СКАЧАТЬ: 1.zip [153,2 Kb] (cкачиваний: 117)

1.Сведения о месторождении (площади)

Ромашкинское нефтяное месторождение — крупнейшее месторождение Волго-Уральской провинции на юге Татарстана находится вЛениногорском районе в 70 км от г. Альметьевск[1]. Открыто в 1948 году.

Геологические запасы нефти оцениваются в 5 млрд тонн. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 3 млрд тонн.

Нефтесодержащие песчаники девона и карбона. Залежи наглубине 1,6-1,8 км. Начальный дебит скважин — до 200 т/сут. Плотность нефти 0,80-0,82 г/см³, содержание серы 1,5-2,1 %.

История промышленной разработки Ромашкинского нефтяного месторождения ведёт начало с 1943 г. Разведовательноебурение проводившееся в 1943—1944 годах позволило открыть Шугуровское месторождение и накопить уникальный материал, обобщив который, удалось доказать, что рельеф докембрийского кристаллического фундамента имеет подъем от Шугурова в северо-восточном направлении к деревне Ромашкино (Тимяшево). И именно в этом направлении было принято продолжать поиск более продуктивных нефтяных пластов. В 1948 году у деревни Ромашкино (Тимяшево) бригадой мастера Сергея Кузьмина и бурильщика РахимаХаликова был вскрыт мощный девонский пласт. 25 июля при испытании скважины получен фонтан дебитом более 120 тонн в сутки. С началом освоения мощные нефтяные месторождения на юго-востоке Татарской АССР в СССР были названы «Вторым Баку».

Ромашкинское нефтяное месторождение входит в двадцатку супергигантских месторождений мира. Его открытие и освоение на многие годы определило развитие всей нефтяной промышленности страны. Месторождение уже несколько десятилетий служит настоящим полигоном для испытания многих новейших технологий и передовой техники в области разведки недр, проходки скважин, нефтедобычи, которые нашли широкое применение не только на промыслах «Татнефти», но и в масштабах всей страны и за её пределами.

2. Строение эксплуатационного объекта

В географическом отношении Ромашкинское месторождение  представляет собой пересеченную местность с многочисленными оврагами и балками. Абсолютные отметки колеблются в пределах от 100 до 250 метров. Большую часть площади занимают лесные массивы.

Западно-Лениногорская площадь расположена на юге Ромашкинского месторождения. На севере площадь контактирует с Южно-Ромашкинской, на западе с Зай-Каратайской и на востоке с Восточно-Лениногорской площадями.

Основным объектом разработки являются запасы нефти, приуроченные к терригенным коллекторам пашийского горизонта Д₁, которые представлены двумя группами: высокопродуктивные с проницаемостью более 0,100 мкм² и малопродуктивные с вариацией проницаемости 0,30 – 0,100 мкм². В свою очередь в рамках первой группы выделены коллекторы с объемной глинистостью менее и более 2%. Таким образом объект разработки Д₁ представляется совокупностью трех типов пород – коллекторов с различной фильтрационной характеристикой, которые имеют прерывистый характер строения, выражающийся в смене одного типа коллекторов другим, а также и полным их замещением неколлекторами.

Фациальный состав коллекторов изменяется от гомодисперсных алевролитов до песчаных фракций.

Существующее представление о линзовидном строении верхней пачки пластов и площадном - нижней не изменилось в процессе продолжающегосяразбуривания площади.

Выделенные блоки не равнозначны по представительности той или иной группы пород. Для сравнения приведены результаты сопоставления площадей распространения этих групп по пластам в пределах каждого блока. Достаточно однозначно, как в целом по пласту, так и по блокам происходит увеличение доли коллектора сверху вниз. Из общей закономерности выпадает пласт « а» на втором и третьем блоках, по каждому доля коллектора выше, чем в нижележащих пластах пачки " б ".

11.Система ППД. Требования к качеству воды. Способы подготовки вод, используемых для закачки в пласт.

Система ППД

Искусственное поддержание пластового давления достигается методами законтурного, приконтурного и внутриконтурного заводнения, а также закачкой газа в газовую шапку пласта.

Метод законтурногозаводнения применяют при разработке сравнительно небольших по размерам залежей. Он заключается в закачке воды в пласт через нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 100 м и более. Эксплуатационные скважины располагаются внутри контура нефтеносности параллельно контуру.

В результате заводнения приток воды к пласту увеличивается, и давление и нефтяной залежи поддерживается на высоком уровне.

Метод приконтурногозаводненияприменяют на месторождениях с низкой проницаемостью продуктивных пластов в части, заполненной водой. Поэтому нагнетательные скважины располагают либо вблизи контура нефтеносности, либо непосредственно на нем.

Метод внутриконтурногозаводненияприменяется для интенсификации разработки нефтяной залежи, занимающей значительную площадь.

Сущность этого метода заключается в искусственном «разрезании» месторождения на отдельные участки, для каждого из которых осуществляется нечто подобное законтурному заводнению.

Рис 9. Принципиальная схема ППД

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

АЛЬМЕТЬЕВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  НЕФТЯНОЙ ИНСТИТУТ

Кафедра «Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений»

ОтчЁт

 По второйучебной практике, проходившей в НГДУ  «Елховнефть», учебный полигон   НГДУ «Елховнефть»,  НГДУ «Джалильнефть»  

Место прохождения практики г. Альметьевск