На Кулешовском месторождении дочка Роснефти провела большеобъемный ГРП, закачав в пласт 150 т проппанта. Кулешовское месторождение нефти


Кулешовское месторождение - Технический словарь Том V

Кулешовское месторождение, открытое в 1958 г., по отложениям среднего карбона имеет вид асимметричной антиклинали в западной половине - западного, а в восточной - - юго-восточного простирания. Кулешовское месторождение расположено в Кулешовской тектонической зоне. Кулешовское поднятие представляет собой крупную двухкупольную антиклинальную складку почти широтного простирания. Кулешовское месторождение. Кулешовское месторождение нефти и газа расположено в пределах Жигулевско-Пугачевской вершины Жигулевско-Орен - бургского свода. Оно приурочено к пологой антиклинальной структуре широтного простирания, осложняющей Кулешовский вал. Северное крыло структуры крутое, южное пологое. Восточная часть Кулешовского месторождения пересекается меридианально текущей рекой Съезжей. Отметим, что Кулешовское месторождение разрабатывается с 1960 г., в настоящее время оно хорошо изучено и находится на завершающей стадии разработки. По пласту А4 Кулешовского месторождения при проектной блоковой системе заводнения фактические показатели разработки достаточно хорошо соответствуют проектным. На IV стадии, возможно, будут созданы дополнительные линии разрезания и очаги с целью изменения направления фильтрационных потоков ( метод. В залежи пласта A3 Кулешовского месторождения, заводняемой с 1963 г. через разрезающие ряды нагнетательных скважин, в 1964 г. был создан сильный импульс давления. Закачка воды в пласт, достигавшая 7 - 8 тыс. м3 / сутки, в период весеннего паводка прекращалась совсем. В результате было отмечено длительное снижение обводненности продукции ( скв. В процессе разработки пласта А4 Кулешовского месторождения было установлено, что плотные разности пород в разрезе продуктивной пачки - надежный изолирующий экран между проницаемыми слоями, и в последующем эти разности были исключены из подсчета запасов нефти как породы-неколлекторы, но в целом по объекту получено достаточно удовлетворительное соответствие проектных и фактических показателей добычи нефти и серьезных корректив системы разработки не потребовалось. Показатели заводнения при различных вариантах разработки пласта А4 Кулешовского месторождения ( по данным электромоделирования. Затем для условий пласта А4 Кулешовского месторождения были проведены расчеты показателей заводнения по методике [65], позволяющей учитывать влияние водо-нефтяных зон при законтурном и осуществляемом разрезании залежи на блоки. Плотность сетки скважин по пласту А3 Кулешовского месторождения вдвое реже, чем по пласту Ба Зольненского месторождения. При обработке материалов по поглощающим скважинам Кулешовского месторождения выявились линейные зоны полных поглощений, приуроченных к регионально поглощающим стратиграфическим зонам - серпуховскому и фаменскому ярусу. При этом большая часть поглощений приурочена к фаменскому ярусу, сложенному карбонатами. Выше и ниже фаменского яруса поглощения единичны и приурочены, главным образом, к интервалам турнейского яруса и носят слабый характер и лишь в двух скважинах 101 и 190 наблюдалось полное поглощение. Обширный донеогеновый эрозионный врез на территории всего Кулешовского месторождения свидетельствует об относительно густой сети разломов в пределах данной структуры. Время образования эрозионных врезов указывает на интенсивные тектонические движения по разломам в эпоху альпийского тектогенеза. Наличие основного сдвигового нарушения в восточной части Кулешовского месторождения фиксируется также в верхнем структурном плане - структуре пласта А.

Как следует из сравнения результатов разгазирования пластовой нефти Кулешовского месторождения ( табл. 1.27) и характеристик самого месторождения, суммарный объем нефтяного газа, выделившегося из пластовой нефти при ступенчатом ( дифференциальном) разгазировании ( 51 83 м3 / т), меньше, чем при ее однократном стандартном разгазировании ( ОСР) ( 66 6 м3 / т) на двадцать ( 20) с лишним процентов. Плотность ( молярная масса) нефтяного газа, выделяющегося из нефти при пластовой температуре ( 56 С), существенно больше, чем при 20 С, то есть при пластовой температуре в нефтяном газе существенно больше тяжелых углеводородов пластовой нефти, включая ее пары.Обращаясь к истории проектирования разработки пластов АЗ и А4 Кулешовского месторождения, а также к результатам анализа состояния их разработки, можно проследить, как со временем менялись взгляды специалистов на основные принципы и концепции разработки этих пластов. К этому следует добавить, что при реализации решений проектных документов возникали объективные и субъективные трудности.Баженовское месторождение. Структурная карта по кровле пласта IV артинского яруса. Ветлянскос месторождение находится в 7 км к юго-западу от Кулешовского месторождения. В 1965 г. на площади открыта газоносность башкирских отложений. В геологическом строении месторождения принимают участие пермские, каменноугольные и девонские отложения.На рис. 7 представлены очень интересные профили приемистости пласта А3 Кулешовского месторождения в нагнетательной скв. Как видно, при малом объеме закачки ( 600 м3 / сут) верхние интервалы пласта воду не принимали, поэтому их можно было бы считать слабопроницаемыми, но с увеличением объема закачки до 1500 м3 / сут приемистость верхних и нижних интервалов пласта стала одинаковой, а при дальнейшем увеличении объема закачки воды в пласт до 2700 м3 / сут, наоборот, приемистость верхних интервалов стала значительно выше, чем нижнего.В геологической модели, принятой при проектировании разработки пласта А4 Кулешовского месторождения ( рис. 2), вероятной считалась связь между пористыми слоями по системе трещин в плотных пропласт-ках и последние были даже включены в нефтенасыщенный объем пласта при первоначальном подсчете запасов нефти как трещиновато-низкопористый коллектор. В технологической схеме разработки было предусмотрено вскрытие в добывающих и нагнетательных скважинах продуктивной пачки на всю толщину единым фильтром.В заключение необходимо отметить, что приведенные доказательства наличия на Кулешовском месторождении поперечных дизъюнктивных разломов являютуя подтверждением приуроченности к ним поглощении промывочной жидкости. Отсюда делается вывод, что указанные нарушения являются одной из причин поглощений. Однако при этом необходимо отметить, что приуроченность поглощении не ко всему разрезу, а, главным образом, к региональным стратиграфически поглощающим интервалам ( серпуховскому и фамсиекому ярусу) указывает на то, что в последних существовали наиболее благоприятные условия для формирования зон поглощении. Это было связано с наличием в них частого чередования прослоев глин ( серпуховские) и ангидритов ( фамен-ские) с компетентными карбонатными породами.По предлагаемой технологии были проведены три опытные закачки в нагнетательные скважины Кулешовского месторождения.Кривая распределения количества нагнетае-мой воды по мощности продуктивных пластов кун-гура. Такая работа выполнена нами на примере разработки пластов АЗ и А4 Кулешовского месторождения, пласта C-I Мухановского месторождения и кунгурского продуктивного пласта Яблоневского месторождения.Утевское и Бариновско-Лебяжинекое месторождения также эксплуатируются редкой сеткой скважин, только на Кулешовском месторождении она в два раза плотнее. На этом месторождении залежи нефти разрабатываются наиболее эффективно.Разриботка одной из наиболее изученных на территории Урало-По - волжья залежи пласта А4 Кулешовского месторождения с самого начала осуществляется по блоковой системе. Бурение нагнетательных скважин разрезающих рядов осуществлено в начальный период разработки, благодаря чему блоки, получившиеся в результате разрезания залежи, превратились в самостоятельные объекты разработки. За исключением I блока, имеющего худшую проницаемость и содержащего более вязкую нефть, названные объекты имеют близкую характеристику ( табл. 36), но разбурены по разным сеткам.Таким образом, закачка нефте - и взвесесодержащих сточных вод в трещиновато-пористые продуктивные пласты Кулешовского месторождения сопровождается естественным автоматическим регулированием фронта вытеснения нефти водой как по глубине за счет снижения удельной приемистости наиболее проницаемых пропластков, так и по мощности разрабатываемого объекта за счет засорения и самоочистки отдельных проводящих каналов, расположенных по всей мощности разрабатываемого объекта.Ниже представлены типичные расчетные и фактические результаты дифференциального разгазирования пластовой нефти на примере четырех-ступенчатой сепарации пластовой нефти Кулешовского месторождения Куйбышевской области при давлениях на ступенях сепарации: 0 75; 0 275; 0 11 и 0 1 МПа при температуре 20 С.Так, на нефтяных залежах девонских пластов Дмитриевского, Дерюжев-ского, Мухановского, Ново-Запрудненского, Шкаповского месторождений, пласта АЗ Кулешовского месторождения, а также на целом ряде других залежей отмечается сравнительно длительный период безводной эксплуатации скважин, а затем очень быстрый рост их обводненности.

В процессе проведения исследований по установлению причин и закономерностей распределения зон поглощения были проанализированы особенности строения и распределения этих зон на Кулешовском месторождении.Как видно из рисунка, при составлении проекта разработки пласта Ct Мухановского месторождения в 1967 г. прогнозный темп обводнения был завышен, а по пласту Л4 Кулешовского месторождения при анализе в 1971 г / - занижен.Результаты подобных исследований в области проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений могут представлять определенный интерес, в чем можно убедиться на примере рассмотрения истории проектирования разработки пластов АЗ и А4 Кулешовского месторождения, краткого анализа их разработки и сопоставительного анализа проектных и фактических характеристик вытеснения.Самые высокие постоянно нарастающие отборы жидкости имели место на Бариновском куполе особенно за последние 3 года, а характер изменения темпов отбора нефти из пласта С подобен изменению его по объекту Кулешовского месторождения.По залежи нефти пласта Б2 Зольненского месторождения получен высокий темп добычи нефти ( 8 5 % от начальных извлекаемых запасов) и хорошие технологические показатели в основном за счет благоприятных природных условий; по пласту А3 Кулешовского месторождения более высокие технологические показатели разработки достигнуты при менее благоприятных природных условиях исключительно за счет внедрения блоковой системы заводнения.Из прудов стоки поступают в приемную камеру перед насосной станцией № 3, забираются оттуда насосами, транспортируются к двум кустовым станциям системы заводнения и под давлением 100 кгс / см2 закачиваются в пласты АЗ и А4 Кулешовского месторождения. От взвесей вода в песколовках не очищается: они работают как проточные лотки.Выбор этих месторождений обусловлен существенным различием их по вязкости нефти и темпам разработки. Нефть пласта А3 Кулешовского месторождения имеет вязкость 0 55 сП в пластовых условиях.С) потери нефти Кулешовского месторождения составляют 4, Ромашкинского - 2, Усть-Балыкского - всего 0 25 %, Поэтому для определения давления насыщенных паров необходимо априори знать зависимость ps f ( a) для каждой нефти.Подтверждением избирательной фильтрации жидкости в реальных условиях разработки нефтяных залежей может служить явление раннего появления небольшого количества воды в эксплуатационных скважинах задолго до прорыва основного фронта обводнения. Это явление было отмечено на Кулешовском месторождении путем анализа динамики изменения содержания солей в безводной нефти, достигавшего 50 - 1000 мгл / л и более. При малом содержании воды она испаряется вследствие разгазиро-вания нефти и только при содержании солей в нефти 2000 - 3000 мгл / л отмечается наличие воды в нефти на поверхности. Как видно, это вполне соответствует схеме избирательной фильтрации жидкости в микронеоднородной пористой среде, при которой возможно сильное опережающее внедрение воды по отдельным поровым каналам. Однако не на всех месторождениях проводятся соответствующие исследования, которые позволили бы это установить. Очень интересные результаты получены Л. П. Долиной по пласту Д1 Бавлинского месторождения. На основе геофизических исследований была установлена динамика нефтенасыщенности незаводненной части залежи. Аналогичные результаты получены Л. Г. Югиным по пласту A3 Кулешовского месторождения.На год раньше сотрудниками Гипровостокнефти в результате анализа и обобщения опыта законтурного и внутриконтурного заводнения было выдвинуто и обосновано положение о том, что системы внутриконтурного заводнения должны быть основным методом воздействия на нефтяные залежи независимо от их размеров. В 1960 г. была составлена технологическая схема разработки Кулешовского месторождения Куйбышевской области с применением так называемых блоковых систем разработки.В настоящее время деятельность треста концентрируется на Уваровской, Дунаевской, Дерюжевской, Алакаевской и Сосновской площадях. Большие работы на юго-востоке области ведет и трест Куйбы-шевнефтеразведка. Его деятельность сосредоточена на раз-буривании Кулешовского месторождения, на поисках нефти в угленосных и девонских отложениях. Есть все основания полагать, что новый нефтяной район имеет большие перспективы.Время организации заводнения обычно более продолжительное, чем при внутриконтурном заводнении. Примером может служить залежь пласта АЗ Кулешовского месторождения.Изменение упругости паров нефти при ее испарении ( кривые для нефтей соответственно I, II, III типа. При одинаковой исходной упругости нефтяных паров для нефтей различного углеводородного состава величина потерь при транспортировке и хранении неодинакова и, следовательно, упругость паров не является единственным критерием для определения требуемой глубины стабилизации нефти. Зная углеводородный состав исходной нефти, можно графически определить требуемую глубину стабилизации. Из приведенных данных видно, что потери нефти Кулешовского месторождения больше и поэтому глубина ее стабилизации на промыслах должна быть глубже, чем нефти Усть-Балыкского месторождения.На основе обобщения опыта искусственного заводнения различных месторождений и дифференцированного исследования нефтеотдачи по зонам залежей показано преимущество разрезания залежей на блоки перед законтурным ( приконтурным) заводнением по всем показателям. Метод разрезания залежей на блоки, обеспечивая высокую надежность, активность и экономичность системы заводнения, способствует и повышению нефтеотдачи пластов. Разрезание залежей на блоки было запроектировано и успешно осуществляется на залежах пластов A3 и А4 Кулешовского месторождения, пластов ДП, СП и CIII Мухановского месторождения и на других объектах.

Вместе с тем, оценка геолого-физических характеристик различных залежей очень часто бывает неравнонадежной. Например, число образцов керна на единицу объема пласта, использованное при обосновании емкостных и фильтрационных параметров пласта А4 на Кулешовском месторождении, в 3 раза превышает этот показатель для Покровского месторождения. Покровское месторождение, в свою очередь, разбурено по сетке почти втрое более плотной, чем Кулешовское, следовательно, сведения о геометрии здесь более надежны. С учетом особенностей геолого-физической информации по включенным в исследование объектам вес каждой строки матрицы исходных данных был условно оценен по четырехбалльной шкале с использованием данных о надежности прогноза извлекаемых запасов и всех имеющихся сведений об опыте подсчета запасов и оценках кондиционных значений параметров.Мухановское нефтяное месторождение (. Геолого-литологический профиль продуктивных пластов девона. 1 2 - песчаник нефте -, водонасыщенный. 3 - глины, алевролиты. Кулешовское нефтяное месторождение ( рис. 31, 32) расположено на территории Нефтегорского района Самарской области, в15 км к северу от г. Нефтегорска. Открыто в 1959 г., разрабатывается с 1960 г. Относится к классу крупных. Приурочено к локальным поднятиям ( Кулешовское, Корнеевское, Благодаровское, Бобрыкинское) Кулешовс-кого вала, осложняющего западный борт Бузулукской впадины. Кулешовское месторождение характеризуется сложными условиями залегания нефтяных залежей, невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов. Геологический разрез месторождения представлен породами кристаллического фундамента, отложениями среднего и верхнего девона, карбона, Перми и четвертичными образованиями.Подтверждением избирательной фильтрации жидкости в реальных условиях разработки нефтяных залежей может служить явление раннего появления небольшого количества воды в эксплуатационных скважинах задолго до прорыва основного фронта обводнения. Это явление было отмечено на Кулешовском месторождении путем анализа динамики изменения содержания солей в безводной нефти, достигавшего 50 - 1000 мгл / л и более. При малом содержании воды она испаряется вследствие разгазиро-вания нефти и только при содержании солей в нефти 2000 - 3000 мгл / л отмечается наличие воды в нефти на поверхности. Как видно, это вполне соответствует схеме избирательной фильтрации жидкости в микронеоднородной пористой среде, при которой возможно сильное опережающее внедрение воды по отдельным поровым каналам. Однако не на всех месторождениях проводятся соответствующие исследования, которые позволили бы это установить. Очень интересные результаты получены Л. П. Долиной по пласту Д1 Бавлинского месторождения. На основе геофизических исследований была установлена динамика нефтенасыщенности незаводненной части залежи. Аналогичные результаты получены Л. Г. Югиным по пласту A3 Кулешовского месторождения.

www.ai08.org

Кулешовское месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Кулешовское месторождение

Cтраница 2

Как следует из сравнения результатов разгазирования пластовой нефти Кулешовского месторождения ( табл. 1.27) и характеристик самого месторождения, суммарный объем нефтяного газа, выделившегося из пластовой нефти при ступенчатом ( дифференциальном) разгазировании ( 51 83 м3 / т), меньше, чем при ее однократном стандартном разгазировании ( ОСР) ( 66 6 м3 / т) на двадцать ( 20) с лишним процентов. Плотность ( молярная масса) нефтяного газа, выделяющегося из нефти при пластовой температуре ( 56 С), существенно больше, чем при 20 С, то есть при пластовой температуре в нефтяном газе существенно больше тяжелых углеводородов пластовой нефти, включая ее пары.  [16]

Обращаясь к истории проектирования разработки пластов АЗ и А4 Кулешовского месторождения, а также к результатам анализа состояния их разработки, можно проследить, как со временем менялись взгляды специалистов на основные принципы и концепции разработки этих пластов. К этому следует добавить, что при реализации решений проектных документов возникали объективные и субъективные трудности.  [17]

Ветлянскос месторождение находится в 7 км к юго-западу от Кулешовского месторождения. В 1965 г. на площади открыта газоносность башкирских отложений. В геологическом строении месторождения принимают участие пермские, каменноугольные и девонские отложения.  [19]

На рис. 7 представлены очень интересные профили приемистости пласта А3 Кулешовского месторождения в нагнетательной скв. Как видно, при малом объеме закачки ( 600 м3 / сут) верхние интервалы пласта воду не принимали, поэтому их можно было бы считать слабопроницаемыми, но с увеличением объема закачки до 1500 м3 / сут приемистость верхних и нижних интервалов пласта стала одинаковой, а при дальнейшем увеличении объема закачки воды в пласт до 2700 м3 / сут, наоборот, приемистость верхних интервалов стала значительно выше, чем нижнего.  [20]

В геологической модели, принятой при проектировании разработки пласта А4 Кулешовского месторождения ( рис. 2), вероятной считалась связь между пористыми слоями по системе трещин в плотных пропласт-ках и последние были даже включены в нефтенасыщенный объем пласта при первоначальном подсчете запасов нефти как трещиновато-низкопористый коллектор. В технологической схеме разработки было предусмотрено вскрытие в добывающих и нагнетательных скважинах продуктивной пачки на всю толщину единым фильтром.  [21]

В заключение необходимо отметить, что приведенные доказательства наличия на Кулешовском месторождении поперечных дизъюнктивных разломов являютуя подтверждением приуроченности к ним поглощении промывочной жидкости. Отсюда делается вывод, что указанные нарушения являются одной из причин поглощений. Однако при этом необходимо отметить, что приуроченность поглощении не ко всему разрезу, а, главным образом, к региональным стратиграфически поглощающим интервалам ( серпуховскому и фамсиекому ярусу) указывает на то, что в последних существовали наиболее благоприятные условия для формирования зон поглощении. Это было связано с наличием в них частого чередования прослоев глин ( серпуховские) и ангидритов ( фамен-ские) с компетентными карбонатными породами.  [22]

По предлагаемой технологии были проведены три опытные закачки в нагнетательные скважины Кулешовского месторождения.  [23]

Такая работа выполнена нами на примере разработки пластов АЗ и А4 Кулешовского месторождения, пласта C-I Мухановского месторождения и кунгурского продуктивного пласта Яблоневского месторождения.  [25]

Утевское и Бариновско-Лебяжинекое месторождения также эксплуатируются редкой сеткой скважин, только на Кулешовском месторождении она в два раза плотнее. На этом месторождении залежи нефти разрабатываются наиболее эффективно.  [26]

Разриботка одной из наиболее изученных на территории Урало-По - волжья залежи пласта А4 Кулешовского месторождения с самого начала осуществляется по блоковой системе. Бурение нагнетательных скважин разрезающих рядов осуществлено в начальный период разработки, благодаря чему блоки, получившиеся в результате разрезания залежи, превратились в самостоятельные объекты разработки. За исключением I блока, имеющего худшую проницаемость и содержащего более вязкую нефть, названные объекты имеют близкую характеристику ( табл. 36), но разбурены по разным сеткам.  [27]

Таким образом, закачка нефте - и взвесесодержащих сточных вод в трещиновато-пористые продуктивные пласты Кулешовского месторождения сопровождается естественным автоматическим регулированием фронта вытеснения нефти водой как по глубине за счет снижения удельной приемистости наиболее проницаемых пропластков, так и по мощности разрабатываемого объекта за счет засорения и самоочистки отдельных проводящих каналов, расположенных по всей мощности разрабатываемого объекта.  [28]

Ниже представлены типичные расчетные и фактические результаты дифференциального разгазирования пластовой нефти на примере четырех-ступенчатой сепарации пластовой нефти Кулешовского месторождения Куйбышевской области при давлениях на ступенях сепарации: 0 75; 0 275; 0 11 и 0 1 МПа при температуре 20 С.  [29]

Так, на нефтяных залежах девонских пластов Дмитриевского, Дерюжев-ского, Мухановского, Ново-Запрудненского, Шкаповского месторождений, пласта АЗ Кулешовского месторождения, а также на целом ряде других залежей отмечается сравнительно длительный период безводной эксплуатации скважин, а затем очень быстрый рост их обводненности.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

На Кулешовском месторождении дочка Роснефти провела большеобъемный ГРП, закачав в пласт 150 т проппанта

Самаранефтегаз провела рекордную для Волго-Уральского региона операцию по большеобъемному гидроразрыву пласта (ГРП).

Об этом сообщает 7 июля 2017 г Роснефть.

Единоразово в пласт было закачано 150 т проппанта, что позволило обеспечить высокий дебит скважины – более 90 т/сутки нефти и более 20 тыс м3/сутки газа!

Для любознательных напомним, что пропант ( проппант) - это мелкие шарики - гранулы, используемые для расклинивания с целью повышения эффективности отдачи скважин при применении технологии ГРП.

ГРП был выполнен на скважине №109 Кулешовского месторождения.

Операция проводилась в пластах на глубине залегания 3,6 тыс м. 

Массу проппанта специалисты Самаранефтегаза увеличили для достижения максимальной эффективности скважины.

По существующей практике, средняя масса закачки проппанта составляет 22 т/1 операция ГРП.

Расчеты увеличения массы были сделаны с учетом вскрытой нефтенасыщенной толщи пластов.

Для выполнения операции были задействованы дополнительные насосы высокого давления и емкости технической воды, что обеспечивало высокий темп закачки 4,5 м3/мин при повышении давления до 780 атм.

Поэтому особое внимание во время работы уделялось технике безопасности.

Качественная подготовка скважинного оборудования, точный расчет, правильная организация работ по спуску оборудования ГРП в скважину обеспечили успешное проведение нестандартной операции и высокий дебит скважины.

Исследования показывают, что использование БГРП приводит к существенному повышению коэффициента извлечения нефти (КИН) по опытному участку за счет увеличения области охвата, те коэффициента охвата пласта воздействием.

Определяющими условиями применения БГРП являются участки с неравномерным распределением остаточной нефти, наличие пропластков с высокой остаточной нефтенасыщенностью, множество тупиковых зон, линз и полулинз, на некотором удалении от ствола скважины и не вовлеченые в разработку.

При закачке больших объемов проппанта создаются довольно длинные трещины разрыва, достигающие длинны 120-200м, которые охватывают дренированием межскважинное пространство пласта, слабо участвующее в разработке.

Проведение опытно-промышленных работ по БГРП в ряде случаев показывает высокую среднюю эффективность по приросту дебита нефти, удельная технологическая эффективность составила 10,8 т/сутки. 

Экономические расчеты показывают, что гидроразрыв с закачкой, к примеру, 200 т проппанта будет рентабельным при минимальном приросте дебита нефти в 9,8 т/сутки.

Большеобъемный ГРП может рассматриваться как альтернатива дорогостоящему бурению боковых стволов.

Самые богатые нефтью месторождения в Самарской области это Мухановское, Дмитриевское и Кулешовское.

Глубина залегания залежей достигает 3000 м.

Поэтому применение ГРП - необходимость.

Кулешовское нефтяное месторождение распо­лагается на территории Нефтегорского района Самарской облас­ти, в 15 км к северу от г Нефтегорска.

Открытое 1959 г, разра­батывается с 1960 г.

Относится к классу крупных, но  уже на завершающей стадии эксплуатации.

Для продолжения эксплуатации требуется доразведка.

Площадь мес­торождения составляет 74,06 км2.

Месторождение приурочено к локальным поднятиям (Куле­шовское, Корнеевское, Благодаровское, Бобрыкинское) Кулешовского вала, осложняющего западный борт Бузулукской впадины.

Кулешовское месторождение характеризуется сложными условия­ми залегания нефтяных залежей, невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов.

Геологический раз­рез месторождения представлен породами кристаллического фундамента, отложениями среднего и верхнего девона, карбона, перми и четвертичными образованиями.

Выявлено 16 нефтяных залежей в терригенных и карбонатных отложениях карбона, терригенных породах верхнего и среднего девона.

2 газонефтяные залежи открыты в кунгурском ярусе (ниж­няя пермь) и приурочены к пелитоморфным и микрозернистым до­ломитам с примесью глинистого материала.

Эффективная газона­сыщенная толщина изменяется от 0,5 до 34 м, пористость 4-25 %, проницаемость 0,025 мкм2.

Этаж газоносности 17 м.

Залежи нефти с газовой шапкой пластовые сводовые.

Залежь нефти в гжельс­ком ярусе связана с органогенно-обломочными известняками.

Эф­фективная толщина до 10 м, пористость 15%, проницаемость 0,015 мкм2.

В верейском горизонте нефтеносны песчаники, пересла­ивающиеся с алевролитами.

Эффективная толщина 0-30 м, порис­тость 11-26%,проницаемость 0,172 мкм2.

Наиболь­шей пористостью и проницаемостью характеризуются отложе­ния бобриковского горизонта, наименьшей- карбонатные породы нижней перми.

Глубины залегания продуктивных горизонтов от 600 до 3640м.

Физико-химические свойства нефтb месторождения из­меняются вверх по разрезу.

Наиболее легкие малосернистые нефти характерны для девонских отложений: плотность 0,792-0,794 г/см3, содержание серы 0,21 - 0,37 %, парафина 4,9 - 5,6 %.

Самаранефтегаз - дочка Роснефти, которая ведет активную работу на 166 лицензионных участках недр, которые расположены в Самарской и Оренбургской областях.

За последние 3 года компания пополнила копилку 14 новыми лицензионными участками.

Накопленная добыча нефти с начала деятельности предприятия в 1936 г составила более 1,2 млрд т.

nangs.org

На Кулешовском месторождении дочка Роснефти провела большеобъемный ГРП, закачав в пласт 150 т проппанта

Самаранефтегаз провела рекордную для Волго-Уральского региона операцию по большеобъемному гидроразрыву пласта (ГРП).

Как сообщает 7 июля 2017 г Роснефть, единоразово в пласт было закачано 150 т проппанта, что позволило обеспечить высокий дебит скважины – более 90 т/сутки нефти и более 20 тыс м3/сутки газа.

 

ГРП был выполнен на скважине №109 Кулешовского месторождения.

Операция проводилась в пластах на глубине залегания 3,6 тыс м.  

 

Для достижения максимальной эффективности скважины специалисты Самаранефтегаза увеличили массу проппанта.

По существующей практике средняя масса закачки проппанта на 1 операцию ГРП составляет 22 т.

Расчеты увеличения массы были сделаны с учетом вскрытой нефтенасыщенной толщи пластов.

 

Для выполнения операции были задействованы дополнительные насосы высокого давления и емкости технической воды, что обеспечивало высокий темп закачки 4,5 м3/мин при повышении давления до 780 атм.

Поэтому особое внимание во время работы уделялось технике безопасности.

 

Качественная подготовка скважинного оборудования, точный расчет, правильная организация работ по спуску оборудования ГРП в скважину обеспечили успешное проведение нестандартной операции и высокий дебит скважины.

 

Исследования показывают, что использование БГРП приводит к существенному повышению коэффициента извлечения нефти (КИН) по опытному участку за счет увеличения области охвата, те коэффициента охвата пласта воздействием.

 

Определяющими условиями применения БГРП являются участки с неравномерным распределением остаточной нефти, наличие пропластков с высокой остаточной нефтенасыщенностью, множество тупиковых зон, линз и полулинз, на некотором удалении от ствола скважины и не вовлеченые в разработку.

 

При закачке больших объемов проппанта создаются довольно длинные трещины разрыва, достигающие длинны 120-200м, которые охватывают дренированием межскважинное пространство пласта, слабо участвующее в разработке.

Проведение опытно-промышленных работ по БГРП в ряде случаев показывает высокую среднюю эффективность по приросту дебита нефти, удельная технологическая эффективность составила 10,8 т/сутки. 

Экономические расчеты показывают, что гидроразрыв с закачкой, к примеру, 200 т проппанта будет рентабельным при минимальном приросте дебита нефти в 9,8 т/сутки.

Большеобъемный ГРП может рассматриваться как альтернатива дорогостоящему бурению боковых стволов.

 

Самые богатые нефтью месторождения в Самарской области это Мухановское, Дмитриевское и Кулешовское.

Глубина залегания залежей достигает 3000 м.

Поэтому применение ГРП - необходимость. 

 

Кулешовское нефтяное месторождение распо­лагается на территории Нефтегорского района Самарской облас­ти, в 15 км к северу от г. Нефтегорска.

Открытое 1959 г, разра­батывается с 1960 г.

Относится к классу крупных.

Площадь мес­торождения составляет 74,06 км2.

Месторождение приурочено к локальным поднятиям (Куле­шовское, Корнеевское, Благодаровское, Бобрыкинское) Кулешовского вала, осложняющего западный борт Бузулукской впадины.

Кулешовское месторождение характеризуется сложными условия­ми залегания нефтяных залежей, невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов.

 

Геологический раз­рез месторождения представлен породами кристаллического фундамента, отложениями среднего и верхнего девона, карбона, перми и четвертичными образованиями.

 

Выявлено 16 нефтяных залежей в терригенных и карбонатных отложениях карбона, терригенных породах верхнего и среднего девона.

2 газонефтяные залежи открыты в кунгурском ярусе (ниж­няя пермь) и приурочены к пелитоморфным и микрозернистым до­ломитам с примесью глинистого материала.

 

Эффективная газона­сыщенная толщина изменяется от 0,5 до 34 м, пористость 4—25 %, проницаемость 0,025 мкм2.

Этаж газоносности 17 м.

Залежи нефти с газовой шапкой пластовые сводовые.

Залежь нефти в гжельс­ком ярусе связана с органогенно-обломочными известняками.

Эф­фективная толщина до 10 м, пористость 15%, проницаемость 0,015мкм2.

В Еврейском горизонте нефтеносны песчаники, пересла­ивающиеся с алевролитами.

Эффективная толщина 0—30 м, порис­тость 11—26%,проницаемость 0,172мкм2.

 

Наиболь­шей пористостью и проницаемостью характеризуются отложе­ния бобриковского горизонта, наименьшей— карбонатные породы нижней перми.

Глубины залегания продуктивных горизонтов от 600 до 3640м.

Физико-химические свойства нефтей месторождения из­меняются вверх по разрезу.

Наиболее легкие малосернистые нефти характерны для девонских отложений: плотность 0,792—0,794 г/см3, содержание серы 0,21—0,37 %, парафина 4,9—5,6 %.

 

Самаранефтегаз - дочка Роснефти, которая ведет активную работу на 166 лицензионных участках недр, которые расположены в Самарской и Оренбургской областях.

За последние 3 года компания пополнила копилку 14 новыми лицензионными участками.

Накопленная добыча нефти с начала деятельности предприятия в 1936 г составила более 1,2 млрд т.

 

Обсудить на Форуме 

ripar.ru

«Строительство системы поглощения скважины № 99816 Кулешовского месторождения, сбор нефти и газа со скважины № 1390 Кулешовского месторо-ждения»

Номер закупки КС18-21 дата публикации информации о закупке (МСК) 13.12.2017 - 15:27 (последние изменения от 07.02.2018 - 13:29)Срок подачи заявок c 13.12.2017 - 15:11 по 29.12.2017 - 23:30Способ закупки - Запрос предложений Статус закупки - Архив

Организатор

АО "Самаранефтегаз"Инн: 6315229162КПП: 997150001ОГРН: 1026300956990Адрес: г. Самара

Общий классификатор закупки

строительно-монтажные работы

Сведения о начальной (максимальной) цене договора (цене лота)

Не объявляется

Ссылка на закупку на электронной торговой площадке

Информируем Вас о том, что закупка проводится в электронной форме (заявки принимаются только в электронном виде) и на ЭТП ТЭК-Торг секция ПАО «НК «Роснефть» (https://rn.tektorg.ru) опубликовано извещение и размещена документация о проведении указанной процедуры: РН724147

Требования к участникам Устанавливаются требования к отсутствию информации об участниках закупки в реестре недобросовестных поставщиков

Лоты

Контактная информация (процедурные вопросы)

Курносов Дмитрий Михайлович

Адрес РФ, 443071, г. Самара, Волжский проспект, 50

Телефон846 2135566

Контактная информация (технические вопросы)

Калмыков Дмитрий Сергеевич

Адрес РФ, 443071, г. Самара, Волжский проспект, 50

Телефон:2135689

E-mail:[email protected]

Пакет документов

Вернуться на страницу закупок

zakupki.rosneft.ru

Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Кулешовское

Cтраница 2

Положительное влияние переноса фронта нагнетания и вызванное этим направление фильтрационных потоков было доказано на Покровском, Кулешовском, Сызранском, Мухановском, Алака-евском, Ромашкинском ( Абдрахмановской площадь) месторождениях и других [104], на которых это позволило поддерживать достигнутый уровень добычи нефти, снизить обводненность добываемой продукции и увеличить охват пластов заводнением.  [17]

Послойное обводнение установлено и в терригенных и карбонатных пластах на месторождениях Зольненском, Покровском, Мухановском, Кулешовском, Туй-мазинском, Шкаповском, Ромашкинском и других. Очевидно, избирательное обводнение пластов - основной вид заводнения. То, что оно еще не отмечено на ряде месторождений, объясняется лишь отсутствием соответствующей информации, недостаточным контролем за процессом и особенностями внедрения воды в залежи.  [18]

В центральной части Урало-Поволжья расположены наиболее крупные нефтяные месторождения, в том числе такие уникальные, как Ромагакинское, Кулешовское, Орланское, Туймазинское, Мухановское и другие. Газовые месторождения расположены на южной и восточной окраинах этой территории, а в последнее время газовые месторождения открыты и на северной окраине. В У рало - Поволжье открыто значительное число газовых, газокопдснсатных и нефтегазовых месторождений в Волгоградской, Саратовской, Куйбышевской, Оренбургской областях ив Башкирской АССР. Однако большинство этих месторождений содержит сравнительно небольшие запасы.  [19]

В результате проведенной работы установлено, что в подавляющем большинстве скважин, расположенных на Покровском, Жигулевском, Стрельненском и Кулешовском месторождениях, разностные кривые имеют отчетливо выраженный прямолинейный конечный участок.  [20]

Сопоставление показателей выработки запасов нефти по месторождениям, находящимся в завершающей стадии эксплуатации ( Туймазинское, Шкаповское, Серафимовское, Бавлинское, Кулешовское, Мухановское, Зольненское, и др.), на результаты разработки которых сложившаяся экономическая ситуация повлияла в меньшей мере, с аналогичными показателями по месторождениям, вступившим в позднюю стадию разработки сравнительно недавно, когда проектные решения реализуются не в полной мере ( велик фонд бездействующих скважин, сокращены эксплуатационное бурение и отборы жидкости, нарушен баланс между отбором жидкости и закачкой воды и др.), позволяет оценить последствия которые, могут иметь место в результате разбалансировки запроектированных и реализуемых систем разработки.  [21]

Сегодня основные крупные месторождения: Ромашкинское, Бав-линское, Первомайское, Ново-Елховское, Туймазинское, Шкаповское, Серафимовское, Арланское, Зольненское, Дмитри-евское, Кулешовское, Мухановское, Западно-Тэбукское, Усинс-кое, Возейское, Ярино-Каменноложское и Жирновское находятся в поздней и завершающей стадиях разработки; в позднюю стадию разработки вступили месторождения Западной Сибири - Самотлорское, Аганское, Федоровское, Южно-Сургутское, Усть-Балыкское, Мамонтовское, Правдинское, Ватинское, Западно-Сургутское, Быстринское, Солкинское, Покачевское, Советское и другие, обеспечивающие половину добычи нефти по отрасли.  [22]

На рис. 1 в качестве примера приведены зависимости между накопленной добычей нефти и накопленной добычей жидкости ( характеристики вытеснения) для пласта С, Мухановского и пласта Л4 Кулешовского месторождений по данным расчетов аналитическим методом и фактическим данным.  [23]

Ухудшение коллекторских свойств у внешнего контура нефтеносности отмечено на залежах нефти Мухановского месторождения ( пласты карбона и девона), Покровского ( Б2 и А4), Дмитриевского, Кулешовского ( А3 и А4, южное крыло), Алака-евского ( А4, западное крыло), Зольненского ( Б2, северное крыло), Ярино-Каменноложского, Бавлинского, на грозненских и оренбургских месторождениях, а также других районов. Подробные данные о резком ухудшении коллекторских свойств пласта по многим залежам нефти нашей страны приведены в работах К. Б. Аширова, А. Н. Мусгафинова и других исследователей.  [24]

Бурное развитие добычи нефти и газа за последние 10 - 15 лет обусловлено открытием крупных нефтяных и газовых месторождений: нефтяных - Ромашкинского, Туймазинского, Шкаповского, Арланского, Мухановского, Кулешовского и др. в районах Урало-Поволжья, Малгобек-Вознесенского в Чечено-Ингушской АССР, Нефтяные Камни в Азербайджанской ССР, Котур-Тепе ( Ленинское) в Туркменской ССР, а также ряда месторождений в Украинской ССР, Ставропольском крае, Волгоградской и Пермской областях; газовых - Шебелинского в Украинской ССР, Газлинского в Узбекской ССР, ряда месторождений на Северном Кавказе.  [25]

В ближайшие годы основная часть нефти Куйбышевской облс сти будет добыта на месторождениях, приуроченных к восточном продолжению Жигулевской зоны дислокаций - Мухановском, Дм триевском, Марьевском, Красный Яр и др., а также на месте рождениях Южно-Куйбышевского района Кулешовском, Благода ровском и новых площадях, находящихся в разведке.  [26]

Состояние развития нефтедобывающей отрасли страны в большой степени зависит от целого ряда факторов и, в первую очередь, от эффективности разработки крупных и уникальных нефтяных месторождений, к числу которых принадлежат Ромашкинское, Ново-Елховское, Бавлинское, Туймаз инское, Шкаповское, Арланское, Мухановское, Кулешовское, Ярино-Ка - менноложское и некоторые другие месторождения Волго-Кам - ского региона.  [27]

Примером этого могут служить Кулешовское ( пласты А3 и А4) и Козловское ( пласты А3 и А4) месторождения.  [28]

Анализ причин нарушения технологического процесса обработки нефти на НСЗ Богатовскнефть, имевших место как при испытании реагента АНП-2, так и ранее при работе на диссольване, показал, что эти нарушения совпадают с моментом подключения к работающей установке резервуара с более тяжелой и трудно обрабатываемой лебяжинской нефтью, когда уровень взлива этой нефти превышает уровень взлива в резервуаре с кулешовской нефтью. При равномерной подаче нефти Кулешовского и Лебяжинокого месторождений нарушений обработки нефти реагентом АНП-2 не наблюдается.  [29]

По окончании вуза распределен в головной научно-исследовательский и проектный ин-т Миннефтепрома СССР Гипровос-токнефть, где работал инженером-проектировщиком, руководителем группы, зам. Яблоневый овраг, Мухановское, Кулешовское, Ро-машкинское, Оренбургское, Туймазинское и многих др., стр-ва Му-хановского, Кулешовского, Казахского ( г. Новый Узень) газоперерабатывающих з-дов.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Кулешовское

Cтраница 1

Кулешовское, Покровское, Боб-ровское, Чутырско-Киенгопское и др.; газовые и газоконденсатные - Оренбургское, Коробковское, Степновское. Продуктивные горизонты выявлены на глубинах 0 2 - 5 4 км.  [1]

В работе [34] на примере Кулешовского и Дерюжовского месторождений показано, что после многообъемных кислотных обработок ( 200 - 400 м3 раствора соляной кислоты) проницаемость узких трещиноватых слоев в карбонатных пластах, выявленных путем гидропрослушивания, увеличивается до нескольких дарси.  [2]

Находящиеся в той же дельтовой зоне Кулешовское, Михай-ловско - Коханское и Дмитриевское нефтяные месторождения также относятся к наиболее богатым.  [3]

Следует отметить, что обработка нефтей Кулешовского и Лебяжинского месторождений с применением смеси реагентов АНП-2 и диссольвана протекает более ровно и устойчиво, чем при применении чистых реагентов. Нарушения режима, связанные с подключением к установке резервуара с более тяжелой и трудно обрабатываемой нефтью Лебяжинского месторождения, оказываются значительно слабее.  [4]

В последние годы открыты крупные нефтяные месторождения Южно-Куйбышевском районе Кулешовское и Благодаровское, рас положенные на склоне Средневолжского свода.  [5]

Сопоставлением фактических дебитов скважин Ромашкинского ( Миннибаевская площадь), Кулешовского, Покровского, Мегион-ского месторождений ( С. В. Сафронов, Ю. С. Савельев) с расчетными установлено, что при длительном воздействии глинистым раствором на вскрытый пласт ( более 20 сут) дебиты скважин снижаются в 7 - 10 раз и более.  [6]

Такими коллекторами сложен карбонатный пласт А4 башкирского яруса на Покровском, Кулешовском, Якушкинском, Алакаевском, Благодаровском и некоторых других месторождениях Куйбышевской области.  [7]

И, наконец, на месторождениях Мухановском ( девон), Кулешовском ( пласты А4 и АЗ), Ново-Запруднен - ском, введенных в разработку в 1957 - 1960 гг., были запроектированы и осуществлены сетки с расстоянием между скважинами 600 - 800 м и плотностью 36 - 56 га / скв. По этим месторождениям, несмотря на столь редкие сетки скважин, процесс разработки проходит вполне нормально, достигнуты проектные уровни добычи нефти.  [8]

Лишь некоторые сведения об окских коллекторах на территории Куйбышевской области имеются по Кулешовскому.  [9]

На ряде зарубежных и некоторых отечественных ГПЗ ( Миннибаевском, От-радненском и Кулешовском) для отбензинивания газа применяется метод низкотемпературной конденсации.  [11]

Для сопоставления эффективности блоковой и законтурной систем разработки проанализированы данные эксплуатации залежей нефти Кулешовского и Зольненского месторождений.  [12]

Так, например, опыт разработки залежей нефти пластов CI ЭДуханов-ского и A3 Кулешовского месторождений, относящихся к числу объектов, на которых в качестве метода воздействия на пласт в поздней стадии был опробован форсированный отбор жидкости, показал, что интенсификация отборов жидкости из скважин в масштабе всей залежи эффективна для объектов с первым типом поздней стадии, в то время, как на залежах со вторым типом поздней стадии целесообразнее подвергать форсировке лишь медленно обводняющиеся скважины, расположенные в зоне завершения разработки.  [13]

На это указывают исследования гидропро-водности и профиля расхода воды, проведенные на Туймазинском, Кулешовском и Ромашкинском месторождениях [19, 31], рассматриваемые в главе IV. При неустановившемся режиме разработки залежи между различными зонами, каналами и потоками жидкости создаются перепады давления, которые обусловливают переток жидкости между ними, изменение направления движения и форму потоков.  [14]

Анализ проведен для нефтей трех типов, которые по углеводородному составу соответствуют Ромашкинско-му, Усть-Балыкскому и Кулешовскому месторождениям. Для исследования были взяты нефти, отсепарированные при давлении 0 1 МПа, которые, несмотря на различие в углеводородном составе, имеют одинаковую начальную упругость паров - 1180 мм.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru