Деятельность. Азнакаевское месторождение нефти


Нефтегазодобывающие управления - Деятельность

Производство

В настоящее время «Азнакаевскнефть» - одно из крупных нефтегазодобывающих управлений компании «Татнефть». Его территория охватывает земли шести районов республики Татарстан общей площадью более одной тысячи квадратных километров. Объектами разработки управления являются площади и залежи Ромашкинского месторождения: Павловская, Зеленогорская, Восточно-Лениногорская, Холмовсая, Азнакаевская, Карамалинская, залежи №2,3 33, 190, 281, 292, 665,680. Введены в разработку Кирпичное месторождение и месторождения Тлянчи-Тамакской зоны: Гарейское и Карачевское.

НГДУ «Азнакаевскнефть» интенсивно осваивает новые направления в нефтедобыче, в стенах управления активно развиваются прогрессивные технологии, деловые отношения, наука, что позволяет стабилизировать добычу нефти, совершенствовать технику и технологию, занимать достойное место в ПАО «Татнефть».

Широко применяются такие передовые технологии, как зарезка боковых стволов, газо-динамические гидроразрывы пластов, большеобъемные гидроразрывы пластов, бурение многозабойных скважин и скважин малого диаметра, внедрение одновременно-раздельной эксплуатации и закачки.

 Экологическая деятельность

На территории деятельности НГДУ «Азнакаевскнефть» коллективом обустроено и постоянно поддерживается как по чистоте окружающей среды, так и по химическому составу воды более 100 родников. Многие из этих родников - любимые места посещения для коллективного и семейного отдыха жителей и гостей района. Управление не единожды становилось победителем в конкурсе среди структурных подразделений ПАО «Татнефть» по поддержанию эсететически обустроенных родников и улучшению качества воды.

Социальная политика

Развитие нефтегазодобывающего управления, продуманность его перспектив, сплоченность коллектива, глубокое понимание запросов и нужд населения района и города в современных социально-экономических и политических условиях позволяют активно участвовать в благотворительности, улучшении жизни членов коллектива, пенсионеров и всех жителей, поддержке духовности, культуры, искусства, образования, спорта и др.

Так, предприятие ежегодно оказывает помощь детям из малообеспеченных семей, осуществляет выполнение работ по благоустройству территорий, оказывает содействие в строительстве социальных объектов, ремонте школ, детских садов, в проведении мероприятий ко Дню Победы, Дню защиты детей, Дню пожилых людей и др. Ветеранам и работникам НГДУ выделяются путевки в санатории, оказывается материальная помощь на лечение, улучшение жилищных условий. Осуществляется активная поддержка молодых работников и их семей, предусмотрены различные социальные льготы и гарантии работникам.

НГДУ «Азнакаевскнефть», как социально ответственное предприятие вносит основной вклад в благоустройство и развитие инфраструктуры района. Благодаря помощи нефтяников в последние годы в Азнакаеве и пгт Актюбинский появились такие объекты, как спорткомплекс «Чатыр Тау Арена», новый мемориал «Вечного огня», современное футбольное поле, краеведческий музей, светомузыкальные фонтаны, парки Победы, Семьи, Доброты, обновился парк 70-летия нефти, была облагорожена прибрежная зона речки Чёрная, появились велодорожки.

ngdu.tatneft.ru

ХХ1

1.Общие сведения о промысловом объекте.

Азнакаевская площадь расположена в восточной части Ромашкинского месторождения. На северо-западе она граничит с Ташлиярской и Чишминской площадями на западе с Алькеевской и Холмовской, на юге с Карамалинской. В административном отношении расположена в Азнакаевском районе Татарстана. Из населенных пунктов можно отметить г. Азнакаево, села: Сапеево, Тумутук, Уразаево, которые связаны друг с другом шоссейными и грунтовыми дорогами.

В орогидрографическом отношении площадь расположена на водораздельном пространстве реки Ик и ее левого притока Мелли, протекающего в меридиональном направлении. Район описываемой площади характеризуется низким эрозионным рельефом, высотами по отношению к урезу реки Ик до 240 м. Так, для южной части территории весьма характерными формами рельефа являются горы-останцы, типа "столовых гор" эрозионного происхождения.

Климат района является резко выраженным континентальным – суровая, холодная зима с сильными ветрами и буранами и жаркое лето. Самым холодным месяцем является январь, имеющий среднюю месячную температуру от –13,7 С до –14,4 С. Абсолютный минимум температуры достигал в некоторые годы –49 С. Наиболее теплым месяцем является июль. Средняя месячная

Температура колеблется от +18,5 С до +20,5 С.

Наибольшее количество осадков выпадает в июле (до 44 мм), минимальное в феврале (до 12 мм).

По растительному покрову территория относится к зоне лесостепи. Почвы в основном черноземные.

В пределах Азнакаевской площади расположены месторождения нефти, строительных материалов, таких как известняки, гипс, песчаники, гравий, суглинки.

Условия водоснабжения месторождения благоприятные. Основным источником водоснабжения являются реки Ик и Кама.

Электроэнергией район снабжается от Куйбышевской ГЭС, Заинской и Уруссинской ГРЭС, входящих в систему РУЗ «Татэнерго».

Для района характерно наличие отраслей нефтедобывающей, строительно—монтажной индустрии и сельскохозяйственного производства.

2. Геолого – физическая характеристика промыслового объекта.

2.1 Характеристика геологического строения.

Ромашкинское месторождение многопластовое, здесь выявлены залежи нефти по 18 промышленно-нефтеносным горизонтам палеозоя (в терригенных отложениях — горизонты Д IV, Д III,Д II живетского яруса, Д I- пашийского, ДО - кыновского горизонтов франкского яруса, тульско- бобриковские отложения визейского яруса; в карбонатных отложениях).В горизонтах Д IV, Д III,Д II терригенного девона залежи в основном. пластовые сводовые (ДII, ДIV) и литологические экра-нированные (ДII со- держат в подошве воду.)В бобриковском горизонте на Азнакаевской площади также выявлен ряд залежей нефти, который находится в промышленной разработке. Кол лекторами нефти являются мелко - и крупно — зернистые песчаники и алевролиты. Пористость их достигает 30% (В среднем 18. . .24%), проницаемость в большинстве случаев превышает 0,I мкм2, достигая 0,4мкм2. Залежи от носятся, в основном, к пластовым сводовым. Средний дебит нефти составляет 2...З т/сут.

Нефть нижнего карбона значительно тяжелее нефти терригенного девона. В ней в два раза больше серы (2,6%) и кокса (7,5%). вязкость в пластовых условиях на порядок выше (до 3,0...4,0 мПа*с) газовый фактор значительно ниже (10...272 м3/т). В газе содержится свободный сероводород (3,9...10,8%).

В пермских отложениях нефтепроявления отмечены в обнажениях по род и по керну в ассельских, сакмарских, уфимских и казанских отложениях. В уфимских отложениях коллекторами являются высокопористые песчаники, в остальных горизонтах — пористые, кавернозные и трещиноватые доломиты и известки.

Основным объектом эксплуатации являются залежи нефти пашийского и кыновского горизонтов. Так, на долю этих отложений приходится 72,6% потенциальных и 87,1% разведанных геологических ресурсов месторождения.

Между Азнакаевской и примыкающими к ней с востока и юга

Павловской и Ю. Ромашкинской площадями также не существует

структурной границы или иной границы геологического порядка :Как правило, абсолютные отметки пластов по всему кольцу нагнета тельных скважин на 26м ниже, чем в прилегающих эксплуатационных рядах. В центральном разрезающем ряду отметки подошвы «верхнего известняка» обычно на 1...8 м выше, чем в ближайших эксплуатационных скважинах. При этом для всего плоского структурного плана в пределах Азнакаевской площади характерно его осложнение незначительными локальными погружениями и поднятиями, имеющими амплитуду 3...10 м.

В целом по площади 7,5% скважин имеют абсолютные отметки подошвы «верхнего известняка» минус 1430...1439,9 м; 55% скважин (больше поло вины) минус 1440,0...1449,9 м; 34% скважин - минус 450...1459,9 м и 2,6%скважин - минус 1460...1463,0 м.

2.3 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов.

Исследования глубинных проб нефти пласта ДΙ ( приведённые в таблице №1 ) показывают, что давления насыщения изменяются по площади от 89.4 до 94.7 МПа ; коэффициент сжимаемости в интервале от 175 до 100 атм - от 8,59х10 до 10.27х10 атм ; объемный коэффициент от 1.1423 до 1.1787 ; газовый фактор приведенный к 20°С от 54.2 до 61.1 м3/т ; удельный вес дегазированной нефти от 0.8664 до 0.8730 г/см3; вязкость пластовой нефти от 2.9 до 4.5 сП

Минеральный состав пластовых вод представляет собой крепкие

рассолы хлор-кальциевого типа, с общей минерализацией 262 –

282 г/л, плотностью 1.182 -1.191 г/см3 и вязкостью в сред. 1.94 сП . (при 20 °С в поверхностных условиях). Они характеризуются отсутствием или незначительным содержанием сульфат-ионов до 73 мг/л, и гидрокарбонат — ионов - до 24 мг/л.

Из микрокомпонентов присутствует йод —6-8 мг/л, бром — 920 -1050 мг/л, бор—10-12 мг/л.

В естественных, не нарушенных разработкой условиях, газонасыщенность пластовых вод составляет 0.23-0.40 г/л. В составе водо-растворенного газа преобладают азот и метан. Содержание углеводородных газов несколько превышает 50% объемных.

В нарушенных разработкой условиях, в частности, при закачке пресных вод с целью ППД, общая минерализация пластовых вод снижается до 150 г/л и ниже, а также снижается плотность (до 1.1г/см3) и вязкость воды.

При наличии в закачиваемой пресной воде сульфат сульфат- вос-

танавливающих бактерий, при взаимодействии с нефтью в результате процессов биохимической сульфатредукции вблизи забоев нагнетательных скважин образуется сероводород. Содержание растворенного в воде сероводорода в этом случае достигает 30-90 мг/л. При подтягивании этой воды к эксплуатационным скважинам увеличивается скорость коррозии нефтепромыслового оборудования.

Таблица №1

Наименование показателей

Номера скважин

Сред

нее по 5 скв

2619

4306

4401

4579

4277

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Температура, С0

40

37

40

40

40

40

2

Давление насыщения, МПа

92.2

89.4

94.4

94.4

93.2

93.4

3

Коэф. сжимаемости нефти в инт-ле 175- 100 атм, х10атм

9.43

9.51

8.59

8.59

10.27

9.72

4

Объемный коэффициент

1.142

1.174

1.158

1.158

1.173

1.1654

5

Газовый фактор м3/т, приведённый к 0° С

к 20° С

50.5

53.5

54.8

54.8

56.9

54.4

54.2

57.4

58.8

58.8

61.1

58.4

6

Плотность пластовой нефти при 175 атм.

г/см3

0.816

0.794

0.81

0.81

0.799

0.8049

7

Плотность газа при 20° С

приО°С

1.33

1.43

1.33

1.43

1.31

1.41

1.31

1.41

1.3

1.39

1.33

1.3

8

Удельный вес разгазированной нефти, г/см3

0.869

0.866

0.872

0.872

0.869

0.87

9

Вязкость пласт нефти в сП при 175 атм

2.86

-

-

-

4.5

3.7

studfiles.net

Нефти Сергеевского месторождения - Справочник химика 21

    Нефти Сергеевского месторождения [c.143]

    Турнейская и девонская нефти Сергеевского месторождения значительно различаются по общей характеристике. Девонская нефть менее сернистая (2,08% серы), чем турнейского яруса (2,70% серы). В девонской нефти несколько ниже содержание силикагелевых смол и значительно ниже содержание асфальтенов. Потенциальное содержание светлых, выкипающих до 200 и 350° С, ниже в сергеевской нефти турнейского яруса (рис. 43 и 44). В девонской нефти содержание растворенного газа несколько выше. [c.143]

    Одним из способов сокращения технологических потерь нефти на промыслах является повышение эффективности (к.п.д.) работы сепарационного оборудования и использование герметизированной схемы подготовки нефти. Степень влияния эффективности сепараторов рассмотрена на расчетных параметрах стабилизации нефти Сергеевского месторождения по. различным схемам. При этом к.п.д. [c.27]

    В пластовых условиях нефти Сергеевского месторождения в целом имеют параметры, близкие к параметрам средней нефти. [c.197]

    Растворенный в нефтях Сергеевского месторождения газ жирный. Содержание основных компонентов газа, как правило, близко к сред- [c.197]

    НЕФТЬ СЕРГЕЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ [c.4]

    Для проведения экспериментов была использована нефть скважины 275 Сергеевского месторождения и дистиллированная вода. [c.52]

    Рпс. 2. Изменение величины емкости прн течении пленки нефти скважины 275 Сергеевского месторождения в зависимости от концентрации дисолвана 4411 (ф) ц времени старения пленки (т)  [c.54]

    Содержание серы и тяжелых компонентов в нефти опытного участка Сергеевского месторождения до и после воздействия СО2 [c.34]

    Выводы, сделанные в [46], подтверждаются промысловыми данными. В табл. 2.2 приведены результаты анализа нефтей двух скважин Сергеевского месторождения до и после закачки СО2. Проведенные эксперименты показали, что сформированная после заводнения остаточная нефть в гидрофобных или промежуточных по смачиваемости пластах обогащена тяжелыми асфальтено-смолистыми компонентами. [c.35]

    Сергеевское месторождение. Нефти вязкие, высокосернистые (класс III), смолистые, [c.250]

    В 1961 г. недалеко от Уфы были пробурены скважины, давшие промышленный приток нефти с девонского горизонта. В Башкирии было открыто еще одно новое месторождение нефти — Сергеевское. В 1962 г. была начата переработка этой нефти на действующих заводах. [c.4]

    Сергеевская нефть девонского горизонта по своим физико-хими-ческим свойства] отличается как от высокосернистых нефтей северо-западных месторождений, так и от туймазинской нефти по содержанию серы, плотности, количеству и характеру асфальтово-смолистых веществ (табл. 1). [c.4]

    Испытание бактериального препарата Бациспецина, полученного на основе природного штамма Ba illus sp., показало, что на выщелоченном черноземе Южной лесостепи Башкортостана с искусственным загрязнением почвы сырой нефтью Сергеевского месторождения в дозе 25 л/м произошло ускорение разложения нефти на 45-60% в течение 2,5 месяцев [77]. Более длительное исследование препарата Бациспецина [c.43]

    II наиболее эффективно снижает температуру насыщения нефти парафином при низких значениях концентраций (0,01-0,05 мас.%), что имеет место для обеих нефтей, а при концентрациях свыше 0,05 мас.% эффективность действия реагента практически не увеличивается. Ацеталь I снижает температуру насыщения более монотонно, и максимум действия наблюдается при значениях концентраций 0,2-0,3 мас.%. Наибольшее изменение температуры насыщения нефти парафином как для сергеевской, так и для узеньской нефти отмечено при добавлении в нефть ацеталя I — 16,2 и 23,5 °С соответственно. Различие в действии ацеталей I и II на понижение узеньской и сергеевской нефтей, по-видимому, связано с меньшей начальной температурой кристаллизации парафина у нефти Сергеевского месторождения и отличием их физико-химических характеристик (содержание парафина, смол, асфальтенов). [c.156]

    Дегазированные нефти Сергеевского месторождения, представленные здесь нефтями кыновского и пашийского горизонтов, близки между собой по физико-химическим параметрам. Они смолистые, вязкие, со средним выходом легких фракций, выкипаюш,их до 300° С, высокосернистые (класс III) и парафиновые (вид Пг). [c.198]

    Перерабатывать нефть Сергеевского месторождения девонского горизонта возможно совместно с нефтями типа ромашкинской но обычным топливным схемам. [c.7]

    Аналогичные эксперименты с нефтью Сергеевского месторождения показали, что наашцение нефти СО2 с последущим разгазиро-ванием не сказывается столь существенно на составе тяжелых компонентов, как в случав нефти Радаевского месторождения (табл. 4). [c.22]

Таблица 4 Влияние растворганого в нефти СО2 на содержание АСВ в дегазированной нефти Сергеевского месторождения
    На Сергеевском месторождении промышленный приток нефти получен из песчаников кыновско-пашийских слоев девона и из пластов турнейского яруса, [c.143]

    Подобные опыты проводили с нефтями других месторождений Башкортостана (Таймурзинского, Исанбаевского, Сергеевского) и другими типами ПАВ. Были получены аналогичные результаты [7] (табл. 1.2). [c.8]

    Товарные керосины можно получать из шкаповских, туймазинской и сергеевской девонских нефтей, содержащих 0,15—0,25% серы. Из угленосных нефтей северо-западных месторождений получают керосины с содержанием серы 0,4—0,8%. В этих керосинах, несмотря на высокое содержание общей серы, имеется незначительное количество меркаптановой (0,001—0,008%). Из угленосных нефтей западных и южных месторождений получают керосины с содержанием общей серы 0,5— 1,0% и меркаптановой 0,02—0,09%. [c.12]

chem21.info