Эффективность дозирования химических реагентов в интервале перфорации

Уникальное Арланское нефтяное месторождение в Башкортостане было открыто в 1954 г., а введено в разработку в 1958 г. Поначалу представление о единстве гигантского скопление нефти не существовало. Отдельные площади Арланская, Николо-Березовская, Новохазинская, Вятская – вводились в разработку по индивидуально составленным УфНИИ технологическим схемам. Некоторые запаздывание с вводом в разработку Арланского месторождения было связано с отсутствием опыта разработки крупных залежей сернистых нефтей повышенной вязкости.
Геологическое строение Арланского месторождения отличается крайней неоднородностью распределения запасов нефти по продуктивному разрезу: около 92 % начальных геологических запасов (свыше 95 % суммарных НИЗ) приходится на долю терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК), остальные – на карбонаты верейского, каширского и подольского горизонтов, турнейского яруса и песчаники пласта ДI пашийского горизонта.
Утвержденный ЦКР II вариант Генсхемы разработки Арланского месторождения (автор УфНИИ) предусматривал бурение 2929 добывающих, 1021 нагнетательной, 211 контрольных и 1067 резервных скважин; поддержание максимальной добычи нефти 21 млн т/год в течение 7 лет.
Месторождение в соответствии с Генсхемой расчленялось на 4 площади – Вятскую, Арланскую, Николо-Березовскую и Новохазинскую, разработка которых предусматривалась самостоятельно.
В настоящее время месторождение разрабатывается по действующему проектному документу – Дополнению к проекту 2001 г. (автор НИПИ НГ, г. Москва), утвержденному протоколом № 2925 ЦКР Роснедр 23.12.2012 г. Важнейшим принципиальным положением этого проекта является разукрупнение ТТНК. Главным принципиальном достижением при разработке Арланского месторождения, получившим практическую реализацию, послужили результаты промышленного эксперимента по оценке влияния плотности сетки скважин на
текущие показатели и конечную нефтеотдачу. Эксперимент проводится на Новохазинской площади с 1965 г., по его результатам сделан вывод, что за счет уплотнения сетки скважин до 10 га/скв. при разработке объектов арланского типа пророст КИН составит не менее 6,0 % (абс.). На Черлакском участке Новохазинской площади доказана эффективность уплотнения сетки скважин на стадии высокой обводненности. Прирост КИН в этих условиях – до 3,0 (абс.), хотя некоторые специалисты считают указанную цифру заниженной.
Новохазинский эксперимент по плотности сетки скважин позволил оперативно использовать его результаты при разбуривании Арланского и других нефтяных месторождений Республики Башкортостан. Кроме того, указанный эксперимент имел отраслевое значение, т.к. доказывал целесообразность разбуривания месторождений по оптимальным сеткам.
Гидродинамическим методом воздействия на пласт, связанным с вре-менными остановками скважин и циклическим режимом их эксплуатации, на Арланском месторождении уделяется немалое внимание. Циклическое заводнение широко применяется на Новохазинской площади (очаги скважин БКНС-5, КНС – 26 и др.) и на Юсуповской площади (Грем - Ключевской участок). На всех участках результаты циклического заводнения оцениваются как успешные: увеличивается доля нефти в фильтрационных потоках.
Арланское нефтяное месторождение является крупнейшим полигоном для опытно-промышленного испытания и внедрения методов повышения нефтеотдачи (МУН), кроме гидродинамических.

Уникальное Арланское нефтяное месторождение в Башкортостане было открыто в 1954 г., а введено в разработку в 1958 г. Поначалу представление о единстве гигантского скопление нефти не существовало. Отдельные площади Арланская, Николо-Березовская, Новохазинская, Вятская – вводились в разработку по индивидуально составленным УфНИИ технологическим схемам. Некоторые запаздывание с вводом в разработку Арланского месторождения было связано с отсутствием опыта разработки крупных залежей сернистых нефтей повышенной вязкости.
Геологическое строение Арланского месторождения отличается крайней неоднородностью распределения запасов нефти по продуктивному разрезу: около 92 % начальных геологических запасов (свыше 95 % суммарных НИЗ) приходится на долю терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК), остальные – на карбонаты верейского, каширского и подольского горизонтов, турнейского яруса и песчаники пласта ДI пашийского горизонта.
Утвержденный ЦКР II вариант Генсхемы разработки Арланского месторождения (автор УфНИИ) предусматривал бурение 2929 добывающих, 1021 нагнетательной, 211 контрольных и 1067 резервных скважин; поддержание максимальной добычи нефти 21 млн т/год в течение 7 лет.
Месторождение в соответствии с Генсхемой расчленялось на 4 площади – Вятскую, Арланскую, Николо-Березовскую и Новохазинскую, разработка которых предусматривалась самостоятельно.
В настоящее время месторождение разрабатывается по действующему проектному документу – Дополнению к проекту 2001 г. (автор НИПИ НГ, г. Москва), утвержденному протоколом № 2925 ЦКР Роснедр 23.12.2012 г. Важнейшим принципиальным положением этого проекта является разукрупнение ТТНК. Главным принципиальном достижением при разработке Арланского месторождения, получившим практическую реализацию, послужили результаты промышленного эксперимента по оценке влияния плотности сетки скважин на
текущие показатели и конечную нефтеотдачу. Эксперимент проводится на Новохазинской площади с 1965 г., по его результатам сделан вывод, что за счет уплотнения сетки скважин до 10 га/скв. при разработке объектов арланского типа пророст КИН составит не менее 6,0 % (абс.). На Черлакском участке Новохазинской площади доказана эффективность уплотнения сетки скважин на стадии высокой обводненности. Прирост КИН в этих условиях – до 3,0 (абс.), хотя некоторые специалисты считают указанную цифру заниженной.
Новохазинский эксперимент по плотности сетки скважин позволил оперативно использовать его результаты при разбуривании Арланского и других нефтяных месторождений Республики Башкортостан. Кроме того, указанный эксперимент имел отраслевое значение, т.к. доказывал целесообразность разбуривания месторождений по оптимальным сеткам.
Гидродинамическим методом воздействия на пласт, связанным с вре-менными остановками скважин и циклическим режимом их эксплуатации, на Арланском месторождении уделяется немалое внимание. Циклическое заводнение широко применяется на Новохазинской площади (очаги скважин БКНС-5, КНС – 26 и др.) и на Юсуповской площади (Грем - Ключевской участок). На всех участках результаты циклического заводнения оцениваются как успешные: увеличивается доля нефти в фильтрационных потоках.
Арланское нефтяное месторождение является крупнейшим полигоном для опытно-промышленного испытания и внедрения методов повышения нефтеотдачи (МУН), кроме гидродинамических.

Писал самостоятельно, краснодипломник, соответственно защищена на отлично.

Процент оригинальности 70% (Если Вам нужно выше, можете заказать повышение уникальности тут же за значительно меньшую сумму).

По любым вопросам можете написать мне, отвечу и кратко проконсультирую.