1.1.
Нафти турнейського об'єкта високов'язкі, високої щільності в пластових і поверхневих умовах, високосірчисті, парафінові, високосмолістие. Розчинений у нафті газ більш ніж на 80% складається з азоту і промислової цінності не представляє.
На початок розробки покладу геологічні запаси становили тисячі триста дев'яносто п'ять тис. т. по категорії А + В + С 1, з них добуваються - 469 тис. т. (проектний КІН становить 0,336).
нефтенасищенних товщина об'єкта знаходиться в межах 2,7 ... 10,3 м, збільшуючись ближче до центральної зони поклади. Над і під покладом присутній непроникний екран. У поклади присутні зони, не охоплені процесом дренування, в яких можна провести горизонтальний ствол завдовжки понад 100 м. Геологічна будова поклади дозволяє провести горизонтальний ствол без перегинів. За геологічними критеріями Турнейскій об'єкт є підходящим для забуріванія бічного стовбура.
Внаслідок близькості ВНК, свердловини, що знаходяться в приконтурної зоні нефтеносности, обводнять, утворюючи конуси обводнення, через що залишаються невироблені ділянки поклади. На відміну від решти об'єктів, Турнейскій об'єкт має достатню товщину пласта для проведення по ній горизонтального стовбура свердловини, що знижує шанс невдалого буріння горизонтальної частини стовбура, а також нерентабельність БГС внаслідок швидкої вироблення запасів даного пласта. На відміну від Верейско-башкирського об'єкту, він має меншу розчленованість, що дає нам підставу вважати пласт більш однорідним. Всі ці фактори, а також хороше поєднання пористості і проникності об'єкта, значна нефтенасищенность високов'язкої нафтою роблять буріння БГС перспективним способом довиработкі залишкових запасів нафти.
нафту свердловина родовище
2. Технологічний розділ
2.1 Поточний стан розробки турнейського об'єкта
Черновское родовище нафти відкрито в 1979 р, першовідкривачем з'явилася вкв. 410, що розкрила нефтенасищенной вапняки каширского, Верейського горизонтів, башкирського, турнейського ярусів і нефтенасищенной пісковики визейского ярусу.
Турнейскій об'єкт Західного підняття введений в розробку в 1990 році спільно з введенням в розробку всього родовища НГВУ ПО «Удмуртторф» згідно «Технологічної схеми розробки Черновського родовища».
Станом на 01.01.2014 р пробурено сьомій свердловин, з них п'ять видобувних. Схема розташування свердловин - виборча. Відстань між свердловинами 120-1200 метрів.
У експлуатаційному видобувному фонді числиться п'ять діючих свердловин. Нагнітальних немає. Всі свердловини механізовані (2 - ЕЦН, 3 - ШГН). В цілому по об'єкту поточна обводненість становить 70,5% і розподіляється наступним чином: жодна свердловина (0%) не працює з обводненість менше 20%; з обводненість продукції від 20 до 50% - одна свердловина (20%); дві свердловини (40%) експлуатується з обводненість продукції від 50 до 90%; від 90 до 95% - дві свердловини (40%) і з обводненість понад 95% немає (0%).
Коефіцієнт використання видобувного фонду 0,714 д.ед., коефіцієнт експлуатації складає 0,878 д.ед.
2.2 Аналіз поточного стану розробки турнейського об'єкта
Об'єкт знаходиться на третій стадії розробки.
Накопичений відбір нафти по об'єкту на 01.01.2014 р становить 177,9 тис. т., рідини - 605,7 тис. т. Закачування не ведеться.
За 2013 відбори по нафті склали 17,1 тис. т. і по рідини 40,8 тис. т., обводненість продукції 70,5%.
Середньорічний дебіт діючих свердловин становить на нафту 7,9 т/добу, по рідини 18,9 т/добу.
Максимальний рівень видобутку нафти в кількості 18,7 тис. т. досягнутий в 2003 році при темпі відбору 3,99%.
Динаміка фактичних показників наведена в таблиці 2.1. Основні показники розробки (річні рівні видобутку нафти та рідини, дебіти нафти та рідини, динаміка фонду свердловин і обводненість) по об'єкту показані на малюнку 2.1.
Малюнок 2.1.- Основні показники розробки. Турнейскій об'єкт.
Таблиця 2.1. Динаміка фактичних показників розробки. Турнейскій об'єкт.
ГодиДобича нафти, тис.т.Темп відбору від видобутих запасів,% накопичені. видобуток нафти, тис.т.Отбор від початкових видобутих запасів% Коеф. нефтеізвлеченія, д.ед.Добича рідини, тис.т.Обводненность продукції,% Закачування води, тис. м3Пріемі-стость, м3/сутДебіт, т/сутКомпенсація відбору закачуванням,% Фонд скважиннач.тек.год.накопл.год.накопл.нефтижидк.год.накопл.добыв.нагнет.19900.60.130.130.60.130.0000.60.60.00008.98.9001-19912.10.440.452.70.580.0022.12.70.00009.09.0001...
