Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Татышлинское месторождение нефти


Татышлинское месторождение - Справочник химика 21

Химия и химическая технология

Статьи Рисунки Таблицы О сайте Реклама     Нефти Татышлинского месторождения имеют низкие газосодержание и давление насыщения (пласт Дх и бобриковский горизонт), существенно повышенную вязкость нефтей всех пластов, низкие пластовое давление и-температуру (нефти башкирского яруса). [c.179]

    Татышлинское месторождение, открытое в 1960 г., входит в Юго машево-Игровскую группу, объединяющую восемь мелких месторождений, расположено в северо-западной краевой части Башкирского свода. Оно представляет собой антиклинальную складку почти широтного простирания. [c.179]

    На севере республики в 1953 г. были найдены сравнительно небольшие залежи на Надеждинской площади в терригенной толще нижнего карбона и на Орьебашевской площади в терригенных отложениях нижнего карбона и девона. Несколько позже в этом районе были открыты Четырмановское, Игровское, Кузбаевское, Югомаш-Максимов-ское, Татышлинское и другие месторождения, на базе которых создано НГДУ Краснохолмскнефть. [c.41]

    Югомашевское месторождение девонской нефти расположено на севере Башкирии в Татышлинском районе. Нефтеносными являются песчаные пласты пашийской свиты. Югомашевская нефть тяжелая, ее плотность = 0,885. Нефть смолистая (смолы сернокислотные 58%, смолы силикагелевые 14,9%). Содержание серы в нефти несколько ниже, чем в других нефтях северо-западных месторождений, и равно 2,2%, что значительно выше, чем в туймазинской девонской нефти (см. рис. 17). [c.84]

Смотреть страницы где упоминается термин Татышлинское месторождение: [c.179]    [c.185]    [c.64]    [c.127]    [c.114]    Смотреть главы в:

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

© 2018 chem21.info Реклама на сайте

chem21.info

1. Геологический раздел

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра «Бурения нефтяных и газовых скважин»

ОТЧЁТ ПО ПЕРВОЙ ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРАКТИКЕ

Руководитель Г.В. Конесев

Руководитель от Р.Ф. Султанов

предприятия

Разработал студент гр.ГБ-10-02 Р.Р. Муллануров

Уфа 2013

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1 Орогидрография района

1.2 Стратиграфия и литология

1.3 Зоны возможных осложнений

1.4 Нефтегазоводоносность

1.5 Исследовательские работы в скважине

2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Конструкция скважины

2.2 Виды и параметры бурового раствора

2.3 Химическая обработка бурового раствора

2.4 Характеристика применяемых долот

2.5 Требования к спуску обсадных колонн

2.6 Цементирование скважины

2.7 Вскрытие и освоение продуктивных пластов

2.8 Характерные осложнения при бурении скважины

2.9 Характерные аварии при бурении скважины

3. ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА

4. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

5. ОРГАНИЗАЦИОННАЯ СТРУКТУРА УБР

ВВЕДЕНИЕ

Общеизвестно возрастающее значение нефти в мировой экономике. Стремительные темпы роста ее добычи в мире: с 1920 по 2002 год добыча нефти возросла с 94 млн. тонн до 3368,5млн. тонн. Это привело к тому, что темпы подготовки промышленных запасов нефти стали отставать от темпов наращивания ее добычи вследствие усложнившихся условий поисков и разведки нефтяных месторождений, с одной стороны, а с другой - в связи с тем, что мировые запасы нефти не безграничны. Если учитывать сложившийся рост энергопотребления, то при существующей технологии добычи нефти эти запасы могут быть исчерпаны в течении максимум пятидесяти лет. Вместе с тем необходимо учесть, что нефть не только энергетическое сырье. Важно сохранить ее запасы на более длительное время и, прежде всего, в качестве сырья для получения ряда ценных химических продуктов различного назначения.

Югомашевское месторождение расположено на территории Татышлинского и Янаульского районов республики Башкортостан в 15 км западнее районного центра Верхние Татышлы. В тектоническом плане Югомашевское месторождение расположено в северо-западной части Башкирского свода.

Объектами разработки на месторождении являются отложения среднего карбона (каширский, верейский горизонты и башкирский ярус), нижнего карбона (ТТНК, турнейский ярус), верхнего и среднего девона (фаменский ярус, кыновский, пашийский горизонты).

Данным проектом предусматривается вскрытие отложений среднего карбона, а эксплуатационным объектом являются карбонаты башкирского яруса.Вблизи находятся Четырманское (юго-западнее), Татышлинское (северо-восточнее) нефтяные месторождения. В настоящее время разработка Югомашевского нефтяного месторождения ведется по «Проекту разработки Югомашевского месторождения» 2007 года, утвержденного Протоколом ЦКР Роснедра № 4253 от 20.03.2008 года.

Пробуренный фонд по Югомашевскому месторождению по состоянию на 1.10.09г. составляет 1168 скважин, в том числе: нефтяных действующих – 844, в бездействии - 86, контрольных пьезометрических – 14, ликвидированных – 46, водозаборных – 1, нагнетательных – 177 скважин (из них действующих - 162).

С начала разработки Югомашевского месторождения по состоянию на 1.10.09г. добыто 23347 тыс. тонн нефти и 45965тыс. м3 воды, в том числе из отложений среднего карбона – 10886тыс. тонн нефти и 8792 тыс. м3 воды, из ТТНК 13059 тыс. тонн нефти и 35594 тыс. м3 воды, из карбонатных отложений турнейского яруса – 2 тыс. тонн нефти и 384 м3 воды, из отложений девона – 400 тыс. тонн нефти и 1579 тыс. м3 воды.

Закачка воды ведется в отложения среднего и нижнего терригенного карбона. Всего с начала разработки Югомашевского месторождения в пласты закачали 59123 тыс. м3 воды, в том числе 33847 тыс. м 3 – в отложения среднего карбона, 25276 тыс. м 3 – в отложения терригенной толщи нижнего карбона.

Компенсация отбора жидкости закачкой по месторождению составляет 79%, весовая обводненность – 68%.

Средний дебит нефти по месторождению составляет 4,0т/сут, жидкости – 11,0 т/сут на одну скважину, средняя приемистость одной нагнетательной скважины – 541 м3/сут.

В орографическом отношении месторождение занимает водораздельное пространство верховьев рек Буй и Быстрый Танып и представляет собой слегка приподнятый участок, полого опускающийся в сторону реки Буй. поверхность месторождения заметно всхолмлена и густо пересекается речной и овражно-балочной сетью. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +160 до +258; среднее +209м.

Гидрографическая сеть представлена реками Арей (с притоками Биз, Бизь - 2-й (Югары-Биз), Зиримзи, Гондырка, Мал. Гондырка), Юрмияз, Варзи, Чаршады, Гари, Сигиязелга и безымянными ручьями. Согласно статьи 65 Водного кодекса РФ № 74-ФЗ от 03.06.2006г (с изменениями от 23.07.2008г), водоохранные зоны и прибрежные защитные полосы для рек Арей, Биз, Бизь 2-й (Югары-Биз), Зиримзи, Гондырка, Мал. Гондырка, Юрмияз, Варзи, Чаршады, Гари – 100м, реки Сигиязелга, ручья Гари и безымянного ручья – 50м.

Климат района работ резко континентальный, с достаточно холодной и продолжительной зимой и относительно коротким и жарким летом.

Дорожная сеть развита хорошо. Через площадь проходит дорога межобластного сообщения Уфа - Бирск - Верхние Татышлы – Куеда – Пермь с хорошим асфальтовым покрытием. Севернее площади проходит участок Горьковской железной дороги, с ближайшими станциями Янаул, Куеда, Чернушка.

Проектные скважины расположены вне водоохранных зон водных объектов, зон санитарной охраны водозаборов, магистральных нефтепроводов и линий электропередач.

Бурение эксплуатационных скважин будет осуществлять Краснохолмский цех бурения, освоения и КРС филиала ООО «Башнефть-Геострой» «Нефтекамское УБР», база которого расположена в населенном пункте Краснохолмский.

Разработку месторождения осуществляет Краснохолмское УДНГ филиала ОАО АНК «Башнефть» - « Башнефть-Янаул», база которого расположена в городе Янаул.

1.1 Орогидрография района

Таблица 1 – Сведения о районе буровых работ

Название, единица измерения

Значение (текст, название,

величина)

1

2

Площадь (месторождение)

Югомашевское

Год ввода площади в бурение

2010

Административное расположение

республика , область

Республика Башкортостан

Район

Татышлинский

Температура воздуха , С° :

среднегодовая

+ 2,0

наибольшая летняя

+ 38

наименьшая зимняя

- 50

Максимальная глубина промерзания грунта, м

1,8

Продолжительность отопительного периода, сутки

222

Преобладающее направление ветров

юго-западное

Наибольшая скорость ветра, м/с

23

Таблица 2 - Сведения о площадке строительства буровой

Наименование, единица измерения

Значение (тест, название, величина)

1

2

Рельеф местности

Состояние местности

Толщины:

- снежного покрова, см

- почвенного слоя, см

Растительный покров

Категория грунта

Равнинный, слабо всхолмленный

Заболоченная с озерами и реками

150-200

30

Смешанный лес (сосна, кедр, береза)

Торфяно-болотные, суглинки, пески, глины, супеси

Таблица 3- Размеры отводимых во временное пользование земельных участков

Размер,

га

Источник нормы

отвода земель

Назначение

участка

1

2

3

1,6+0,2x7=3,0

Нормы отвода земель для нефтяных и газовых скважин. СН-459-74, утв. Госкомитетом Совета Министров СССР по делам строительства 25.03.1974 г.

Бурение куста из 8 эксплуатационных скважин на Югомашевском нефтяном месторождении станком БУ 75БрЭ

3,0

Схема расположения бурового оборудования на кусте скважин Югомашевского нефтяного месторожденияи

-«-

Таблица 4-Источник и характеристики водо - и энергоснабжения,

связи и местных стройматериалов

Назначение вида снабжения:

(водоснабжение, энергоснабжение, связь, местные строй-материалы и т.д.)

Источник заданного вида снабжения

Расстояние от источника до буровой, км

Характеристика

водо- и энергопривода, связи и

стройматериалов

1

2

3

4

Водоснабжение:

для бурения

скважина-колодец

Н=100 м

ЭЦВ - 5 – 6,5 - 120

питьевая вода

привозная база УБР

г. Нефтекамск - буровая

125

автоцистерна

Энергоснабжение

ЛЭП – 6кВт

cуществующая

Связь

радиостанция

-

«Моторола»

studfiles.net

Нефть - турнейский ярус - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Нефть - турнейский ярус

Cтраница 2

Залежь нефти турнейского яруса приурочена к высокопроницаемым пористо-кавернозным разностям известняков, перекрытых плотными глинистыми породами. Залежь относится к массивному типу и полностью подстилается водой.  [16]

Залежь нефти турнейского яруса Ветлянского месторождения находится в условиях несколько повышенных пластовых давлений и температур. Нефть характеризуется относительно невысоким газосодержанием, низкой вязкостью, средней плотностью. Следует отметить большую разницу пластового давления и давления насыщения.  [17]

Растворенный в нефти турнейского яруса газ имеет плотность 1 427 г / л и содержит 30 9 % азота. Газ из нефти пашийского горизонта несколько легче ( 1 225 г / л) и содержит 13 8 % азота.  [18]

Растворенный в нефти турнейского яруса Куакбашской площади газ тяжелый и жирный. В нем содержится метана значительно меньше, чем в среднем нефтяном газе, а азота столько же.  [19]

В пластовых условиях нефть турнейского яруса имеет невысокое газосодержание, среднюю вязкость.  [20]

В поверхностных условиях нефть турнейского яруса Плотниковско-го месторождения парафиновая ( вид П2), высокосернистая ( класс III), смолистая.  [21]

В пластовых условиях нефть турнейского яруса Шегурчинского месторождения вязкая, тяжелая, газосодержание ее в 3 раза меньше, чем в среднем для пластовых нефтей.  [22]

Опытно-промышленные работы, проведенные на залежах нефти турнейского яруса Ямашинского, Сиреневского, Ерсу-байкинского, Ивашкино-Мало - Сульчинского ( район скв. Ромашкинского месторождения, свойства коллекторов и пластовой нефти которых близки к свойствам аналогичных залежей Тамьяновской площади, показали достаточно высокую эффективность применения сеток скважин с плотностью от 4 га / скв.  [23]

На основании положительного опыта разработки залежи нефти турнейского яруса Татышлинского месторождения системой ГС и по причине отсутствия проектного фонда скважин для бурения на отложениях башкирского яруса Югомашевского месторождения в пределах менее 3-метровой изопахиты геологическими службами НГДУ Краснохолмскнефть и АНК Башнефть было принято решение о разработке ГС залежи нефти башкирского яруса Югомашевского месторождения.  [24]

Из других видов биореагентов промышленное испытание на залежах нефти турнейского яруса Волковского месторождения проходит специально подобранная смесь природных аэробных микроорганизмов по технологии фирмы Руспетрол.  [25]

Бензины из арланской нефти каширского горизонта и карача-елгинской и шелкановской нефтей турнейского яруса более сернистые.  [26]

В поверхностных условиях нефти Верхне-Ветлянского месторождения относительно легкие ( за исключением нефти турнейского яруса), маловязкие, сернистые ( класс II), парафиновые ( вид П2), малосмолистые.  [27]

К таким объектам в Пермской, Самарской и Оренбургской областях отнесены залежи нефти турнейского яруса Таныпского, Сосновского, Ново-Запрудненского, Сорочино-Никольского, Карповского месторождений, башкирского яруса и верейского горизонта Севере-Камского, Полазненского, Ярино-Каме - ноложского и Батырбаевского месторождений.  [28]

Газонасыщенность для терригенной толщи нижнего карбона НЕ Александровской площади 22 м3 / т, на Туймазинской - 21 м3 / т Газонасыщенность нефти турнейского яруса составляет 21 м3 / т на обеих площадях.  [29]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Карбонатное отложение - турнейский ярус

Карбонатное отложение - турнейский ярус

Cтраница 1

Карбонатные отложения турнейского яруса развиты в пределах всего Бавлинского месторождения. В разрезе турнейского яруса нефтеносны известняки верхнетурнейского подъяруса в пределах кизеловского и в единичных скважинах черепетского горизонтов, которые развиты в условиях единой залежи. В целом рассматриваемый район характеризуется низкими коллек-торскими свойствами по сравнению с месторождениями, расположенными западнее. Кизеловский горизонт характеризуется несколько иными показателями: средняя общая толщина кизеловского горизонта - около 10 0 м, средняя нефтенасыщенная толщина значительно ниже и равна 6 4 м, из-за исключения непроницаемых прослоев.  [1]

Карбонатные отложения турнейского яруса на площади Чермасанского месторождения в основной массе представлены известняками. Среди известняков встречаются прослои доломитов, реже аргиллитов.  [2]

В карбонатных отложениях турнейского яруса прослеживаются 4 пачки пластов-коллекторов: кизелковский Скз-1, черепецкий Сч-1, малевскоупинский Суп мл-1, заволжский Сзв-1. Вся толщина продуктивных пород имеет сходный вещественный состав и структурные особенности.  [3]

В карбонатных отложениях турнейского яруса основные промышленные запасы нефти содержатся в кизеловском горизонте.  [4]

Залежь нефти приурочена к карбонатным отложениям турнейского яруса. Проницаемость коллекторов в своде структуры равна 2 мкм2, вязкость пластовой нефти - 12 мПа - с. Площадь разбурена по редкой сетке. Заводнение осуществляется в осевой ряд. Максимальные объемы закачки ( 3000 - 3200 мэ / сут) были достигнуты в 1977 - 1978 гг. К этому времени из залежи было отобрано около половины извлекаемых запасов нефти.  [5]

Промышленная нефтеносность установлена в карбонатных отложениях турнейского яруса и терригенных отложениях яснополянского надгоризонта ( тульский горизонт) нижнего отдела каменноугольной системы.  [6]

Нефтеносны терригенные пласты бобриковского горизонта, карбонатные отложения турнейского яруса и аскынско-мендымского горизонта и терригенные отложения девона. Терригенные пласты девона содержат 89 3 % всех балансовых запасов нефти и являются основным объектом разработки.  [8]

Промышленно-нефтеносным горизонтами являются терри-генные отложения нижнего карбона и девона и карбонатные отложения турнейского яруса и каширского горизонта.  [9]

Первые 10 ГС были пробурены в 1991 - 1996 гг. на карбонатные отложения турнейского яруса Татышлинского месторождения согласно технологической схеме опытно-промышленных работ, составленной БашНИПИнефть. Расположение скважин параллельно-рядное - в 2 ряда по 4 скважины с расстоянием между горизонтальными стволами в ряду 200 - 350 м, а между рядами - 300 - 500 м; пробурены 2 разрезающие скважины между рядами.  [10]

Промышленно-нефтеносными на Юсуповской площади Арланского месторождения являются терригенные отложения нижнего карбона и карбонатные отложения турнейского яруса. По составу нефти Гремключевского опытного участка относятся к тяжелым, смолистым и парафинистым.  [11]

Первые десять ГС были пробурены в период с 1991 - 1996 годы на карбонатные отложения турнейского яруса Татышлинского месторождения. Начальный дебит нефти одной ГС за первый год эксплуатации составил - 8.9 т / сут, тогда как начальный дебт одной ННС данной залежи - 3.2 т / суг. Текущий дебит по ГС составил - 5.1 т / сут пру весовой обводненности - 20.3 %, по ННС - 0.9 т / сут при весовой обводненности - 13 6 % Таким образом, начальный дебит ГС в 2.8 раза, а текущий в 5 раз превышаеп соответствующие дебиты окружающих ННС. Накопленная добыча нефти по ГС Татышлинского месторождения составила 147.0 тыс. тонн, из них дополнительная добыч.  [12]

Терригепные отложения нижнего карбона, к которым приурочены основные запасы нефти Арланского месторождения, заключены между карбонатными отложениями турнейского яруса и тульского горизонта и охватывают елховский, радаевский, бобриковский и тульский горизонты.  [13]

Промышленная нефтеносность приурочена к песчаникам пашийских слоев верхнего девона ( пласт Дц), песчаникам бобриковского горизонта и карбонатным отложениям турнейского яруса.  [14]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Игровское месторождение - Справочник химика 21

    Игровское месторождение расположено на северо-западе Башкирии в непосредственной близости от Арланского месторождения в северо-восточном от него направлении. [c.79]

    Нефть Игровского месторождения ио своей общей характеристике напоминает арланскую угленосную нефть. Нефть высокосернистая (2,7% общей серы), высокосмолистая 18% силикагелевых [c.79]

    В исследованиях использовались аномально-вязкие нефти и образцы пород продуктивных отложений Игровского месторождения Башкирии. Влияние [c.179]

    На основе исследований выведена эмпирическая формула для определения градиента динамического давления сдвига при фильтрации аномальновязкой нефти Игровского месторождения в карбонатных образцах пород с поровой структурой. [c.180]

    Игровское месторождение, открытое в 1961 г., относится к Игров-ской группе месторождений, расположено на границе перехода северо-западной краевой части Башкирского свода в Бирскую седловину, представляет собой антиклинальную складку широтного простирания. [c.181]

    Проведенное в 1962—1963 гг. исследование нефтей Четырмановского, Кузбаевского и Игровского месторождений показало, что эти нефти высокосернистые, высокосмолистые с невысоким содержанием светлых, выкипаюш,их до 200 и 350°. Содержание серы в этих нефтях 2,7—2,9, смол силикагелевых 16—18, асфальтенов — 5,5—9%. [c.315]

    На севере республики в 1953 г. были найдены сравнительно небольшие залежи на Надеждинской площади в терригенной толще нижнего карбона и на Орьебашевской площади в терригенных отложениях нижнего карбона и девона. Несколько позже в этом районе были открыты Четырмановское, Игровское, Кузбаевское, Югомаш-Максимов-ское, Татышлинское и другие месторождения, на базе которых создано НГДУ Краснохолмскнефть. [c.41]

    Открытие высокодебитных месторождений нефти в каменноугольных отложениях в северо-за-падной части республики (Арланское, Манчаровское, Четырмановское, Игровское, Воядинское и др.). [c.47]

    Татышлинское месторождение, открытое в 1960 г., входит в Юго машево-Игровскую группу, объединяющую восемь мелких месторождений, расположено в северо-западной краевой части Башкирского свода. Оно представляет собой антиклинальную складку почти широтного простирания. [c.179]

    Опытно-промышленные испытания реагента комплексного действия Реапона-ИФ (РИФ), разработанного в ОАО НАПОР , начаты в 1993 г. на Бураевском, Игровском и Четырмановском месторождениях нефти.  [c.91]

chem21.info