Современные проблемы разработки крупных месторождении например туймазинского

Оглавление
ВВЕДЕНИЕ 1
ГЛАВА 1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ТУЙМАЗИНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 3
ГЛАВА 2. ЛИТОЛОГО-СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗРЕЗА 9
ГЛАВА 3. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ 11
ГЛАВА 4. АНАЛИЗ ВЫРАБОТАННОСТИ ЗАПАСОВ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ 16
ГЛАВА 5. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ 25
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 30
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 33

Введение
Современное состояние нефтедобычи в России характеризуется наличием большого количества месторождений, находящихся на заключительной стадии разработки. Одно из таких месторождений Туймазинское, находящееся на территории Башкирии.
С открытием девона месторождение вошло в пятёрку уникальных и самых крупных по запасам нефти в мире.
В декабре 1948 года на месторождении впервые в истории СССР было осуществлено законтурное заводнение пластов. На Туймазинском месторождении впервые в мировой практике осуществлена разработка с поддержанием пластового давления (ППД), где было осуществлено сочетание законтурного, приконтурного, внутриконтурного и очагового заводнения пластов. В связи с этим, основная масса извлекаемых запасов нефти была добыта за 20 лет.
Благодаря внедрению заводнения удалось существенно увеличить отбор нефти, чем удалось бы извлечь обычными способами без закачки воды.
Кроме того, на Туймазинском месторождении в 1956 году впервые в СССР было освоено глубокое обессоливание нефти в промысловых условиях.
Туймазинское месторождение одним из первых в России вступило в завершающую стадию разработки, поэтому на месторождении была запроектирована и осуществлена научно обоснованная система разработки, внедрены многие научные и инженерные решения. Обобщение результатов теоретических, методических, технологических, технических разработок и исследование проблем повышения выработки запасов нефти с целью достижения высоких величин нефтеотдачи (0,5 и более) представляет несомненный научный и практический интерес.
Текущий коэффициент нефтеизвлечения месторождения составляет 0,503, обводненность продукции 90,2% при действующем фонде 933 добывающих и 165 нагнетательных скважин. Однако огромный простаивающий фонд скважин (по причине высокой обводненности) дает основания к совершенствованию системы разработки и поиску участков повышенной нефтенасыщенности с использованием современных методов математического моделирования и вовлечению в разработку слабодренируемых зон с применением новых методов увеличения нефтеотдачи [1].

Заключение
Основная проблема нефтедобывающей отрасли - достижение максимальной нефтеотдачи при рентабельной экономике - особенно актуальна для уникальных (гигантских) нефтяных месторождений. Среди отечественных нефтяных месторождений Туймазинское месторождение нефти и газа исторически оказалось первым среди открытых гигантов. Оно же оказалось первым (или в числе первых), вступившим в заключительную стадию разработки. Впервые в стране на этом месторождении была запроектирована и осуществлена научно обоснованная система разработки. Внедрены многие научные и инженерные решения. Ни по одному уникальному месторождению платформенного типа опыта и законченных научных решений для завершающей стадии разработки нет.
Следуя классификации по стадийности разработки нефтяных месторождений (М.М. Иванова и д.р.), завершающая стадия характеризуется следующими основными признаками: «...медленно снижающиеся уровни добычи нефти, высокая обводненность всех скважин и добываемой из объекта продукции. Завершающая стадия является наиболее длительной и достигает 3537 лет. Средний темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов составляет около 0,6-0,32% в год. Происходит интенсивное обводнение скважин и постепенное их отключение. Проводятся работы, направленные на извлечение нефти из кровельной части пластов, зон стягивания контуров, изолированных участков пластов или изолированных прослоев с пониженной проницаемостью. Увеличиваются отборы жидкости из действующих скважин, вводятся некоторые из ранее законсервированных скважин, при возможности осуществляются работы по возврату скважин, зарезка новых скважин. В результате всего этого четвертая стадия характеризуется значительными колебаниями отбора жидкости.»
Для Туймазинского нефтяного месторождения, перечисленные выше типичные признаки заключительной стадии разработки, сохраняют свою значимость. На взгляд диссертанта, имеются и свои признаки (особенности), заслуживающие внимания. К этим особенностям целесообразно отнести:
1) Заметную роль строительства боковых стволов (БС) для рациональной довыработки остаточных запасов нефти;
2) Крайне незначительный объем бурения новых скважин в связи с риском их не окупаемости в условиях достигнутой рациональной плотности сетки скважин;
3) Возрастающую роль МУН, среди которых по результатам опытно-промышленных испытаний предыдущего этапа выбираются наиболее эффективные. Для Туймазинского месторождения, где испытано несколько технологий физико-химических и микробиологических МУН. Диссертантом в соавторстве разработана и внедрена технология управляемого вибросейсмического воздействия, защищенная патентом РФ.