Презентация, доклад Мишкинское месторождение. Мишкинское месторождение нефти википедия


Мишкинское месторождение - Справочник химика 21

Химия и химическая технология

Статьи Рисунки Таблицы О сайте Реклама     Мишкинское месторождение Красногорское месторождение Киеигопское месторождение [c.179]

    Мишкинское месторождение, открытое в 1966 г., расположено на юго-восточном окончании Киенгопского вала, представляет собой брахиантиклинальную складку северо-западного простирания, осложненную двумя куполами. [c.119]

    Нефть яснополянского надгоризонта Мишкинского месторождения в пластовых условиях проявляет те же физические свойства, что и нефть того же надгоризонта Киенгопского месторождения. Усадки нефти практически нет. [c.119]

    В настоящее время идет разбуривание Мишкинского многопластового месторождения (выделено четыре эксплуатационных объекта), причем вязкость нефти по объектам оказывается существенно различной (от 7 до 73 мПа-с). Кроме того, продуктивные пласты резко отличаются коллекторскими свойствами (например, третий эксплуатационный объект представлен терригенными коллекторами, а остальные — карбонатными с возможной трещиноватостью). Однако запроектированные системы разработки для всех объектов одинаковы (агент воздействия — вода, площадная система заводнения, плотность сетки добывающих скважин 25га/скв). [c.177]

    В последнее время широко используются технологии щелочного заводнения. Так, исследования для условий залежей нефти в отложениях турнейского яруса Мишкинского и башкирского яруса Гремихинского месторождений показали, что раствор щелочи обеспечил эффективное воздействие в коллекторах проницаемостью до 2 — 3 мкм . Эффект достигается в результате снижения поверхностного натяжения на границах раздела фаз в 5 —6 раз (с 22,0 до 4,0 мН/м). В результате усиливается внутрипластовое эмульгирование нефти, увеличивающее гидравлические сопротивления и микроохват заводнением. Смачиваемость поверхности карбонатных пород при действии щелочи практически не меняется. [c.581]

Смотреть страницы где упоминается термин Мишкинское месторождение: [c.119]    [c.252]    [c.176]    [c.63]    [c.252]    [c.252]    Смотреть главы в:

Нефти месторождений Советского Союза Справочник Изд.2 -> Мишкинское месторождение

© 2018 chem21.info Реклама на сайте

chem21.info

Мишкинское месторождение - презентация, доклад, проект

Обратная связь

Если не удалось найти и скачать доклад-презентацию, Вы можете заказать её на нашем сайте. Мы постараемся найти нужный Вам материал и отправим по электронной почте. Не стесняйтесь обращаться к нам, если у вас возникли вопросы или пожелания:

Не стесняйтесь обращаться к нам, если у вас возникли вопросы или пожелания:

Email: [email protected]

Мы в социальных сетях

Социальные сети давно стали неотъемлемой частью нашей жизни. Мы узнаем из них новости, общаемся с друзьями, участвуем в интерактивных клубах по интересам

ВКонтакте >

Что такое Myslide.ru?

Myslide.ru - это сайт презентаций, докладов, проектов в формате PowerPoint. Мы помогаем учителям, школьникам, студентам, преподавателям хранить и обмениваться своими учебными материалами с другими пользователями.

Для правообладателей >

myslide.ru

Мероприятия по интенсификации добычи нефти на Мишкинском нефтяном месторождении

Продуктивные отложения башкирского яруса сложены коричневато-серыми фораминиферово-сгустковатыми пористыми известняками и известняково-раковинными песчаниками. Поровое пространство сформировано порами размером 0,025-0,5 мм внутри- и межфрагментными, сообщающимися. Цемент скудный, кальцитовый, порового типа. В известняково-раковинных песчаниках обломочная часть (60-80%) представлена окатанным детритом, частично перекристализованным тонкозернистым кальцитом, иногда доломитом. Обломки сцементированы тонкозернистым доломитом порового типа и средне- крупнозернистым доломитом регенерационно-базального типа. Поры распределены неравномерно, две третьих из них крупные (0,15-1,5 мм), межфрагментные, овальной и полигональной формы, третья часть пор – внутрифрагментные, размером 0,02-0,1 мм, не сообщающиеся. Слабопористые известняки детрито-комковатые. Поры в основном межфрагментарные, полигональные, размером 0,04-0,12 мм. Цемент кальцитовый с ромбоэдрами доломита крустификационно-порового типа.

Продуктивные отложения верейского горизонта сложены известняками коричневато-серыми мелкокомковатыми, реже средне-крупнокомковатыми с прослоями известняково-раковинных песчаников. В мелкокомковатых разностях известняков поры в основном межфрагментарные разнообразной формы, сообщающиеся, размером 0,025-0,3 мм. Цемент кальцитовый тонкозернистый, реже доломитовые тонко-мелкозернистый базально-порового или порово-регенерационного типа в комбинации с регенерационным. В крупнокомковатых известняках размер пор до 0,45 мм; цемент кальцитовый порово-пленочного и типа, участками ангидритовый регенерационного типа. В известняково-раковинных песчаниках поры межфрагментные округлые с неровными изрезанными краями, размером 0,06-0,25 мм, сообщающиеся и мелкие (0,015-0,05 мм) округлые внутрифрагментные. Цемент – тонкозернистый кальцит крустификационного типа и средне-крупнозернистый доломит в комбинации с гидрослюдой регенерационно-базального типа.

Характеристика свойств флюидов, насыщающих продуктивные пласты месторождения, изучена по данным исследований глубинных и поверхностных проб, выполненных в лабораториях ОАО “Удмуртгеология” и института “УдмуртНИПИнефть”.

Нефть верейского горизонта.

Для пласта В-II плотность нефти в пластовых условиях составила 0,8828 т/м3 , вязкость нефти в пластовых условиях 16,9 мПа×с, объемный коэффициент 1,056, газосодержание 21,6 м3 /т.

Нефть башкирского яруса.

Среднее значение плотности нефти в пластовых условиях 0,8851 т/м3 , давление насыщения 7,6 МПа, объемный коэффициент от 1,032, вязкость нефти в пластовых условиях 21,3 мПа×с, газосодержание 14,82 м3 /т.

Нефть турнейского яруса.

По своим физическим свойствам нефть не отличается от нефти турнейской залежи Мишкинского месторождения, поэтому ее параметры в пластовых условиях характеризуются по аналогии с параметрами нефти турнейской залежи Мишкинского месторождения. Нефть характеризуется как тяжелая, (среднее значение плотности в пластовых условиях 0,9134 т/м3 ), высоковязкая, с небольшим газосодержанием.

Таблица 1

Параметры нефти

Из данных табл. 1 можно сделать вывод о закономерности изменения свойств нефтей в зависимости от глубины залегания или возраста объектов, их содержащих. Так нефти турнейского пласта, по сравнению с верейскими, более тяжелые, в них меньше светлых фракций, они более вязкие. С возрастанием глубины также уменьшается газосодержание (и, следовательно, уменьшается объемный коэффициент нефти) и увеличивается давление насыщения из-за увеличения содержания азота в попутном (растворенном) газе.

Растворенный в нефти газ является азотно-углеводородным и характеризуется высокой плотностью, с содержанием азота в отложениях соответственно верейского горизонта - 33,17%, башкирского яруса - 39,29%.

Газ турнейского яруса по своему составу, в сравнении с газом верейских и башкирских пластов, имеет низкую плотность по воздуху 1,181, более высокое содержание азота (64,61%), небольшое содержание углеводородов.

Попутный нефтяной газ Мишкинского месторождения содержит большое количество инертных, негорючих составляющих, поэтому он утилизируется в атмосферу с помощью факелов.

Пластовые воды рассматриваемого месторождения характерны для региона в целом, и для московских, башкирских, визейских и турнейских отложений являются рассолами хлоридно-кальцевого типа. Отчетливо выраженной тенденции изменения физико-химических свойств пластовых вод по продуктивному интервалу разреза не отмечается, за исключением уменьшения вязкости в пластовых условиях с возрастанием глубины из-за повышения температуры. Средняя плотность пластовых вод 1,17 г/см³, а минерализация — 260 г/л. Газовый фактор пластовой воды незначителен, а растворенный газ в основном представлен азотом.

По товарным качествам нефти Мишкинского месторождения характеризуются как тяжелые, высокосернистые, парафинистые и смолистые.

Запасы нефти Мишкинского месторождения утверждены ГКЗ СССР (протокол № 5992 от 1970 года) /1/ отдельно по двум поднятиям (Воткинское, Черепановское). Начальные запасы нефти, утвержденные протоколом ГКЗ № 5992 и в целом по месторождению составляли 206761 тыс. т геологических и 74286 тыс. т извлекаемых, в том числе по категориям: 44306 тыс. т геологических и 16066 тыс. т извлекаемых категории B; 123769 тыс. т геологических и 45014 тыс. т извлекаемых категории С1; 38686 тыс. т геологических и 13206 тыс. т извлекаемых категории С2.

По результатам выполнявшихся в процессе разработки месторождения работ (бурение скважин, сейсморазведочные работы) на месторождении неоднократно осуществлялись переводы запасов нефти в более высокие категории, списания не подтвердившихся запасов, приросты запасов нефти.

Остаточные запасы нефти по состоянию на 01.01.2004 г. в целом по месторождению составляют: 142 535 тыс. т геологических и 35 540 тыс. т извлекаемых категории B+C1, 38 686 тыс. т геологических и 13 206 тыс. т извлекаемых категории С2. Накопленная добыча нефти на 31.12.2006 г. составила 28 649 тыс. т.

Начальные балансовые запасы нефти , числящиеся на момент составления проектных документов и на 01.01.2004 г.

Таблица 3

Начальные извлекаемые запасы нефти, числящиеся на момент составления проектных документов и на 01.01.2004 г.

На Мишкинском месторождении, согласно технологической схемы /2/, выделено 4 объекта разработки: верейский (I), башкирский (II), яснополянский (III) и турнейский (IV). В разработке находится два поднятия — Воткинское и Черепановское.

mirznanii.com