верейский и каширский горизонты, верхний - на подольский и мячковский горизонты.
Верейский горизонт сложен известняками, аргиллитами, алевролитами с подчиненными прослоями песчаников. Кровля верейского горизонта принята за одну из основных маркирующих поверхностей. Толщина горизонта 40-45 м.
Каширский горизонт представлен светло-серыми органогенно-обломочными известняками, сульфатизированными, мелко-каверно-пористыми, с прослоями кристалических доломитов. Толщина горизонта 60-80 м.
Подольский горизонт сложен известняками серыми, пелитоморфными и доломитами серыми, кристаллическими, сульфатизированными. Толщина горизонта 55-70 м.
Продуктивная каширо-подольская пачка приурочена к подошве подольского и кровле каширского горизонтов. Пачка представлена буровато-серыми известняками кристаллическими, местами пористыми, пористо-кавернозными, трещиноватыми. Общая толщина пачки 15-20 м.
Мячковский горизонт представлен тонкокристаллическими, органогенными окремнелыми известняками с прослоями доломитов (пласт Смч) Толщина горизонта от 180 до 250 м.
Пермские отложения представлены нижним отделом, включающим в себя ассельский, сакмарский, артинский и кунгурский ярусы, и верхним отделом, сложенным породами уфимского, казанского и татарского ярусов.
Ассельско-сакмаро-артинские отложения представлены мощной толщей карбонатных пород с прослоями аргиллитов, толщиной до 430-510 м.
Кунгурский ярус сложен переслаиванием отложений гипса, ангидрита, доломита, мергеля и каменной соли. Нижняя часть яруса представлена загипсованными доломитами, являющимися надежным геофизическим репером. Толщина колеблется в пределах 180-370 м.
Уфимский ярус сложен в основном красноцветными аргиллитами. На отдельных участках отложения яруса полностью размыты. Толщина достигает 160 м.
Казанский ярус представлен песчаниками, алевролитами, аргиллитами, с преобладанием известняков в верхней и нижней частях разреза. Толщина яруса достигает 115 м.
Татарский ярус представлен красноцветными и сероцветными терригенными отложениями, развитыми на небольших возвышенных участках. Толщина яруса до 15 м.
Завершают разрез рыхлые отложения (пески, глины, галечники, суглинки) неогенового и четвертичного возрастов, толщиной до 40 м.
В регионально-тектоническом плане Уршакское нефтяное месторождение располагается в восточной части юго-восточного склона Восточно-европейской платформы. Эта часть территории представляет собой крупную моноклиналь, разорванную несколькими региональными разломами типа грабенов. Уршакское месторождение приурочено к Тавтимано-Уршакскому грабену.
На протяжении всей Уршакской группы месторождений в рельефе горизонтов терригенной толщи девона выделяются две крупные структурные формы, определяющие формирование залежей нефти: моноклиналь, погружающаяся к востоку и юго-востоку под углом 0 0 10'-0 0 50' и Уршакский грабен разлом, пересекающий моноклиналь с юго-запада на северо-восток .
Грабен представляет собой протяженный (более 100 км) узкий (1-2 км) отрицательный структурный элемент, дно его опущено относительно восточного крыла по кровле пашийского горизонта на 25-70 м. Все выявленные залежи нефти в отложениях терригенной толщи девона приурочены к восточному, более погруженному борту грабена и являются в основном тектонически экранированными. Следствием тектонических движений блоков земной коры вдоль основного разлома явились небольшие куполки и куполовидные поднятия, вытянутые вдоль грабена.
1.3 Характеристика нефтегазоносных пластов
В пределах Уршакского месторождения выявлено девять продуктивных объектов, при опробовании которых получены промышленные притоки.
Залежи бийского горизонта, в основном литологического типа, приурочены к кровельной части плотных известняков. Коллектор перекрывается и подстилается более плотными непроницаемыми карбонатными породами.
Пласт, как правило, представлен одним пористо-проницаемым слоем известняков пористо-кавернозных или доломитов. Мощность кавернозной и высокопроницаемой верхней части известняков, как правило, не превышает 1-2 м. Пористость коллекторов изменяется от 8 до 15%, составляя в среднем 11,1%. Проницаемость 0,032 мкм 2 .
Залежи относятся к литологически и тектонически экранированному типу. Начальное пластовое давление 24,9 МПа.
В муллинском горизонте продуктивным является пласт Д2, нефтеносность которого связана с кварцевыми песчаниками и песчанистыми крупнозернистыми алевролитами.
Залежи имеют полосовидное развитие, в их формировании участвовали как литологический, так и тектонический факторы. В основном распространены в северной части месторождения.
Толщина пласта в центральной части месторождения достигает 8,2 м. (скв. 390, 796), а к югу и северу толщина пласта уменьшается до 0,8-3 м. ВНК - 2171 м.
Пористость песчаников - от 12 до 17%, проницаемость составляет 0,01-0,27 мкм 2 .
Начальное пластовое давление 24,7 МПа.
Нефтеносность пашийского горизонта связана с пластом Д1. Он представлен песчаниками и алевролитами кварцевого состава, которые подстилаются и перекрываются аргиллитами толщиной 1-3 м.
Пласт имеет площадное развитие и образует три самостоятельные залежи субширотного простирания. Характерной его особенностью является резкая фациально-литологическая изменчивость.
Залежи имеют размеры от 10 X 4 до 0,5 X 0,3 км, они разделены сбросами и взбросами. Этаж нефтеносности колеблется от 2 до 30 м. ВНК - от 2170 до 2181 м.
Пористость песчаников - от 11 до 24%, проницаемость составляет 0,008-1,22 мкм 2 . Мощность - от 0 до 13,2 м.
Нефтеносность кыновского горизонта приурочена к песчаникам и песчаным алевролитам, которые залегают в виде небольших линз. Залежи литологического типа, частично тектонически экранированные.
Пористость песчаников в среднем - 14,7 %, проницаемость составляет 0,08 мкм 2 . Мощность - от 0 до 6,8 м. Начальное пластовое давление 24,6 МПа.
В мендымском горизонте нефтеносность приурочена к пористо-кавернозным известнякам и доломитам, залегающим в средней его части. Залежи литологического типа, размеры невелики (2,4 X 1км). ВНК - от 1810 до 1815 м. Пористость песчаников в среднем - 10,2 %, проницаемость - 0,06 мкм 2 . Мощность - до 3 м. Начальное пластовое давление 22,7 МПа.
Нефтеносность фаменского яруса связана с пористо-кавернозными известняками вернефаменского подъяруса.
Выделяется 5 небольших залежей массивного типа литологически экранированных. Промышленные притоки нефти были получены только по 7 скважинам в южной части месторождения.
Максимальная суммарная нефтенасыщенная мощность - 3 м.
Пористость продуктивных отложений составляет в среднем 11,3 % , проницаемость - 34,7x10 -3 мкм 2 .
Коллекторами в турнейском ярусе являются органогенно-обломочные пористые известняки. Для них характерно литологическое замещение непроницаемыми разностями.
Залежи небольшие, литологически и тектонически экранированные. Сосредоточены на северной и южной частях месторождения.
В разрезе выделяется от 1 до 6 пористо-проницаемых прослоек толщиной от 0,6 до 3,6 м, суммарная нефтенасыщенная мощность составляет до 7,2 м. ВНК - от -1807 до -1820 м.
Пористость продуктивных отложений составляет от 7 до 17 % , проницаемость - 0,001-0,26 мкм 2 . Начальное пластовое давление 21,5 МПа.
Нефтеносность бобриковского горизонта связана с пластом песчаника Сбб. В пределах месторождения выделяется 15 залежей, все литологического типа.
Пласт представлен одним прослоем толщиной от 0,6 до 2,4 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина составляет 2,4 м.
Пористость продуктивных отложений составляет в среднем 14,1 % , проницаемость - 16,31x10 -3 мкм 2 .
Нефтеносность тульского горизонта связана с пластом песчаника Стул, который выделяется на 6-8 м выше кровли бобриковского горизонта и развит только в северной части месторождения.
Залежи сводового типа, частично литологически экранированы.
Продуктивный пласт, как правило, представлен одним пористо-проницаемым прослоем, редко разделяется на 2-3. Нефтенасыщенные толщины варьируют от 0,6 до 3,2 м. Общая толщина достигает 7,4 м.
Представлен пласт хорошо отсортированными средне-мелкозернистыми кварцевыми песчаниками. Тип цемента - контактовый и неполнопоровый.
Пористость продуктивных отложений составляет от 10 до 25 % (в среднем 16) , проницаемость - 0,01-1,15 мкм 2 (в среднем 0,035).
Начальное пластовое давление 21 МПа.
Отложения мячковского горизонта представлены известняками с прослоями доломита. Нефтеносность мячковского горизонта подтверждена промышленным притоком нефти из скважины 150. Количество пористо-проницаемых прослоев варьирует от 1 (скв.252) до 4 (скв.150).
Суммарная нефтенасыщенная толщина достигает 4,2 м при общей толщине пачки 15 м.Пористость продуктивных отложений составляет от 3 до 20%.
Продуктивные отложения каширо-подольской пачки приурочены к подошве подольского и кровле каширского горизонтов. Они представлены плотными, местами пористо-кавернозными известняками. Пористость продуктивных отложений составляет от 1,5 до 21,3 % .
Характеристика продуктивных объектов представлена в таблице 1.1.
Начальная пластовая температура, о С
1.5 Состояние разработки месторождения
уршакский месторождение нефть пласт
Уршакское нефтяное месторождение является самым крупным объектом добычи нефти в НГДУ "Ишимбайнефть". Доля его добычи 27,3% от общей добычи, фонд скважин 26,4% . По состоянию на 1.01.2010г. на месторождении имеется 310 эксплуатационных скважин, в том числе: 279 - действующие. Фонд нагнетательных скважин составляет 102, в том числе 92 действующих. Также имеется 38 контрольных скважин.
Почти все скважины на Уршакском месторождении эксплуатируются установками штанговых скважинных насосов.
Из всего действующего фонда скважин УШГН, что составляет 280 скважины, только 22 скважины имеют дебит более 5т/сут, причем обводненность этих скважин колеблется от 20 до 50%.
Наличие большого числа малодебитных скважин характерно для последней стадии разработки месторождений, а также для месторождений содержащих жидкость повышенной вязкости, с низкими коллекторскими свойствами пластов и др.
На Уршакском месторождении большинство малодебитных скважин составляют скважины, эксплуатирующие карбонатные пласты, а также пласты Д1 и ДIV девонских отложений.
Максимальный отбор нефти по Уршакскому месторождению достигнут в 1980г. -- 1055,2 тыс.т. На 01.01.2007 г темп отбора от начальных балансовых запасов -- 2,1%, от начальных извлекаемых запасов - 7,7%. Значительное повышение обводненности произошло в 1983г. с 31,1% до 42,9%, в основном из-за повышения обводненности скважин нижнего объекта
В итоге за 2009г. из месторождения добыто 121,618 тыс.т нефти и 475,069 тыс.т. жидкости. Средняя годовая обводненность по месторождению составила 74,4%. Темп отбора составил 0,9% от начальных и 7% от остаточных извлекаемых запасов. С начала разработки по месторождению добыто 11973,9 тыс.т , что составляет 87,7% от начальных извлекаемых и 24% от начальных балансовых запасов при конечной проектной нефтеотдаче 27,4%.
Добыча нефти за 2009 г. 237 тыс.т, жидкости 781,5 тыс.т. Текущий КИН - 0,24 темп отбора от текущих запасов: балансовых -- 3,8 %, извлекаемых -- 12,1%.
Средние дебиты: по нефти - 1,9 т/сут, по жидкости - 5,3 м3/сут.
В добывающем фонде находятся 302 скважины, из них 212 действующих, в нагнетательном - 86, действующих - 76 скважин.
В последние годы сокращение действующего фонда происходит из-за высокой обводненности скважин и из-за нехватки оборудования.
Рисунок1.2- Показатели разработки Уршакского месторождения
Историю развития микробиологических методов увеличения нефтеотдачи можно считать первый эксперимент по повышению нефтеотдачи микробиологическим методом в 1955 году на одном из приволжских месторождений, который закончился неудачей. Вместо дополнительно добытой нефти из скважины под давлением выделялся сероводород и меркаптаны. Двадцатью годами позже, когда в мире начался биотехнологический бум и добывающие компании обратились к новым методам повышения нефтеотдачи, к проблеме решили вернуться.
В середине 1970_х председатель Госплана СССР Н. Байбаков привлек к разработке методов повышения нефтеотдачи директора Института биохимии и физиологии микроорганизмов Г. Скрябина и академика М. Иванова. Последний предложил использовать для решения проблемы принципиально новую схему.
Еще в середине прошлого века в Институте микробиологии РАН изучали микрофлору нефтяных месторождений. Многолетние исследования позволили выяснить, какие типы бактерий находятся в пластах и каким способом регулировать их численность. Тогда интерес к пластовой микрофлоре был связан с проблемой сероводородной коррозии металлических труб и ухудшением качества нефти. Изучение процесса образования сероводорода при взаимодействии сульфатредуцирующих микроорганизмов и сульфатов, собственно, и привело к идее использовать «нефтяные» бактерии для производства веществ, способствующих вытеснению нефти из пластов.
В качестве экспериментальной площадки необходимо было месторождение, где нагнетаемая вода не содержит сульфатов. Такое месторождение имелось в Татарстане, где Институт
микробиологии РАН ранее уже проводил исследования микрофлоры. На примере месторождений Татарстана были открыты законы функционирования микрофлоры в нефтяном пласте. Кроме того, в регионе началось падение нефтедобычи, поэтому внедрение инновационных методов повышения нефтедобычи было на тот момент актуально.
Новая технология основывалась на механизме, аналогичном процессу образования сероводорода из сульфатов под воздействием микроорганизмов. Только на выходе требовалось получить не сероводород, а соединения, способствующие вытеснению нефти из пласта.
На первом этапе в скважину вместе с водой нагнетали кислород в виде водно-воздушной смеси и минеральные соли азота и фосфора. Они активировали пластовую микрофлору: увеличивались численность, видовое разнообразие и активность бактерий. Попадающие с водой и воздухом в пласт аэробные (живущие при наличии кислорода) бактерии окисляли углеводороды до промежуточных продуктов - низкомолекулярных органических кислот (уксусной, пропионовой, масляной и др.) и спиртов (метанола, этанола и др.).
Затем снова закачивали воду, но уже без кислорода, чтобы доставить образовавшиеся продукты к другим бактериям - анаэробным (живущим без кислорода). Анаэробные бактерии преобразовывали продукты окисления нефти в метан и углекислоту.
Метан при этом снижал вязкость нефти, одновременно повышая локальное давление в пласте. Углекислота также снижала вязкость нефти, но, кроме того, еще и растворяла карбонатные породы, увеличивая таким образом проницаемость пласта и облегчая вытеснение нефти.
Эксперименты длились по 1988 год. Дальше они продолжались в виде опытно-промышленных испытаний. Затем новый метод был принят в эксплуатацию ОАО«Татнефть». Эксперименты показали, что повышение нефтедобычи на разных залежах составляло от 10 до 30 %. В ходе исследований было добыто более 700 тыс. тонн нефти.
2.2 Уровень разработанности проблемы в теории
Методы увеличения нефтеотдачи с применением микроорганизмов широко исследуются. Их привлекательность связана, в первую очередь, с простотой реализации, минимальной капиталоемкостью и безопасностью для окружающей среды.
В области увеличения нефтеотдачи биотехнологические процессы можно использовать в двух главных направлениях. Во-первых, это производство на поверхности реагентов для закачки в пласты по известным технологиям. К этому классу веществ относятся биополимеры, диоксид углерода, некоторые ПАВ, растворители, эмульгаторы и т.д. И, во-вторых, использование для улучшения условий нефтевытеснения продуктов микробиологической жизнедеятельности, получаемых непосредственно в нефтеносной толще. Рассмотрим подробнее второе направление.
Известно, что встречающиеся в пластовых условиях и способные к поддержанию там активной жизнедеятельности микроорганизмы делятся на аэробные, для существования которых необходимо присутствие растворенного кислорода, и анаэробные, для которых кислород не обязателен. И те, и другие, используя остаточную нефть в качестве органического субстрата, продуцируют ряд веществ, полезных с точки зрения увеличения отдачи пласта (углекислоту, метан, жирные кислоты, спирты и другие растворители, биополимеры).
Кроме того, некоторые аэробы способны окислять нефть и таким образом превращать сложные углеводороды, входящие в состав нефти, в более простые.
А некоторые органические вещества, образующиеся в результате окисления, представляют собой пенообразователи, дающие снижение межфазного натяжения на границе нефть- вода. Наряду со снижением вязкости это способствует более полному нефтевытеснению. Среди анаэробов следует особо отметить метанообразующие бактерии, поскольку дополнительное количество метана в пласте, в зависимости от условий, увеличивает запасы свободного или растворенного в нефти газа (при этом снижаются ее вязкость и плотность).
В настоящее время различные аспекты проблемы воздействия на нефтеносные пласты микроорганизмами находятся в стадии всестороннего изучения, и конкретных технологических рекомендаций пока не имеется. В то же время высказываются некоторые общие соображения. Так, на основании исследований, выполненных как в лабораторных условиях, так и при проведении опытного микробиологического воздействия в промысловых условиях, предложен следующий принципиальный подход к биотехнологии увеличения нефтеотдачи. На первой стадии через нагнетательные скважины в пласт вводятся микроорганизмы, причем закачивается пресная специально аэрированная вода с добавками солей азота и фосфора. Таким образом активируется аэробное окисление части остаточной нефти в призабойной зоне. Поступающая затем в более удаленные зоны пласта жидкость оказывается обогащенной такими продуктами, как диоксид углерода и водорастворимые органические соединения, и практически не содержит растворенного кислорода. На второй стадии воздействия активируются анаэробы, в частности, метанобразующие, в „бескислородных» удаленных зонах.
Таким образом, увеличение нефтевытеснения достигается под комплексным воздействием всего многообразия веществ, образовавшихся в результате жизнедеятельности микроорганизмов, как введенных с поверхности, так и присутствовавших в пласте первоначально.
Наибольше применение на месторождениях Башкортостана имеют:
1) технология селективной закупорки высокопроницаемых пропластков биомассой бактерий;
2) технология комплексного микробиологического воздействия и их мо-дификации.
В качестве основы для воздействия на остаточную нефть и создания модификацией в качестве базовой технологии использовался активный ил станции биологической очистки сточных вод Башкирского биохимкомбината по производству белково-витаминных концентратов.Технология обработок следующая: сухой активный ил в мешках завозится на скважины. Рабочий раствор биореагента с массовой долей 10% в расчете на сухое вещество готовится в металлической емкости. Для приготовления суспензии ила использовалась закачиваемая в скважину вода. После окончания закачки биореагента скважина вновь подключалась к водоводу.
Встречающиеся в пластовых условиях и способные к поддержанию там активной жизнедеятельности микроорганизмы делятся на аэробные, для существования которых необходимо присутствие растворенного кислорода, и анаэробные, для которых кислород не обязателен. И те, и другие, используют остаточную нефть в качестве органического субстрата, продуцируют ряд веществ, полезных с точки зрения увеличения отдачи пластов (углекислоту, метан, жирные кислоты, спирты и другие растворители, биополимеры).
Наиболее интенсивно аэробные микробиологические процессы протекают вблизи нагнетательных скважин. По мере удаления от призабойных зон содержание кислорода в закачиваемой жидкости быстро снижается и реакции окисления сменяются анаэробными процессами. Отмечено, что продукты аэробной деструкции нефтей, а также добавки аммония и фосфатов в условиях пониженной минерализации активизируют деятельность метанобразующих бактерий.
При обычном заводнении из-за слоистой неоднородности коллектора один из пропластков не принимает воду. При последовательной обработке скважины растворами биополимера и БиоПАВ происходит закупорка высокопроницаемых интервалов и подключение в разработку не работавшего до этого времени интервала. Через определенное время, необходимое на деструкцию биореагентов, профиль приемистости возвращается в исходное положение. Результаты расчетов показали, что закачка биореагентов может повысить конечный КИН на 0,04 и более, а удельный технологический эффект 40 тонн дополнительной добычи на 1м3 биореагента.
Задача повышения эффективности действия БиоПАВ в процессе вытеснения нефти заключается в его нефтеэмульгирующей способности, устойчивости эмульсии во времени и повышение ее вязкости.
Указ
Уршакское месторождение курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Развернутый План Сочинения Ярославна
Курсовая работа по теме Гендерный аспект в исследовании карьеры
Реферат по теме Преступление, его виды, наказание
Реферат: Observer Review Twelve By Nick McDonell Essay
Реферат: Роль регионального управления в социально-экономическом развитии региона
Дипломная работа: Психологічні особливості дітей з затримкою психічного розвитку
Сочинение Миниатюра На Тему Зачем Нужны Словари
Эссе По Английскому Новые Открытия В Компьютерах
Курсовая работа по теме Аналіз економічної ефективності виробництва гречки
Реферат по теме Сохpанение и pезеpвиpование инфоpмации
Реферат: Отчет по практике по ОАО Тбилисскаягазстрой
Доклад: Сноубординг
Он Растяпа Этот Вовка Сочинение 15.3
Первую Или Вторую Контрольную Работу
История Создания Микроскопа 5 Класс Реферат
Сочинение На Тему Осень 3 Предложения
Курсовая Работа На Тему Забезпечення Процесу Стратегічного Управління В Компанії
Примерный План Реферата
Диссертация Кандидат Экономических Наук 08.00 05
Историческое Сочинение Ярослав
Хемосинтез - Биология и естествознание презентация
Учет в организациях общественного питания на примере ТОО "Адмира" - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Биологически активные вещества - Биология и естествознание реферат