елемеханіки;
індикацію миттєвого та інтегрованого витрати по кожному з контрольованих трубопроводів.
3. Технологічні режими роботи (експлуатації) свердловин і установок при видобутку і транспортування нафти і газу, закачування води (газу) на родовищі
Режими покладів нафти визначаються геологічними та гідро-геологічними характеристиками пластів, а також фізичними властивостями нафти і пласта.
Турнейскій ярус
Поклад нафти турнейского ярусу відноситься до типу масивних, нафту в ній приурочена до сводовой частині структури і підпирає по всій площі нафтоносності високонапірними водами, що підтверджується результатами випробування свердловин. Колекторами в турнейских відкладеннях є пористі і пористо-кавернозні вапняки, поширення їх по розрізу і за площею вельми своєрідно і характеризується заміщенням їх щільними породами. Проникність колекторів за даними дослідження зразків керна складає 0-0,024 мкм2 і тільки по свердловині 27-І проникність коливається в межах 0,185-0,370 мкм2. Пластовий тиск заміряні по більшості випробуваних свердловин, найбільш достовірними є заміри по свердловинах 1-А, 2-А, 55, пластовий тиск по яких склало 14,0-14,4 МПа. Тиск насичення нафти турнейских відкладень на Менеузовском родовищі не заміряв, величини тисків по сусідніх родовищ становлять: Манчаровское 5,7-5,9 МПа, Менеузовское 6МПа, Ново-Хазінская площа 7,3-7,5 МПа.
У первинний нетривалий період розробки поклад нафти буде працювати при пружному режимі за рахунок пружної енергії нафти і пласта при дуже обмеженому її заповненні підошовними водами. Але так як проникність карбонатних колекторів дуже низька, заповнення пружної енергії в привибійній зоні буде відставати від її витрати, що поведе за собою перехід роботи поклади на режим розчиненого газу.
Теригенні відклади нижнього карбону
Продуктивні пласти виділяються в розрізі теригенних відкладень нижнього карбону на Менеузовском родовищі, виділяються в розрізах Андріївського, Манчаровского та інших родовищах Бірської сідловини, що свідчить про їх регіональному розповсюдженні. Поклади нафти в них є пластовими сводовимі, ??в деяких з них переважає елемент літологічного екранування, нафту в них приурочена до сводовой частині структури, а на крилах підпирається пласовимі водами. Початковий пластовий тиск від 13,1 до 15,2 МПа. Тиск насичення нафти з дослідження пластової нафти свердловини 47-М різних пластів неоднаково (як неоднакові і інші властивості нафти) і змінюється від 5,4 до 7 МПа. Величина тиску насичення сусідніх родовищ приблизно таке ж. Таким чином, початковий пластовий тиск більше тиску насичення нафти газом в 2-2,5 рази, отже нафту в пласті знаходиться в недонасищенном стані. З вищевикладеного можна зробити висновок, що початковий режим роботи піщаних пластів є упруговодонапорним. Розробка теригенних відкладень нижнього карбону здійснюється з підтриманням пластового тиску шляхом закачування в пласт води. Поточне пластовий тиск змінюється в широких межах від 4,1 до 22,2 МПа. Розробка здійснюється при жорсткому водонапорном режимі [2].
Аналіз структури запасів
нафтоносних родовища пов'язана з відкладеннями палеозою, промислово-нафтоносні пласти родовища містяться у двох продуктивних комп...
