курсовая,. Для достижения поставленной цели поставлены следующие задачи
 Скачать 1.84 Mb.
|
|
Введение Нефть – единственное жидкое ископаемое, добываемое с доисторических времен. И пожалуй, ни одно из природных веществ не вызвало столько споров: по сей день ученые обсуждают, можно ли назвать ее минералом или относить к горным породам, высказывают разные предположения о том, сколько нефти в недрах планеты, до какой глубины она встречается, что происходит с ней по истечении времени, как она образовалось – химизм этих процессов. Предприятия нефтегазового комплекса являются главной составляющей производственного потенциала страны. Развитие отрасли определяет динамику развития всей отечественной экономики. Для России с ее масштабами и суровым климатом нефть и газ являются основой жизнеобеспечения страны. Нефтегазовая промышленность – одна из важнейших отраслей народного хозяйства, которая сегодня вносит значительный вклад в экономику и доходную часть бюджета страны. С этим и связана актуальность выбранной темы. Исходя из этого я определилась с целями исследования. Цель -комплексное изучение Манчаровского месторождения нефти, обобщить и изучить материалы по месторождению. Для достижения поставленной цели поставлены следующие задачи: Изучить природные условия образования нефти, выявить промышленные запасы, степень разработанности, перспективы использования, познакомиться с физико-химическими свойствами раз газированной нефти, газа и воды. Методы работы: изучение литературных материалов, посещение месторождения, отбор образцов нефти, анализ таблиц. Район исследования - Манчаровское нефтяное месторождение находится в северо-западной части Башкортостана. В 60 км к юго-востоку от Арланского месторождения на территории Илишевского, частично Дюртюлинского и Чекмагушевского районов. Открыто в 1953 г. Введено в разработку в 1957 г. Геологический разрез месторождения является типичным для платформенной части республики, представлен отложениями четвертичной, третичной, пермской, каменноугольной и девонской систем, а также додевонским осадочным комплексом (вендской серией). В тектоническом отношении месторождение приурочено к Бирской седловине. По ТТНК оно располагается в пределах Манчаровского вала, приуроченного к верхнетурнейскому борту северо-восточного склона Актаныш-Чишминской ветви Камско-Кинельской системы некомпенсированного прогиба. На Манчаровском валообразном поднятии выявлена серия куполовидных поднятий, размеры которых составляют от 2 до 3,5 км по ширине и до 11,5 км по длинной оси. Все они объединены в единую крупную залежь в ТТНК. Отмечается совпадение структурных планов, начиная от кровли турнейского яруса до кунгурского яруса нижней перми. Однако контрастность структуры постепенно сглажена снизу вверх. Промышленная нефтеносность приурочена к терригенным отложениям девона (на южной и северной периклиналях), ТТНК (бобриковский и тульский горизонты), а также к карбонатным отложениям турнейского яруса нижнего карбона и каширского горизонта среднего карбона. Основным объектом разработки являются пласты песчаников ТТНК. Залежи остальных объектов второстепенные. ТТНК характеризуется сложным строением и представляет собой переслаивание пластов песчаников, аргиллитов, глинистых углистых сланцев и глинистых маломощных известняков. 1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 1.1. Общие сведения о Манчаровском месторождения Манчаровское нефтяное месторождение находится в северо-западной части республики Башкортостан, в 60 км к юго-востоку от Арланского месторождения. Разведочные работы на площади начаты в 1953 году, на основании структурно-поискового бурения. Эксплуатационное бурение начато в 1957 году. Промышленно-нефтеносными горизонтами являются терригенные отложения нижнего карбона и девона и карбонатные отложения турнейского яруса и каширского горизонта.В геоморфологическом отношении район месторождения представляет собой равнину с пологим уклоном к реке Белой и отдельными пологими возвышенностями. Наибольшее абсолютные отметки поверхности достигают 215-220 м, минимальные отметки в пойменных участках рек составляют 75-80 м. Средняя величина минимальной температуры приходится на зимние месяцы январь - февраль, максимальная - на летний месяц июль, в котором также наблюдается наибольшее выпадение осадков. Максимальная температура воздуха +36 єС, минимальная - 45 єС. Снежный покров к концу зимы достигает 1,5 м. Климат в районе Манчаровского нефтеносной площади умеренно-континентальный. Средняя величина минимальной температуры приходится на зимние месяцы январь – февраль, максимальная – на летний месяц июль, в котором также наблюдается наибольшее выпадение осадков. Максимальная температура воздуха +36 ºС, минимальная – 45 ºС. Снежный покров к концу зимы достигает 1,5 м. Манчаровское месторождение разрабатывается НГДУ “Чекмагушнефть” АНК Башнефть. Манчаровское месторождение включает Исанбаевский, Яркеевский, Крещено-Булякский, Западно-Менеузовский, Игметовский, Манчаровский, Имянликуловский, Тамьяновский и Кувашский участки. 1.2 Характеристика нефтяных пластов Манчаровское нефтяное месторождение находится в северо-западной части Башкортостана. В 60 км к юго-востоку от Арланского месторождения на территории Илишевского, частично Дюртюлинского и Чекмагушевского районов. К югу от месторождения проходит железная дорога Уфа-Ульяновск. Ближайшая железнодорожная станция Буздяк удалена от площади месторождения на 100 км. Северо-восточнее площади месторождения протекает судоходная р. Белая, соединяющая столицу Башкортостана г. Уфу с основными водными путями – реками Камой и Волгой. По соседству с Манчаровским месторождением находятся Чекмагушевское и Менеузовское нефтяные месторождения. В 1989г. Кувашское месторождение присоединено к Манчаровскому (рис 1.1. ). Разведочные работы на площади начаты в 1953 г. на основании структурно-поискового бурения. Эксплуатационное бурение начато в 1957 г.  Рис.1.1 Нефтяные месторождения Бирской седловины: 1-Арланское; 2-Саузбашевское; 3-Старореченское; 4-Наратовское; 5-Андреевское; 6-Гареевское; 7-Надеждинское; 8-Барьязинское; 9-Менеузовское; 10-Манчаровское; 11-Таймурзинское; 12-Саитовское; 13-Чекмагушевское; 14-Тузлукушевское; 15-Щелкановское; 16-Карача-Елгинское; 17-Чермасанское; 18-Нурское; 19-Амировское; 20-Бирское. В геоморфологическом отношении район месторождения представляет собой равнину с общим пологим уклоном к р.Белой и с отдельными пологими возвышенностями и увалами. Наибольшие абсолютные отметки поверхности достигают 215-220 м, минимальные отметки дневной поверхности в пойменных участках рек составляют 75-80 м. Для района месторождения характерно наличие большого количества оврагов. Гидрографическая сеть представлена реками Сюнь, База и Куваш, левосторонними притоками р. Белой. Реки имеют асимметричные долины с крутыми правыми и более пологими левыми берегами. Территория Манчаровского месторождения расположена в пределах Волго-Камского артезианского бассейна, где в мощной зоне осадочного чехла водонепроницаемые породы многократно чередуются с водоупорными. Граница зоны пресных вод проходит на абсолютных отметках от 40-50 м на Исанбаевской площади до 140-150м на юге Кувашской площади. Воды шешминского водоносного комплекса уфимского яруса широко используются для водоснабжения населенных пунктов района. Глубина скважин на воду составляет 60-140м. По климату площадь месторождения относится к умеренно-влажному теплому агроклиматическому району. Среднегодовая температура воздуха 2.3-2.5оС. Самым холодным месяцем является январь, самым теплым – июль. Зимние минимумы могут доходить до – 48оС, летние максимумы до + 48оС. Преобладающими ветрами являются южные и юго-западные. Манчаровское нефтяное месторождение относится к категории крупных. Его начальные извлекаемые запасы равны 70 млн. тонн. Месторождение включает следующие площади: Манчарово-Игметовскую, Крещено-Булякскую, Яркеевскую, Абдуллинскую,Тамьяновскую, Имянликулевскую, Исанбаевскую, Западно-Менеузовскую и Кувашскую. Основными эксплуатационными объектами на месторождении являются песчано-алевритовые пласты терригенной толщи нижнего карбона и карбонатные пласты турнейского яруса. Небольшие залежи нефти содержатся в карбонатных пластах каширского горизонта среднего карбона, в песчано-алевритовых пластах Дкн3 и Д1 кыновского и пашийского горизонтов верхнего девона и в пласте Д2 муллинского горизонта среднего девона. Песчаники сложены зернами кварца, различной окатанности. Глинистость обычно не превышает 3-5%. Карбонатные отложения турнейского яруса представлены частым переслаиванием известняков, доломитов, различной глинистости и окремнелости. Выделено пять пластов коллекторов неоднородных по литологическим и коллекторским свойствам, разделенных между собой пачками глинистых, плотных карбонатных пород. В свою очередь, каждый из пластов разделен на 1-6 прослоев коллекторов, мощностью от 0,6 до 2,4 м. Преобладают мощности 1,0-1,2 м. Коллекторы имеют небольшую пористость от 9 до 18% (в среднем 12-13), низкую проницаемость до 0,13 мкм2. Зачастую коллекторы замещены непроницаемыми породами, поэтому в каждом из пластов выделяется несколько залежей различных размеров. Начальный режим пластов упругозамкнутый. Разработка Манчаровского месторождения начата в 1957 г. на собственно Манчаровской площади. Затем по мере открытия вводились в разработку другие площади. В 1958 г. начата эксплуатация первых скважин на Крещено-Булякской площади, в 1960 г. – на Абдуллинской и Тамьяновской площадях, в 1962 г. – На Яркеевской, в 1972 г. начата разработка Имянликулевской площади, в 1975 г. введена Исанбаевская площадь и в 1978 г. – Кувашская. Запасы утверждены в ГКЗ в 1984 году. Последний проектный документ- «Проект разработки Манчаровского нефтяного месторождения» 1992 года утвержден ТЭС Башнефти 17.12.1993 года. [4,7] В 2004 году на месторождении добыто 481,272 тыс. тонн нефти, годовой темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 0,67%, от текущих 11,90%. С начала разработки добыто 67844,884 тыс. тонн нефти или 95,03% от извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеотдачи составил 0,411. В 2004 году переведено под закачку 3 скважины (4003, 2263,2155). Введено из бездействия 59 добывающих скважин, из которых добыто 13477 тонн нефти, 376771 тонн жидкости. Введено из бездействия 8 нагнетательных скважин. Внедрено 14 технологий МУН, выполнено 62 скважино-обработок. Дополнительная добыча нефти составила 117840 т. (24,5% от всей добычи) За год на добывающих скважинах проведено 268 ГТМ с дополнительной добычей 38854т нефти(8,07% от всей добычи). Ликвидировано 5 скважин. См Таблица 1.1 Таблица 1.1 Сравнение проектных и фактических показателей:
Таблица 1.2. Сравнение планово-нормативных и фактических показателей разработки:
Как видно из таблиц 1 .1 и 1.2, фактические показатели выше проектных по всем позициям. По отношению к планово-нормативным, добыча нефти выше на 0,37%, добыча жидкости на 7,3%, закачка воды на 0,32%, обводненность по абсолютной величине выше на 0,3%. По сравнению с 2003 годом добыча нефти снизилась на 15128 тонн или 3,04%. 1.3 Характеристика пластовых флюидов ,Пластовые нефти изучались для пластов терригенной толщи нижнего карбона по ограниченному количеству проб, что обусловлено отсутствием фонтанного фонда скважин, обеспечивающего качественный отбор проб нефти. Нефти – тяжелые (плотность 879-903 кг/м3), вязкие (вязкость 18,7-33,8 мПа*с), имеют низкую газонасыщенность (7,8-13 нм3/т). При исследовании изучались удельный вес нефти, ее вязкость, а также содержание асфальтенов, смол, серы, парафина. См рис 1.2. и Таблице 1.3.  Рис 1.2. Физико-химические свойства нефти приведены. Таблица 1.3. Таблица Свойства нефти продуктивных пластов поверхностных условиях
Нефти терригенной (угленосной) толщи тяжелые (их удельный вес 0,902-0,908 г/см3), вязкие (вязкость их 53-89 см2 /с). Смолистые (содержание смол 16-18 %), сернистые (содержание серы 3,4-3,9 %), парафинистые (содержание парафина 3,1-3,3 %). Выход светлых нефтепродуктов составляет 35,7-40,3 %. Нефть, отобранная из скважин, расположенных вблизи зон замещения песчаников алевролитами или в водонефтяной зоне, отличается от нефти, отобранной из скважин центральной части залежи – она более тяжелая и вязкая. Пластовые нефти Манчаровского месторождения по своим свойствам близки между собой. Они тяжелые, вязкие, имеют низкую газонасыщенность. Свойства нефтей в пластовых условиях приведены в таблице 1.4. Таблица 1.4 Свойства нефтей в пластовых условиях
Состав попутного газа Попутные газы терригенной толщи месторождения жирные, содержат в своем составе бензиновые фракции, не содержат сероводорода. Содержание азота находится в пределах 35-50 %, содержание углеводной части составляет 63-66 %. Газ содержит некондиционное количества гелия. Содержание сжимаемых газов приведено в таблице 1.4. Физико-химические свойства попутного газа приведены в таблице 1.3. Таблица 1.4. Содержание сжимаемых газов
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||