Повышение продуктивности Зай-Каратайской скважины

1. ВВЕДЕНИЕ

О.А.О. «Татнефть» является одним из ведущих предприятий топливно-энергетического комплекса России. Основные виды деятельности - поиск, разведка, бурение скважин и обустройство нефтяных месторождений, добыча, переработка нефти, реализация нефтепродуктов; сервисного обслуживание, выпуск металлопластмассовых труб, автомобильных шин , кабельной и другой продукции.

В настоящее

время открытое акционерное общество «Татнефть» одна из ведущих российских нефтяных компаний. По уровню добычи « Татнефть» занимает шестую позицию среди нефтяных компаний России. При нынешних темпах добычи компания – по оценкам независимого аудитора, консалтинговой фирмы «Миллер энд Лентс» - обеспечена запасами на более чем три десятилетия, при этом поиск и разведка новых месторождений продолжается.

«Татнефть» внесла большой вклад в мировую науку и практику. Нефтяники Татарстана впервые в отечественной практике освоили технологию и накопили ценный опыт ускоренного освоения нефтяных ресурсов, добились общепризнанных в нефтяном мире достижений в вопросах интенсификации добычи нефти, увеличения нефтеотдачи пластов, поддержания пластового давления. «Татнефть» всегда была и есть предприятие самых передовых методов разработки нефтяных месторождений.

История нефтяной промышленности Татарстана начинается официально с 1943 года – именно тогда в Шугуровском районе было открытое месторождение нефти промышленного значения. Наступила эпоха массовых месторождений республик.

Июль 1943 года – открыто первое нефтяное месторождение промышленного значения в Шугурове. Скважину№1 (суточный дебит 20 тонн) пробурила бригада мастера Г. Х. Хамидуллина.

1943-1946 гг. – открытие месторождений Аксубаевского, Бавлинского и некоторых других.

1948 год. – открыто Ромашкинское месторождение – одно из крупнейших в мире.

Начало этапа интенсивной разработки – получена нефть из девонских песчаников на скважине№3( суточный дебит 120 тонн.)

За счет третичных методов повышения нефтеотдачи пластов дополнительная добыча нефти составила 4,5 млн. т (при плане 3,4 млн. т) или 131,7% к плану. Добыча нефти за счет гидро-динамических методов повышения нефтеотдачи составила 7 млн. т при задании 6.3 млн. т

Всего за счет применения методов повышения нефтеотдачи пластов получено 11.4 млн. т нефти, что составляет более 40% добычи за 2004 год.

Ежегодно в «Татнефти» внедряется свыше 100 видов нового оборудования и технологий с экономическим эффектом более 140 млн. рублей, 2500 рационализаторских предложений и изобретений с эффектом 82.6 миллионов рублей. Более40% нефти на месторождениях Татарстана добывается за счет внедрения новейших технологии и метеодачи пластов.

Разработанные в ОАО «Татнефть» технологии получили широкое распространение в регионах СНГ. Ими заинтересовались зарубежные нефтяные компании, в том числе – Италии, Ирана, Египта, Китая. Все они имеют ресурсо – сбегающую направленность, экономически выгодны и экологически безопасны.

В связи с изменившимися условиями эксплуатации нефтяных месторождений и естественным падением добываемой нефти в ОАО «Татнефть» ведется планомерная работа по сокращению попутно добываемой воды, вывода из эксплуатации нерентабельных высокообводненных и малодебитных скважин.

Для этих целей разработаны и широко внедряются высокоэффективные технологии и оборудование. Все ремонты скважин сопровождаются тщательной подготовкой, исследованием и подбором подземного оборудования. Принятые меры позволяют поддерживать высокий уровень межремонтного периода скважин, который является одним из самых высоких в нефтяной отрасли России.

2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

2.1 Характеристика геологического строения эксплуатационного объекта

Стратиграфия и литология.

В геологическом строении Зай-Каратайской площади принимают участие кристаллический фундамент и платформенный чехол. Кристаллический фундамент сложен метаморфическими породами архейской группы.

Осадочный чехол включает отложения девона, карбона, перьми и четвертичной систем. На поверхность обнажаются четвертичные и верхнеказанские отложения. Более древние образования вскрыты многочисленными скважинами.

Общая толшина осадочного чехла около 2000 м. Из них 75% приходится на карбонатные и 25% на терригенные породы.

Девонская система - D

В пределах площади отложения девонской системы трансгрессивно залегают на кристаллическом фундаменте и представлены терригенными отложениями среднего отдела, терригенно-карбонатными верхнего отдела, которые по литологическому составу могут быть подразделены на нижнюю терригенную и верхнюю карбонатную пачки.

Средний девон D2

В составе среднего девона выделяются отложения эйфельского(D2ef) и живетского (D2gv) ярусов. Относимые к эйфельскому ярусу отложения бийского горизонта (Dbs) являются наиболее древними пaлeoнтологически охарактеризованными образованиями девона Ромашкинского месторождения.

Литологически в его составе выделяются две пачки пород: нижняя - базальная гравийно-песчаная (пласт DV) и перекрывающая ее карбонатно-аргиллитовая.

Пласт сложен светло серыми и желтовато-светло-серыми разнозернистыми (в основном средне- и крупнозернистыми) кварцевыми песчаниками со значительной примесью гравийного и мелкогалечного материала. Реже встречается прослои мелкозернистых песчаников, алевролитов и аргиллитов с плохой сортировкой обломочного материала.

Для верхней пачки характерно присутствие кристаллических, серых известняков, выделяемых как четкий электрорепер «нижний известняк», с наличием глинистых алевролитов и аргиллитов.

Толщина бийского горизонта в пределах площади изменяется от 0 до 10 м.

В живетском ярусе (D2) выделяется старооскольский надгоризонт (D2st), объединяющий в своем составе воробьевский - D2vb (пласт ДIV), ардатовский - D2ar (пласт ДIII), муллинский - D2ml (пласт ДII) горизонты.

Пласт ДIV представлен светло-серыми или темно-коричневыми нефтенасыщенными песчаниками крупнозернистыми, плохо отсортированными. Редки прослои мелкозернистых глинисто-алевритовых пород,а также зеленовато-серых карбонатных пород с остатками фауны. Отложения горизонта с размывом залегают на породах эйфельского яруса и кристаллического фундамента. Верхняя граница проводится по кровле аргиллитовой пачки над пластом ДIV.

Толщина воробьевского горизонта колеблется от 0 до 19 м.

Пласт ДIII выделен в пределах нижней пачки ардатовского горизонта и слагается глинистыми алевролитами, пятнисто окрашенными, с подчиненными прослоями оолитовых, шамозитово-сидеритовых руд и песчаниками светло-серыми, мелкозернистыми.

Толщина пласта может достигать 10-12 м. В пределах верхней карбонатно-аргиллитовой пачки выделяется хорошо выдержанный по площади электрорепер "средний известняк", который представлен буровато-серыми, темно-серыми, органогенными известняками или перекристаллизованными доломитами.

По кровле залегающих выше глинистых темно-серых пород проводится верхняя граница ардатовского горизонта, общая толщина которого меняется от 18 до 28 м.

 Скачать реферат