Автор: Мазур Александр Петрович
Должность: студент группы РМмз-17-7
Учебное заведение: Тюменского индустриального университета
Населённый пункт: г. Тюмень, Тюменская область
Наименование материала: Научная статья
Тема: Разработка программы ГТМ на примере юрских отложений
Раздел: высшее образование
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ
«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Институт геологии и нефтегазодобычи
Кафедра РЭНГМ
Научно-исследовательская работа №3
Тема: Разработка программы ГТМ на примере юрских
отложений
НАУЧНЫЙ РУКОВОДИТЕЛЬ:
д.т.н., доцент
_________Стрекалов.А.В.
ВЫПОЛНИЛ:
студент группы РМмз-17-7
__________ Мазур А.П.
Тюмень, 2019
Мазур
.
АлуксандрПетрович
,
РМмз
-17-7
Отчет
по
НИР
№3 : «
Анализ
методов
увеличения
нефтеотдачи
на
Самотлорском
месторождении
»
1
КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О САМОТЛОРСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
И РЕАЛИЗУЕМОЙ СИСТЕМЕ РАЗРАБОТКИ
1.1 Геолого-физическая характеристика Самотлорского месторождения
С а м отл о р с ко е
н е ф т е г а зо в о е
м е с то р ож д е н и е
н а ход и т с я
в
Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа в 15÷60 км
севернее и северо-восточнее г. Нижневартовска (рисунок 1.1).
Рисунок 1.1 - Обзорная карта района работ
Научный
руководитель
:
д
.
т
.
н
,
Стрекалов
.
А
.
В
.
4
Мазур
.
АлуксандрПетрович
,
РМмз
-17-7
Отчет
по
НИР
№3 : «
Анализ
методов
увеличения
нефтеотдачи
на
Самотлорском
месторождении
»
Самотлорское
месторождение
–
это
находящееся
в
собственности
компании
ТНК-BP
нефтяное
месторождение,
расположенное
к
северу
от
западносибирского города Нижневартовска, на берегах реки Обь. Контроль над
месторождением осуществляет компания «Самотлорнефтегаз» (СНГ), филиал
ТНК-BP.
Геологический
разрез
месторождения
(рисунок
1.2)
представлен
доюрскими (палеозойскими) образованиями фундамента и мощной (более 3000
м)
толщей
мезо-кайнозойского
осадочного
чехла,
на
всю
глубину
на
рассматриваемой площади вскрытого в разведочных скважинах №№ 8Р, 39Р,
50Р, 126Р, 1035Р, 189Р, 190Р, 192П. Отложения палеозоя представлены сильно
метаморфизованными
глинистыми,
глинисто-слюдистыми
и
кремнисто-
глинистыми сланцами, интрузивными породами. По породам палеозойского
структурного этажа развиты коры выветривания, которые на Самотлорском
месторождении мало изучены.
Рисунок 1.2 – Геологический профиль Самотлорского месторождения
Научный
руководитель
:
д
.
т
.
н
,
Стрекалов
.
А
.
В
.
5
Мазур
.
АлуксандрПетрович
,
РМмз
-17-7
Отчет
по
НИР
№3 : «
Анализ
методов
увеличения
нефтеотдачи
на
Самотлорском
месторождении
»
Разрез осадочного чехла в целом является типичным для Широтного
Приобья
и
включает
отложения
юрского,
мелового,
палеогенового
и
четвертичного возрастов. В основу стратиграфического расчленения осадочного
чехла положено выделение ряда
свит, имеющих местное название, так как
границы
таких
свит,
выделяемых
по
комплексу
литологических
и
палеонтологических
признаков,
не
всегда
совпадают
с
хронологическими
границами
обычных
подразделений
стратиграфической
шкалы
(отделов,
ярусов). Номенклатура стратиграфических подразделений в отчете принята по
«Региональным
стратиграфическим
схемам
мезозойских
и
кайнозойских
отложений Западно-Сибирской равнины».
Месторождение было открыто в 1965 г. и охватывает площадь примерно
70 км на 40 км. Его разработка началась в 1969 г. Промышленные запасы нефти
составляли около 55 миллиардов баррелей нефти.
Месторождение
представляет
собой
куполовидную
антиклинальную
структуру,
входящую
в
состав
обломочных
отложений
речного
и
морского
происхождения трансгрессивных и регрессивных циклов, формировавшуюся с
Верхнего Юрского по Нижний Меловой периоды и насчитывающую 18 нефте-
и
газосодержащих
продуктивных
пластов.
Продуктивные
пласты
лежат
на
фактической вертикальной глубине от 1600 до 2500 м.
Крупнейшими продуктивными пластами Самотлорского месторождения
являются: АВ
1
, АВ
2-3
, АВ
4-5
, БВ
8
, БВ
10
и ЮВ
1
. Насыщенные нефтью песчаники
достигают максимальной толщины примерно 20 м при пористости 21–24%.
Проницаемость варьируется от менее 1 миллидарси до более 2 дарси при
коэффициенте
проницаемо сти
обычно
около
0,01.
Ха р а кте р н а я
нефтенасыщенность
составляет
50
-
71%.
До
настоящего
времени
на
месторождении
было
пробурено
пробурено
284
разведочные
и
18748
эксплуатационных скважин.
По
классификации
ГКЗ
РФ
нефти
Самотлорского
месторождения
относятся к легким, сернистым, парафинистым, малосмолистым и смолистым.
Научный
руководитель
:
д
.
т
.
н
,
Стрекалов
.
А
.
В
.
6
Мазур
.
АлуксандрПетрович
,
РМмз
-17-7
Отчет
по
НИР
№3 : «
Анализ
методов
увеличения
нефтеотдачи
на
Самотлорском
месторождении
»
В настоящее время это месторождение считается классическим примером
истощенного
месторождения
со
степенью
выработанности
более
76%
от
первоначальных извлекаемых запасов. Уровень добычи падает, а обводненность
в среднем составляет 94% (рисунок 1.3).
Рисунок 1.3 – Годовая производительность Самотлорского месторождения
Большинство
пластов
сильно
истощены,
а
пластовое
давление
очень
низкое. Бурение осуществляется в основном с целью уплотнения сетки скважин
и
разработки
отдельных
упущенных
ранее
скоплений
нефти.
В
настоящий
момент
на
месторождении
функционируют
12
буровых
установок
и
17
установок капитального ремонта скважин. Работы на Саматлорском нефтяном
месторождении сосредоточены как на бурении новых скважин («sобразного» и
горизонтального),
так
и
на
повторной
эксплуатации
скважин
с
бурением
боковых стволов (чаще всего горизонтальных).
По
состоянию
на
01.01.2014г.
накопленная
добыча
нефти
с
начала
разработки по месторождению составила 2517409 тыс.т.
Добыча растворенного газа – 183479 млн.м
3
.
Добыча газа из газовой шапки на 01.01.2014г - 72244 млн.м
3
.
Добыча конденсата на 01.01.2014г. – 9423 тыс.т.
Научный
руководитель
:
д
.
т
.
н
,
Стрекалов
.
А
.
В
.
7
Мазур
.
АлуксандрПетрович
,
РМмз
-17-7
Отчет
по
НИР
№3 : «
Анализ
методов
увеличения
нефтеотдачи
на
Самотлорском
месторождении
»
Начальные геологические запасы свободного газа составляют (кат. С1) -
176332 млн.м
3
.
Начальные геологические запасы конденсата составляют (кат. С1) - 22999
тыс.т.
Извлекаемые запасы конденсата составляют (кат. С
1
) – 17938 тыс.т.
Состояние запасов нефти на 1.01.2014г. на Самотлорском месторождении
(таблица 1.1).
Таблица 1.1 - Состояние запасов нефти на 1.01.2014г.
Пласт
Начальные запасы нефти числящиеся на
государственном балансе на 01.01.2014г.
(утверждены ГКЗ в 2013г), тыс. т
Накоп.
добыча
нефти
на
1.01.14
г. тыс. т
Текущие запасы нефти. тыс. т
Теку
щий
КИН
(А+В
+С
1
)
Геологические
Извлекаемые
КИН
(А+В+С
1
)
геологические
Извлекаемые
А+В+С
1
С
2
А+В+С
1
С
2
В+С
1
С
2
В+С
1
С
2
АВ
1
1-2
1482895
20505
481943
6664
0.325
97794
1385101
20505
384149
6664 0.066
АВ
1
3
947129
11961
449885
5680
0.475
287095
660034
11961
162790
5680 0.303
АВ
2-3
1227322
0
589115
0
0.480
456539
770783
0
132576
0
0.372
АВ
4-5
1109894
0
618132
0
0.557
508701
601193
0
109431
0
0.458
AB
6
5489
13
2526
6
0.460
756
4733
13
1770
6
0.138
АВ
7
9677
0
4451
0
0.460
3205
6472
0
1246
0
0.331
AB
8
3250
0
1496
0
0.460
639
2611
0
857
0
0.197
БВ
0
1
1623
414
447
114
0.275
155
1468
414
292
114
0.095
БВ
0
2
800
262
220
72
0.275
216
584
262
4
72
0.269
БВ
1
202
89
56
24
0.277
36
166
89
20
24
0.176
БВ
2
157
206
43
56
0.274
1
156
206
42
56
0.006
БВ
3
527
145
0
0
527
0
145
БВ
4
180
1571
50
432
0.278
17
163
1571
33
432
0.096
БВ
7
1
644
0
211
0
0.328
175
469
0
36
0
0.271
БВ
7
2
1436
3774
471
1241
0.328
212
1224
3774
259
1241 0.148
БВ
8
0
300396
1873
197661
1233
0.658
129878
170518
1873
67783
1233 0.432
БВ
8
1-3
1457914
1761
962071
549
0.660
867294
590620
1764
94777
549
0.595
БВ
10
0
89858
489
44031
240
0.490
31531
58327
489
12500
240
0.351
БВ
10
1-2
360001
1077
176401
528
0.490
114647
245354
1077
61754
528
0.318
БВ
16
1040
7241
222
1550
0.213
135
905
7241
87
1550 0.130
БВ
17-18
1411
169
303
35
0.215
30
1381
169
273
35
0.021
БВ
19
5991
1668
1282
358
0.214
365
5626
1668
917
358
0.061
БВ
20
139
4923
30
1053
0.216
12
127
4923
18
1053 0.088
БВ
21-22
15214
33458
3257
7161
0.214
776
14438
33458
2481
7161 0.051
ЮВ
1
96280
14762
39864
6114
0.414
17200
79080
14762
22664
6114
0.179
ИТОГО7118942 106746 3574168 33255
0.502
2517409 4601533 106746 1056759 33255 0.354
Состояние
запасов
растворенного
газа
на
1.01.2014
на
Самотлорском
месторождении (таблица 1.2).
Таблица 1.2 - Состояние запасов растворенного газа на 1.01.2014.
Научный
руководитель
:
д
.
т
.
н
,
Стрекалов
.
А
.
В
.
8
Мазур
.
АлуксандрПетрович
,
РМмз
-17-7
Отчет
по
НИР
№3 : «
Анализ
методов
увеличения
нефтеотдачи
на
Самотлорском
месторождении
»
Пласт
Начальные запасы газа числящиеся на
государственном балансе на
01.01.2014г. (утверждены ГКЗ в 2013г),
млн. м
3
Накоп.
добыча
раств.
газа на
1.01.14 г.
млн. м
3
Текущие запасы раств. газа, млн.
м
3
геологические
извлекаемые
геологические
извлекаемые
А+В+С
1
С
2
А+В+С
1
С
2
В+С
1
С
2
В+С
1
С
2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
АВ
1
1-2
103802
1435
33739
466
6846
96956
1435
26893
466
АВ
1
3
77005
972
36577
462
23341
53664
972
13237
462
АВ
2-3
88364
0
42418
0
32871
55493
0
9547
0
АВ
4-5
65482
0
36471
0
30013
35469
0
6458
0
AB
6
322
1
148
0
45
277
1
103
0
АВ
7
571
0
262
0
189
382
0
73
0
AB
8
193
0
87
0
38
155
0
49
0
БВ
0
1
129
эо
35
9
12
117
30
23
9
БВ
0
2
63
22
17
7
17
46
22
0
7
БВ
1
16
6
4
1
э
13
6
1
1
БВ
2
12
16
5
0
12
16
3
5
БВ
3
0
42
0
11
1
-1
42
-1
11
БВ
4
14
124
4
35
14
0
124
-10
35
БВ
7
1
51
0
17
0
0
51
0
17
0
БВ
7
2
114
297
38
92
17
97
297
21
92
БВ
8
0
23432
146
15420
97
10131
13301
146
5289
97
БВ
8
1-3
113719
137
75006
43
67649
46070
137
7357
43
БВ
10
0
6635
36
3252
18
2324
4311
36
928
18
БВ
10
1-2
26530
79
13002
40
8449
18081
79
4553
40
БВ
16
73
507
15
108
9
64
507
6
108
БВ
17-18
98
12
22
2
2
96
12
20
2
БВ
19
418
118
88
25
26
392
118
62
25
БВ
20
9
344
2
73
1
8
344
1
73
БВ
21-22
1065
2342
227
499
54
1011
2342
173
499
ЮВ
1
8000
1224
3295
503
1428
6572
1224
1867
503
ИТОГО
516117
7893
260149
2496
183479
332638
7893
76671
2496
Свойства
пластовой
нефти
Самотлорского
месторождения
указаны
в
таблицах 1.3 – 1.6.
Таблица
1.3
-
Физико-химические
свойства
пластовых
нефтей
продуктивных пластов АВ
1
1-2
,
АВ
1
з
, АВ
2-3
Самотлорского месторождения
Научный
руководитель
:
д
.
т
.
н
,
Стрекалов
.
А
.
В
.
9
Мазур
.
АлуксандрПетрович
,
РМмз
-17-7
Отчет
по
НИР
№3 : «
Анализ
методов
увеличения
нефтеотдачи
на
Самотлорском
месторождении
»
Наименован
ие
АВ
1
1+2
АВ
1
з
АВ
2-3
Кол-во
исслед
ован
скв
Диапаз
оны
измене
ния
Сред
нее
значе
ние
Кол-
во
иссле
скв
Диапаз
оны
измене
ния
Сред
нее
значе
ние
Кол-
во
иссл
скв
Диапа
зоны
измен
ения
Сред
нее
значе
ние
Пластовое
давление,
Мпа
17
14-18
16,4
81
13,3-18
16,5
108
14-17
16,4
Пластовая
температура,
о
С
16
50-65
60
81
50-70
61
108
57-62
60
Давление
насыщения,
Мпа
15
6-14
9,7
81
7-14
11,0
108
9-14
11,6
Газосодержа
ние, м
з
/т
15
55-114
76
78
51-115
88
108
66-
114
85,6
Объемный
коэффициен
т
15
1,18-
1,31
1,203
78
1,14-
1,30
1,255
108
1,17-
1,31
1,244
Плотность
нефти, кг/м
з
14
724-
812
774
78
720-
798
768
108
720-
790
753
Вязкость
нефти, мПа.с
14
1,3-2,3
1,63
62
1,20-
1,99
1,51
78
1,20-
2,00
1,55
Коэфф.
объемной
упругости,
(1/МПа).10
-4
16
9-22
13,2
65
9-20,6
14,6
85
9-19
15,7
Газ. фактор
при условии
сепарации,
м
з
/т
2
68-72
70
26
51-115
81,3
26
55-96
72
Объемный
коэфф. при
условии
сепарации
2
1,15-
1,18
1,165
27
1,08-
1,21
1,172
26
1,12-
1,25
1,190
Плотность
нефти при
условии
сепарации,
кг/м
з
2
846
27
820-
854
844
26
802-
870
843
Таблица
1.4
-
Физико-химические
свойства
пластовых
нефтей
продуктивных пластов АВ
4-5
, АВ
6-8
, БВ
7
Самотлорского месторождения
Наименование
АВ
4-5
АВ
6+8
БВ
7
Научный
руководитель
:
д
.
т
.
н
,
Стрекалов
.
А
.
В
.
10
Мазур
.
АлуксандрПетрович
,
РМмз
-17-7
Отчет
по
НИР
№3 : «
Анализ
методов
увеличения
нефтеотдачи
на
Самотлорском
месторождении
»
Кол
-во
иссле
дован
скв
Диап
азоны
измен
ения
Сред
нее
значе
ние
Кол-
во
иссл
едов
скв
Диапазо
ны
изменен
ия
Сред
нее
значе
ние
Кол-
во
иссле
дован
скв
Диа
пазо
ны
изм
Сред
нее
значе
ние
Пластовое
давление, МПа
115
15-18
16,7
5
13-17
16,3
1
-
20,3
Пластовая
температура,
о
С
115
57-62
60
5
60-62
61
1
-
83
Газосодержание,
м
з
/т
115
51-
110
76,1
5
60-117
77,8
1
-
70,1
Объемный
коэффициент
115
1,15-
1,28
1,190
5
1,14-
1,29
1,200
1
-
1,260
Плотность
нефти, кг/м
з
115
748-
798
776
3
750-810
784
-
Вязкость нефти,
мПа
.
с
90
1,50-
2,90
2,19
3
1,00-
2,90
2,2
1
-
0 01
Коэфф.
объемной
упругости,
(1/МПа)
.
10
-4
91
7-19
12,0
3
12-13
12,8
1
-
13,2
Газовый фактор
при условии
сепарации, м
з
/т
10
41-87
59
-
-
-
1
54-
56
55
Объемный
коэфф. при
условии
сепарации
10
1,11-
1,24
1,152
-
-
59
1
1,21
-
1,22
1,216
Плотность
нефти при
условии
сепарации, кг/м
з
10
820-
875
849
-
-
-
1
841-
843
842
Таблица
1.5
-
Физико-химические
свойства
пластовых
нефтей
продуктивных пластов БВ
8
0
, БВ
8
1-3
, БВ
10
Самотлорского месторождения
Наименование
БВ
8
о
БВ
8
1-3
БВ
10
Научный
руководитель
:
д
.
т
.
н
,
Стрекалов
.
А
.
В
.
11
Мазур
.
АлуксандрПетрович
,
РМмз
-17-7
Отчет
по
НИР
№3 : «
Анализ
методов
увеличения
нефтеотдачи
на
Самотлорском
месторождении
»
Кол-
во
иссле
дован
ных
сква
жин
Диап
азон
ы
изме
нени
я
Ср.
значе
ние
Кол-
во
иссле
дован
ных
сква
жин
Диап
азон
ы
изме
нени
я
Сред
нее
значе
ние
Кол-
во
иссле
дован
ных
сква
жин
Диап
азон
ы
изме
нени
я
Сред
нее
значе
ние
Пластовое
давление, МПа
55
15-22
21,4
159
15-23
21,4
78
17-23
22,4
Пластовая
температура,
о
С
55
69-79
71
159
65-79
71
78
65-79
75
Давление
насыщения, МПа
55
7-12
10,2
159
6-12
10,2
78
7-11
10,2
Газосодержание,
м
з
/т
55
71-
112
98,9
155
56-
115
98,7
77
67-
115
92,8
Объемный
коэффициент
55
1,19-
1,38
1,273
155
1,20-
1,37
1,270
77
1,15-
1,35
1,268
Плотность нефти,
кг/м
з
55
699-
799
745
157
694-
789
746
76
720-
776
742
Вязкость нефти,
мПа
.
с
137
0,86-
2,81
1,25
110
0,82-
2,08
1,15
54
0,90-
1,55
1,22
Газовый фактор при
условии сепарации,
м
з
/т
8
58-91
78,4
22
45-93
78,2
11
53-93
73,7
Объемный коэфф.
при условии
сепарации
8
1,14-
1,32
1,22
22
1,15-
1,32
1,216
11
1,11-
1,31
1,214
Плотность нефти
при условии
сепарации, кг/м
з
8
828-
855
840
22
779-
886
841
11
821-
888
842
Таблица
1.6
-
Физико-химические
свойства
пластовых
нефтей
продуктивных пластов БВ
19
, ЮВ
1
Самотлорского месторождения
Диапазон измерения
БВ
19
ЮВ
1
Научный
руководитель
:
д
.
т
.
н
,
Стрекалов
.
А
.
В
.
12
Мазур
.
АлуксандрПетрович
,
РМмз
-17-7
Отчет
по
НИР
№3 : «
Анализ
методов
увеличения
нефтеотдачи
на
Самотлорском
месторождении
»
Кол-во
исслед.
скв.
Диап
измен
Ср. знач.
Кол-во
исслед.
скв.
Диапазониз
менения
Ср.
знач.
1
2
3
4
5
6
7
Пластовое давление, МПа
1
-
23,8
20
16-25
24,2
Пластовая температура
о
С
1
-
65
20
70-93
79
Давление насыщения, МПа
1
-
10,1
20
8-11
9,9
Газосодержание, м
з
/т
1
-
76,7
16
65-117
94,6
Объемный коэффициент
1
-
1,260
20
1,15-1,38
1,268
Плотность нефти, кг/м
з
1
-
758
15
709-805
749
Вязкость нефти, мПа*с
1
-
1,09
16
0,80-1,73
1,22
Коэффициент объемной
упругости, (1/МПа)*10
4
1
-
13,0
20
9-21
13,0
Газ. фактор при условии
сепарации, м
з
/т
1
-
70,0
14
61-96
82,9
Объемный коэфф. при
условии сепарации., кг/м
з
1
-
1.149
14
1,16-1,35
1,230
Плотность нефти при
условии сепарации, кг/м
з
1
-
835
14
823-840
831
Свойства пластовой воды показаны в таблице 1.7.
Таблица 1.7 – Свойства пластовой воды на Самотлорском месторождении
№
Свойства воды
АВ
1-3
АВ
2-3
АВ
4-5
БВ
10
БВ
8
1
Предельное газосодержание, м
3
/т
2,22
2,12
2,14
2,44
2,43
2
Объемный коэффициент
1,012
1,008
1,008
1,016
1,016
3
Вязкость в пластовых условиях, спз
0,51
0,51
0,51
0,43
0,44
4
Общая минерализация, г/л
19,3
25
25,6
29
27,4
5
Плотность в поверхностных условиях,
г/см
3
1,014
1,015
1,015
1,02
1,018
6
Плотность в пластовых условиях, г/см
3
1,014
1,008
1,009
1,004
1,004
1.2
Общие сведения о системе разработки Самотлорского месторождения
Эксплуатация
объекта АВ
1
1 - 2
Самотлорского месторождения в границах
деятельности
ОАО
«ТНК-Нижневартовск»
начата
в
1977
году.
С
начала
разработки по объекту по состоянию на 1.01.2014 г. добыто около 30 млн. т
нефти, что составляет 17,4 % от начальных извлекаемых запасов. Темп отбора
Научный
руководитель
:
д
.
т
.
н
,
Стрекалов
.
А
.
В
.
13
Мазур
.
АлуксандрПетрович
,
РМмз
-17-7
Отчет
по
НИР
№3 : «
Анализ
методов
увеличения
нефтеотдачи
на
Самотлорском
месторождении
»
от
НИЗ
–
1,8 %,
от
ТИЗ
–
2,1 %.
Текущий
коэффициент
нефтеизвлечения
составляет 0,057 при конечном 0,325 д. ед. Остаточные извлекаемые запасы -
130 млн. т.
Для
Самотлорского
месторождения
характер
изменения
физических
свойств
нефтей
является
типичным
для
залежей,
не
имеющих
выхода
на
поверхность и окруженных краевой водой. Практически во всех случаях по
мере уменьшения глубины залегания пластов снижаются пластовые давления и
температуры. Нефти всех пластов недонасыщены газом, давление насыщения
их значительно ниже пластового. Всем пластам свойственна одна и та же
закономерность изменения свойств пластовых нефтей: от сводовых частей к
зонам
водонефтяного
контакта
снижаются
газовые
факторы,
давление
насыщения, возрастает плотность и вязкость нефти.
По
классификации
ГКЗ
РФ
нефти
Самотлорского
месторождения
относятся к легким, сернистым, парафинистым, малосмолистым и смолистым.
По
всем
этим
показателям
нефти
Самотлорского
месторождения
являются
типичными для нефтяных и нефтегазовых месторождений Среднего Приобья.
В разбуренной части пласта реализуется площадная обращенная 7-ми
точечная
система
разработки
с
элементами
очаговой,
преимущественно
на
основе скважин, переведенных с нижележащих объектов. В неразбуренной зоне
запроектирована однорядная система.
Ввиду того, что ранее объект АВ
1
1-2
считался возвратным, на протяжении
длительного периода его разработка осуществлялась единичными скважинами.
Затем начался перевод скважин с нижележащих объектов и, соответственно,
рост добычи нефти до уровня 450 - 585 тыс. т.
Более
20
лет
разработки
объекта
фонд
добывающих
скважин
кратно
превышал фонд нагнетательных скважин, соответственно отборы жидкости не
были в достаточной мере компенсированы объемами закачки воды. С 2001 г.
начинается активное освоение объекта в основном за счет ввода возвратных
скважин с нижележащих пластов. С 2005 г. начато активное формирование
системы
ППД.
В
настоящее
время
разработка
объекта
характеризуется
Научный
руководитель
:
д
.
т
.
н
,
Стрекалов
.
А
.
В
.
14
Мазур
.
АлуксандрПетрович
,
РМмз
-17-7
Отчет
по
НИР
№3 : «
Анализ
методов
увеличения
нефтеотдачи
на
Самотлорском
месторождении
»
дальнейшим
наращиванием
отборов
нефти
и
жидкости,
связанным
с
увеличением фонда как за счет возвратов, так и бурения скважин.
В 2013 году добыча нефти составила около 3 млн. т, добыча жидкости –
около 15 млн. т, при годовой закачке воды – около 14 млн. м
3
. Таким образом, в
2013
году
отборы
жидкости
компенсированы
закачкой
воды
на
89,6 %,
накопленная компенсация отборов закачкой составляет 57,1 %.
Доля участия пласта АВ
1
1 - 2
в накопленной добыче месторождения лишь
10,6 %, при этом начальные извлекаемые запасы пласта составляют третью
часть
от
общих
извлекаемых
запасов,
что
объясняется
низкими
темпами
освоения
объекта
из-за
сложности
его
геологического
строения.
В
2013 г.
скважинами пласта обеспечено 50 % добычи месторождения в пределах л.у.
ОАО «ТНК-Нижневартовск».
Необходимо
отметить,
что
при
невысоком
отборе
от
НИЗ
(17,4 %)
обводненность продукции составляет 79,5 %. Причиной опережающего роста
обводненности являются несколько факторов: наличие зон слияния пласта АВ
1
1-
2
с высокообводненным пластом АВ
1
3
, заколонные перетоки, распространение
трещин
после
ГРП,
также
обеспечивающих
связь
с
пластом
АВ
1
3
,
негерметичность
эксплуатационной
колонны,
а
также
недонасыщенность
коллектора.
Отмечается рост дебитов жидкости, связанный с формированием системы
П П Д
и
в в о д о м
в
2 0 1 2 – 2013 гг.
новых
высокопроизводительных
горизонтальных скважин с мультистадийным ГРП. Дебит нефти в последние 6
лет
стабилен
и
составляет
более
8
-
9 т/сут.
Темпы
роста
обводненности
продукции
незначительны,
среднегодовой
уровень
обводненности
в
2013 г.
составил 79,5 % (таблица 1.8).
Таблица
1.8
–
Основные
показатели
разработки
объекта
АВ
1
1 -
2
на
01.01.2014г
Научный
руководитель
:
д
.
т
.
н
,
Стрекалов
.
А
.
В
.
15
Мазур
.
АлуксандрПетрович
,
РМмз
-17-7
Отчет
по
НИР
№3 : «
Анализ
методов
увеличения
нефтеотдачи
на
Самотлорском
месторождении
»
Продолжается
работа
по
формированию
системы
ППД
объекта,
обеспечивающая рост объемов закачки воды и, соответственно, компенсации
отборов закачкой. За последние 6 лет эксплуатационный фонд нагнетательных
скважин увеличился практически в 10 раз. В 2013 г. годовой объем закачки воды
составил около 14 млн. м
3
, Текущая компенсация отборов закачкой составила
89,6 %, накопленная – 57,1 %.
С начала разработки пласта АВ
1
1-2
извлечено около 4 млрд. м
3
газа, в т.ч.
около 2,0 млрд. м
3
растворенного газа и более 1,5 млрд. м
3
свободного газа
газовой шапки. В 2013 г. ресурсы попутного газа составили около 330 млн. м
3
, в
том числе более 200 млн. м
3
растворенного газа и около 120 млн. м
3
свободного
газа.
Динамика
основных
технологических
показателей
разработки
объекта
АВ
1
1-2
приведена на рисунках 1.4 - 1.7 и в таблице 1.9.
Научный
руководитель
:
д
.
т
.
н
,
Стрекалов
.
А
.
В
.
16
Показатели
АВ
1
1-2
Добыча нефти в 2013 г, тыс.т
2952,3
Дебит нефти в 2013 г, т/сут
9,0
Накопленная добыча нефти, тыс.т
28555,3
Добыча жидкости в 2013 г, тыс.т
14394,2
Дебит жидкости в 2013 г, т/сут
43,9
Накопленная добыча жидкости, тыс.т
93747,5
Обводненность, %
79,5
Закачка воды в 2013 г, тыс.м3
13894,3
Приемистость в 2013 г, м3/сут
116,9
Накопленная закачка воды, тыс.м3
59663,4
Текущий КИН, д.ед
0,057
Отбор от НИЗ, %
17,4
Темп отбора от НИЗ, %
1,8
Темп отбора от ТИЗ, %
2,1
Экспл. фонд добывающих скважин, шт.
1050
Действующий фонд добывающих скв., шт.
971
Экспл. фонд нагнетательных скважин, шт.
370
Действующий фонд нагн. скв., шт.
366
Мазур
.
АлуксандрПетрович
,
РМмз
-17-7
Отчет
по
НИР
№3 : «
Анализ
методов
увеличения
нефтеотдачи
на
Самотлорском
месторождении
»
Научный
руководитель
:
д
.
т
.
н
,
Стрекалов
.
А
.
В
.
17
Мазур
.
АлуксандрПетрович
,
РМмз
-17-7
Отчет
по
НИР
№3 : «
Анализ
методов
увеличения
нефтеотдачи
на
Самотлорском
месторождении
»
Рисунок 1.4 – Динамика добычи нефти и жидкости и закачки воды на объекте
АВ
1
1-2
Самотлорского месторождения
Рисунок 1.5 – Динамика дебита нефти и жидкости и обводненности на объекте
АВ
1
1-2
Самотлорского месторождения
Научный
руководитель
:
д
.
т
.
н
,
Стрекалов
.
А
.
В
.
18
Мазур
.
АлуксандрПетрович
,
РМмз
-17-7
Отчет
по
НИР
№3 : «
Анализ
методов
увеличения
нефтеотдачи
на
Самотлорском
месторождении
»
Рисунок 1.6 – Динамика изменения фона скважин на объекте АВ
1
1-2
Самотлорского месторождения
По состоянию на 1.01.2014 г. на Саматлорском месторождении общий
фонд
объекта
составляет
1477
скважин,
в
т.
ч.
добывающий
–
1105 ед.,
нагнетательный
–
372 ед.
Распределение
добывающих
и
нагнетательных
скважин по категориям приведено на рисунке 2.4.
а) добывающий фонд б) нагнетательный фонд
Рисунок 1.7 – Распределение фонда скважин по категориям на объекте АВ
1
1-2
на
1.01.2014 г.
Научный
руководитель
:
д
.
т
.
н
,
Стрекалов
.
А
.
В
.
19
Сергеев
Александр
Сергеевич
,
РМмз
-17-1
Отчет
по
НИР
№3 : «
Анализ
методов
увеличения
нефтеотдачи
на
Самотлорском
месторождении
»
Таблица 1.9 – Динамика показателей разработки объекта АВ
1
1-2
Дата
Добыча
нефти,
тыс.т
Дебит
нефти
, т/сут
Накопл.
добыча
нефти,
тыс. т
Добыча
жидкости,
тыс. т
Дебит
жидкости,
т/сут
Накопл.
добыча
жидкости,
тыс. т
Обводненность,
%
Закачка
воды, тыс.
м
3
Приемистост
ь м
3
/сут
Накопл.
закачка
воды,
тыс. м3
Экспл.
фонд
добыв.
скв.
Действ.
Фонд
добыв.
скв.
Экспл.
фонд
нагн.
скв.
Действ
. фонд
нагн.
скв.
1990
459.1
26.4
2035.4
727.6
41.9
2683.4
36.9
118.6
129.9
257.4
63
61
4
2
1991
585.8
25.0
2621.2
1021.6
43.5
3705.0
42.7
404.6
274.8
662.0
90
80
9
7
1992
513.2
17.5
3134.3
848.4
29.0
4553.4
39.5
635.5
265.5
1297.5
119
88
10
9
1993
406.0
12.8
3540.3
699.5
22.0
5253.0
42.0
494.9
208.5
1792.3
129
95
9
8
1994
363.0
12.0
3903.4
657.0
21.8
5910.0
44.7
463.8
217.0
2256.1
135
91
9
7
1995
375.8
11.6
4279.2
745.7
23.0
6655.7
49.6
108.7
85.2
2364.8
152
111
9
5
1996
309.2
9.2
4588.4
619.1
18.4
7274.9
50.0
342.5
147.9
2707.3
138
105
9
5
1997
289.5
8.3
4877.9
621.0
17.9
7895.9
53.4
448.5
194.2
3155.9
155
101
9
7
1999
334.3
11.6
5489.6
876.6
30.3
9479.6
61.9
154.7
96.9
3635.0
173
86
9
5
2000
350.9
10.1
5840.5
987.8
28.3
10467.5
64.5
224.0
124.2
3859.0
189
107
9
5
2001
459.1
12.0
6299.6
1007.7
26.4
11475.1
54.4
145.9
98.7
4004.9
203
121
12
4
2002
641.5
13.7
6941.1
1268.0
27.1
12743.2
49.4
104.2
107.4
4109.1
239
157
11
2
2003
838.2
13.0
7779.2
1863.9
28.8
14607. 1
55.0
25.6
35.6
4134.7
337
248
11
1
2004
1133.0
12.2
8912.3
2501.2
27.0
17108.3
54.7
8.7
14.6
4143.4
439
301
10
2
2005
1563.6
13.5
10475.3
3418.5
29.5
20526.3
54.3
39.6
43.4
4182.9
521
369
10
4
2006
1900.5
13.0
12376.4
4633.8
31.6
25160.6
59.0
201.3
79.4
4384.3
632
473
13
9
2007
2027.6
10.6
14404.0
6365.7
33.3
31526.3
68.1
725.9
133.5
5110.2
785
617
33
29
2008
1941.7
8.9
16345.7
7495.9
34.4
39022.2
74.1
3021.0
134.6
8131.2
776
631
95
92
2009
1957.4
8.8
18303.2
8033.4
36.0
47055.5
75.6
6324.4
129.9
14455.5
716
645
180
178
2010
2222.9
9.2
20526.1
9442.1
39.3
56497.6
76.5
9575.5
126.8
24031.0
771
724
240
237
2011
2420.9
9.1
22947.0
10844.4
40.5
67342.0
77.7
10336.6
114.3
34367.6
834
783
272
267
2012
2656.0
9.0
25603.0
12011.3
40.7
79353.3
77.9
11401.5
109.3
45769.1
971
906
323
317
2013
2952.3
9.0
23555.3
14394.2
43.9
93747.5
79.5
13394.3
116.9
59663.4
1050
971
370
366
Руководитель:Стрекалов. А.В. д.т.н.
20
Сергеев
Александр
Сергеевич
,
РМмз
-17-1
Отчет
по
НИР
№3 : «
Анализ
методов
увеличения
нефтеотдачи
на
Самотлорском
месторождении
»
1.3
Анализ
выполнения
проектных
решений
объекта
АВ
1
1-2
Самотлорского месторождения
С начала разработки по объекту отобрано 28555,3 тыс. т нефти, что
ниже проектного значения на 31,8 тыс. т (проект – 28587,1 тыс. т).
Накопленная добыча жидкости составляет 93747,5 тыс. т, что выше
проектной на 71,9 тыс. т (по проекту — 93675,6 тыс. т). Накопленная закачка
с начала разработки составила 59663,4 тыс.м
3
(по проекту 59611,4 тыс.м
3
),
что выше проектного уровня на 52 тыс. м
3
.
В 2011 г. по объекту АВ
1
отобрано 2952,3 тыс. т нефти (по проекту –
2984,1 тыс. т), что меньше проектного уровня на 31,8 тыс. т (- 1,01 %).
Добыча жидкости составила 14394,2 тыс. т (по проекту – 14322,2 тыс. т), что
выше проектного уровня на 72 тыс. т. Фактическая обводненность – 79,5 %
при проектной 76,9 %.
Эксплуатационный добывающий фонд ниже планируемого значения на
пять скважин. Величина действующего добывающего фонда (971 скважин)
также
ниже
проектного
показателя
на
24
единицы
(-
1,02
%).
Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин составляет 370 единиц и
превышает проектный показатель на 6 скважин. Фактический действующий
нагнетательный фонд больше проектного на 7 скважин и составляет 366
скважину.
Средний дебит жидкости в 2013 г. близок к проектному и составил 43,9
т/сут (проект — 44,3 т/сут). Средний дебит нефти составил 9,0 т/сут, что
ниже проекта на 0,2 т/сут (9,2 т/сут по проекту), что связано с высокой
обводненностью продукции.
Приемистость
действующих
нагнетательных
скважин
по
объекту
в
2011 г. ниже проектной и составила 116,9 м
3
/сут при проекте 120,6 м
3
/сут.
Закачка воды в 2011 г. превышает проектный показатель (факт – 13894,3 тыс.
м
3
, проект – 13768,4 тыс. м
3
) за счет более высокого действующего фонда,
Руководитель:Стрекалов. А.В. д.т.н.
21
Сергеев
Александр
Сергеевич
,
РМмз
-17-1
Отчет
по
НИР
№3 : «
Анализ
методов
увеличения
нефтеотдачи
на
Самотлорском
месторождении
»
текущая компенсация при этом практически равна проектной (факт – 96,5 %,
проект – 96,1 %).
Уровень
фактической
обводненности
добываемой
продукции
выше
проектного значения – 79,5 % при проекте 76,9 %, при этом само значение
среднегодовой
обводненности
является
высоким
для
о бъе кт а ,
характеризующегося начальной стадией освоения (отбор от НИЗ – 17,4 %).
Причины увеличения обводненности заключаются, с одной стороны, в
недонасыщенности коллектора нефтью и наличии рыхлосвязанной воды, с
другой
стороны,
в
проникновении
трещин
в
нижележащие
заводненные
интервалы пласта АВ
1
3
при проведении ГРП.
Кроме того, учитывая, что скважины на «рябчике» эксплуатируются
после гидроразрыва пласта, существует высокая вероятность «подтягивания»
фронта
нагнетания
по
существующим
трещинам
и
высокопроницаемым
пропласткам в продуктивных пластах объекта АВ
1
1-2
.
Анализ причин обводнения за 2013 г. показал, что рост обводненности
в
целом
по
объекту
связан
как
с
естественным
ее
ростом,
так
и
с
опережающими темпами обводнения по отдельным скважинам, вызванными
трещиной ГРП и влиянием нагнетательных скважин.
Согласно «Авторскому надзору за выполнением проектных решений по
разработке Самотлорского месторождения», утвержденный проектный фонд
по
объекту
АВ
1
1 - 2
в
пределах
деятельности
лицензионного
участка
ОАО
«ТНК-Нижневартовск»
составляет
2322
скважины,
в
том
числе
1612
добывающих и 710 нагнетательных
В
границах
лицензионного
участка
предполагалось
бурение
738
скважин, в том числе 442 добывающих и 296 нагнетательных скважин. В
период
по сле
принятия
проектного
документа
(2011 – 2013 гг.)
планировалось пробурить 15 скважин.
Научный
руководитель
:
д
.
т
.
н
,
Стрекалов
.
А
.
В
.
22
Сергеев
Александр
Сергеевич
,
РМмз
-17-1
Отчет
по
НИР
№3 : «
Анализ
методов
увеличения
нефтеотдачи
на
Самотлорском
месторождении
»
Фактически за этот период пробурены и введены в эксплуатацию 44
скважины, из них 33 соответствуют проектному местоположению.
Кроме того, выполнение двух зарезок вторых стволов и 16 возвратов с
нижележащих
объектах
вблизи
точек
проектного
бурения
привело
к
их
отмене. Таким образом, на объекте наблюдается существенное опережение по
реализации бурения проектного фонда.
С учетом вышесказанного, оставшийся к бурению фонд объекта АВ
1
1-2
Саматлорского месторождения по состоянию на 1.01.2014 г. составил 705
скважин, в том числе 420 добывающих и 285 нагнетательных
Научный
руководитель
:
д
.
т
.
н
,
Стрекалов
.
А
.
В
.
23
Сергеев
Александр
Сергеевич
,
РМмз
-17-1
Отчет
по
НИР
№3 : «
Анализ
методов
увеличения
нефтеотдачи
на
Самотлорском
месторождении
»
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Анализ
результатов
реализации
комплексной
технологии,
запланированных
объемов
применения
технологий
о б р а б ото к
нагнетательных
и
добывающих
скважин
и
их
эффективность
позволяют
прогнозировать применение технологий.
Прогноз основных технико-экономических показателей осуществлялся
исходя из состояния выработки запасов по месторождению и степени охвата
скважин воздействием в предыдущие годы.
В общем объеме ГТМ ГРП составляет 24%. Дополнительная добыча от
ГРП
составляет
38%
от
общего
объема
всех
ГТМ.
Планируемая
дополнительная
добыча
нефти
за
проектный
срок
от
всех
методов
оценивается в 427697 тыс.т., при этом от ГРП планируется 50236 тыс.т.
Наиболее
эффективным
видом
ГТМ,
основанном
на
вовлечении
в
разработку
слабовырабатываемых
участков
залежей
при
отсутствии
транзитного
фонда
является
ЗБС:
всего
запланировано
проведение
6078
скважино-операций,
планируемая
дополнительная
добыча
ожидается
на
уровне
161711
тыс.
тонн.
Основными
объектами
для
проведения
ЗБС
в
прогнозном
периоде
являются
АВ
1
1-2
,
программа
зарезок
на
котором
предусматривает 1604 скважино-операций (26 % от общего количества ЗБС).
Возвраты
и
приобщение
способствуют
вовлечению
в
разработку
застойных и слабодренируемых участков при минимальных затратах на ГТМ.
В
прогнозном
периоде
запланировано
проведение
3559
возвратов
и
приобщений без дополнительных мероприятий, планируемая дополнительная
добыча ожидается на уровне 50585 тыс. тонн.
Обработка
призабойной
зоны
пласта
традиционно
является
наименьшим
по
эффективности
видом
ГТМ
из
вышеперечисленных,
и
направлена на поддержание базовой добычи путем снятия скин-фактора в
обрабатываемых
скважинах
при
проведении
ГКО
и
СКО.
В
прогнозном
Научный
руководитель
:
д
.
т
.
н
,
Стрекалов
.
А
.
В
.
24
Сергеев
Александр
Сергеевич
,
РМмз
-17-1
Отчет
по
НИР
№3 : «
Анализ
методов
увеличения
нефтеотдачи
на
Самотлорском
месторождении
»
периоде
запланировано
22138
скважино-операций,
планируемая
дополнительная добыча ожидается на уровне 31704 тыс. тонн. Основными
объектами
для
проведения
ОПЗ
планируются:
АВ
1
1 - 2
–
12419
скважино-
операций (56 % от общего количества), ожидаемая дополнительная добыча
нефти – 15398 тыс.т.
Важными
аспектами
планирования
оптимизации,
заслуживающими
особого
внимания
ввиду
достаточно
высоких
показателей
успешности
и
удельной дополнительной добычи нефти, являются энергетическое состояние
объекта,
близость
подошвенной
воды
и
газовой
шапки,
соотношение
забойного давления и давления насыщения нефти. В прогнозном периоде
запланировано
проведение
15714
скважино-операций
с
ожидаемой
дополнительной
добычей
на
уровне
34301
тыс.
тонн.
Основной
объем
оптимизаций планируется на объекте АВ
1
1-2
– 6288 скважино-операций (40 %
от общего количества), ожидаемая дополнительная добыча – 11938 тыс.т.
Проведение
ремонтно-изоляционных
работ,
л и к в и д а ц и и
негерметичностей
эксплуатационных
колонн,
ликвидации
аварий,
запланировано
в
количестве
10577
скважино-операций,
планируемая
дополнительная добыча ожидается на уровне 11643 тыс. тонн. Основной
объем данных мероприятий в прогнозном периоде планируется на объекте
АВ
1
1 - 2
– 2566 скважино-операций (24 % от общего количества), ожидаемая
дополнительная добыча – 2896 тыс.т.
Для
увеличения
коэффициента
нефтеотдачи
применяют
различные
способы
–
например,
форсированный
отбор
жидкости
из
сильно
обводненных пластов, отклонение потоков закачиваемой воды, химические
методы
выравнивающие
подвижности
нефти
и
воды
или
снижающие
остаточную нефтенасыщенность на капиллярном уровне и прочее. Всего на
месторождении
предлагается
провести
44856
скважино-операций,
с
суммарным эффектом в виде дополнительной нефти в объеме 21606 тыс. т.
Научный
руководитель
:
д
.
т
.
н
,
Стрекалов
.
А
.
В
.
25
Сергеев
Александр
Сергеевич
,
РМмз
-17-1
Отчет
по
НИР
№3 : «
Анализ
методов
увеличения
нефтеотдачи
на
Самотлорском
месторождении
»
На
текущей
стадии
разработки
месторождения
в
условиях
низкой
эффективности
закачки
наиболее
целесообразно
применение
методов
выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин, в частности
технологий основанных на образовании вязкого геля в пласте. Использование
гелеобразующих систем на Самотлорском месторождении показало высокую
технолгическую эффективность за все время применения, начиная с 1994
года
-
в
среднем
2,3
тыс.
т
дополнительной
нефти
в
расчете
на
одну
добывающую скважину.
Кроме того, увеличение срока работы скважин позволяет решать целый
комплекс социальных проблем района, связанный с занятостью населения.
Таким образом, применение методов повышения нефтеотдачи позволит
существенно
повысить
эффективность
выработки
трудноизвлекаемых
запасов
нефти
за
счет
применения
технологий,
обоснованных
для
конкретных геолого-физических условий выбранного объекта разработки.
Научный
руководитель
:
д
.
т
.
н
,
Стрекалов
.
А
.
В
.
26
Сергеев
Александр
Сергеевич
,
РМмз
-17-1
Отчет
по
НИР
№3 : «
Анализ
методов
увеличения
нефтеотдачи
на
Самотлорском
месторождении
»
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1
Аветисян,
А.Г.
Исследование
поведения
напряжений
около
жестко защемленной вершины составного упругого тела [Текст] - Известия
АН Арм. ССР, Механика, 1981г, 34, С. 3-12.
2
Методические указания к выполнению дипломных проектов для
студентов специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и
газовых месторождений» всех форм обучения/ Стрекалов А.В., Королев М.С.
и др. _ ТюмГНГУ, 2010.
3
Басарыгин Ю.М. Технология капитального и подземного ремонта
скважин. М., «Недра», 1977
4
Данные геологического отдела ОАО "Самотлорнефтегаз", 2009 г.
5
Отчетные материалы ОАО "Самотлорнефтегаз" по разработке и
подсчету запасов на Самотлорском месторождении 2009 г.
6
«Авторский
надзор
за
реализацией
проектных
решений
по
разработке
Самотлорского
месторождения»,
ООО
«Тюменский
нефтяной
научный центр»,2009г.
7
« У т оч н е н н ы й
п р о е к т
р а з р а б о т к и
С а м о т л о р с ко г о
месторождения», ЗАО «Тюменский нефтяной научный центр»,2005
8
Хоботько В.И., Эстрин Р.Я., Сулейманов М.М., Противопожарная
безопасность
и
защита
на
предприятиях
нефтяной
промышленности.
Справочник. М., недра, 1982
9
Годовой
отчет
за
2009г.
Отдела
добычи
нефти
ОАО
«Самотлорнефтегаз»
10
ПБ
08-624-03.
Правила
безопасности
в
нефтяной
и
газовой
промышленности.- С-Петербург: Гостехнадзор РФ, 2003.- С.93.
11
Методическое указание по организационно-экономической части
дипломных
проектов
студентов
специальности
130503
«Разработка
и
эксплуатация
нефтяных
и
газовых
месторождений»
очного
и
заочного
обучения
Краснова
Т.Л.,
Курушина
Е.В.
Тюмень:
«Нефтегазовый
университет». 2007. – 20 с.
Научный
руководитель
:
д
.
т
.
н
,
Стрекалов
.
А
.
В
.
27
Сергеев
Александр
Сергеевич
,
РМмз
-17-1
Отчет
по
НИР
№3 : «
Анализ
методов
увеличения
нефтеотдачи
на
Самотлорском
месторождении
»
12
Шеломенцева И. В. и др. Промышленная безопасность опасных
производственных
объектов.
Часть
2.
Специальные
вопросы:
Учебное
пособие. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2007.-402 с.
13
Рабочие
материалы
научно-практической
конференции
ОАО
«Самотлорнефтегаз», Нижневартовск 2010г.
14
Панов
Г.Е.
Охрана
окружающей
среды
на
предприятиях
нефтяной и газовой промышленности. – М.: Недра, 1986. – 241 с.
15
Методические указания к выполнению раздела "Безопасность и
экологичность
проекта"
в
дипломных
проектах
технологических
специальностей. Тюмень: «Нефтегазовый университет». 2004. - 44 с.
16
Технологический
регламент
проведения
солянокислотной
обработки скважин на месторождениях ТНК-BP. Отдела Геолого-технических
мероприятий ОАО «Самотлорнефтегаз»
Научный
руководитель
:
д
.
т
.
н
,
Стрекалов
.
А
.
В
.
28
Сергеев
Александр
Сергеевич
,
РМмз
-17-1
Отчет
по
НИР
№3 : «
Анализ
методов
увеличения
нефтеотдачи
на
Самотлорском
месторождении
»
ИНДИВИДУАЛЬНЫЙ ПЛАН МАГИСТРАНТА
по выполнению научно-исследовательской работы №3
Сергеев Александр Сергеевич
Индивидуальный рабочий план магистранта по НИР №3
Дата
Основные виды деятельности
1.
Геолого-физическая характеристика Самотлорского
месторождения
2.
Общие сведения о системе разработки
Самотлорского месторождения
3.
Анализ выполнения проектных решений объекта
АВ11-2 Самотлорского месторождения
Научный руководитель _____________________/ /
Магистрант _____________________/ /
Научный
руководитель
:
д
.
т
.
н
,
Стрекалов
.
А
.
В
.
29
Сергеев
Александр
Сергеевич
,
РМмз
-17-1
Отчет
по
НИР
№3 : «
Анализ
методов
увеличения
нефтеотдачи
на
Самотлорском
месторождении
»
ОТЗЫВ НАУЧНОГО РУКОВОДИТЕЛЯ
по выполнению научно-исследовательской работы №3
студента гр. РМмз-17-1 Сергеев Александр Сергеевич
на тему «Анализ методов увеличения нефтеотдачи на Самотлорском
месторождении»
Научно-исследовательская
работа Сергеева
Александра
Сергеевича
является самостоятельным научном исследованием, посвящённым одному из
наиболее
актуальных
вопросов,
касающихся
методов
увеличения
нефтеотдачи.
Автором
проведена
объемная
работа
исследовательского
и
аналитического характера.
Поставленные перед автором задачи выполнены, тема исследования
раскрыта в полном объеме.
Таким
образом,
научно-исследовательская
работа
студента Сергеева
Александра Сергеевича на тему «Анализ методов увеличения нефтеотдачи на
Самотлорском месторождении» соответствует требованиям.
Работа имеет практическое значение и может быть использована в
учебном процессе, а её автор заслуживает высокой оценки.
Научный руководитель
д.т.н., доцент Стрекалов. А.В.
Научный
руководитель
:
д
.
т
.
н
,
Стрекалов
.
А
.
В
.
30