Анализ добывных возможностей скважин Павлвского месторождения

СОДЕРЖАНИЕ 

ВВЕДЕНИЕ                                                                                         

1   ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 

      1.1 Общие сведения о месторождении.                                               

          1.2 Стратиграфия.                                                                                

      1.3 Тектоника.                                                                                        

          1.4 Нефтегазоносность.                                                                        

         1.5 Физико-химические свойства нефти, газа, воды и коллекторно-                      продуктивных горизонтов.                                                                  

      1.6 Конструкция скважины.                                                               

2    ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

      2.1 Современное состояние разработки.                                            

      2.2 Характеристика используемого оборудования                                                                                               

      2.3 Проектная часть

          2.3.1 Анализ добывных возможностей скважин, 

                      оборудованных УШСН.                                                            

          2.3.2 Анализ технологических режимов.                                             

          2.3.3 Выбор оборудования.                                                                

          2.3.4 Выводы и рекомендации.

3   СПЕЦВОПРОС: Повышение нефтеотдачи пластов за счет

проведения СКО.                                                                                                                                           

4   ОРГАНИЗАЦИОННАЯ ЧАСТЬ.

      4.1  Охрана недр и окружающей среды.                                               

      4.2 Охрана труда и техника безопасности.                   

      4.3  Противопожарные мероприятия.                                              

        4.4  Промышленная безопасность.

5   ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.

СПИСОК  ЛИТЕРАТУРЫ 

                                                 ВВЕДЕНИЕ                                                                                         Нефтяная  и газовая отрасли являются составной частью топливно-энергетического комплекса России. На ближайшую перспективу потребность индустрии развитых стран в энергии будет удовлетворяться главным образом за счет нефти и  газа. Вступление страны в рыночною экономику, резкое падение производства на всех крупных предприятиях, всеохватывающий кризис не обошел и нефтегазодобывающую промышленность. В нашей стране добыча нефти падает, также в течение ряда лет снижается добыча  природного газа. В этих условиях необходимо повышать технический уровень предприятий нефтяной, газовой промышленности, улучшать организацию труда и производства, совершенствовать управление на предприятиях все это является важнейшей предпосылкой повышения эффективности  производства. Территориальное Управление «Чернушканефть» является крупнейшим предприятием Пермского нефтяного региона, на его долю приходится до 30% ежегодно добываемой в области нефти.   В настоящее время ТУ «Чернушканефть» является филиалом ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».     Упавление разрабатывает 19 нефтяных месторождений в трех административных районах Пермской области и Башкортостане.  Большая часть местрождений эксплуатируется с 50-60-х годов, активные запасы в значительной степени выработаны, обводненность залежей составляет 80%. За 40 лет деятельности ТУ из всех разрабатываемых месторождений было добыто более 178 млн.т.нефти. Основные объемы нефти извлечены из Шагиртско-Гожанского (482 тыс.т.), Павловского (442 тыс.т), Куедино-Красноярского (380,2 тыс.т), Москудьинского (299 тыс.т.) месторождений. Максимальная добыча нефти была получена в 1997 году – 9,5 млн.т.нефти. С 1976 года в силу целого ряда объективных причин началось падение добычи: вступление основных месторождений в познюю стадию разработки, обводненность залежей, рост доли трудноизвлекаемых запасов. Все месторождения разрабатываются с применением гидродинамических методов повышения нефтеотдачи, 1999 году 89% добытой нефти было получено за счет поддержания пластового давления.

        ТУ «Чернушканефть» является в системе ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» одним из предприятий, где проходят опробацию технические и технологические новинки разработанные специалистами ООО и ТУ, так и учеными «ПермНИПИнефть» и других институтов. В последние годы управление сотрудничает и с зарубежными фирмами. Как правило при внедрении новых технологий приоритет отдается тем, которые несут природосберигающее начало и не смогут отрицательно повлиять на окружающую среду в местах добычи.

      В проекте изложен анализ эксплуатации добывающих скважин турнейской залежи Павловского месторождения и рекомендации по  усовершенствованию  их  работы .

1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ                                                                                                      1.1 Общие сведения о месторождении

      Павловское  месторождение открыто в 1956 г., в  эксплуатации находится с 1959 г. В административном отношении месторождение расположено в Чернушинском районе Пермской области, в 170 км южнее областного центра- города Перми. Районный центр- город Чернушка находится в 14 км западнее месторождения. В тектоническом отношении Павловское месторождение приурочено к крупной антиклинальной складке размером 30х20 км, расположенной в южной части Чернушинского вала, осложняющего юго-западную часть Башкирского свода. Павловская антиклиналь сложена рядом локальных поднятий: Берёзовское, Барановское , Улыкское, Павловское, Южно-Павловское, Есаульское.

      Промышленная нефтеносность установлена в карбонатных отложениях турнейского яруса (пласты Т), в терригенных отложениях нижнего карбона  (пласты Тл2а, Тл2б, Бб1, Бб2), малиновского надгоризонта (пласт Мл), в карбонатных отложениях среднего карбона (пласты Бш) и верейского яруса (пласты В3В4). В пласте В3В4 установлены промышленные запасы свободного газа.

      В опытную эксплуатацию месторождение  введено в 1959 году. В промышленную разработку - в мае 1963 года.

      Разбуривание месторождения началось  в 1960 году. Скважины бурились на один выделенный объект разработки - пласты Тл+Бб с одновременной доразведкой других пластов.

      На основании бурения 160 скважин  в 1967 году обобщены полученные данные, уточнено представление о геологическом строении месторождения и проведён подсчёт запасов нефти и газа.

      Запасы были утверждены в ГКЗ  и составили: категория С1 - 148041 тыс.т балансовые, 60729 тыс.т извлекаемые;  категория С2 - 69602 тыс.т балансовые, 16656 тыс.т извлекаемые. Запасы свободного газа пласта В3В4 - 4831 млн.м³.

      Большая часть площади покрыта  смешанными пихтово-еловыми лесами с липой, клёном, берёзой и осиной. Климат района умеренный, континентальный. Средняя годовая температура +1.3°°С. Максимальная температура в июле +40°°С, минимальная температура в январе -42°°С. Годовое количество осадков 500 -600 мм. Устойчивый снежный покров образуется в ноябре и сходит в апреле. Наибольшая высота снега наблюдается в марте и достигает 65 - 75 см. Максимальная глубина промерзания почвы составляет - 105 см.

      Основными полезными ископаемыми  кроме нефти и газа являются  глины, галечники и медистые песчаники.

      Нефть с УППН «Павловка» перекачивается на НПС «Слудка» и отправляется на Уфимский нефтеперерабатывающий завод. Кроме того, находится в эксплуатации нефтепровод Павловка -Чернушка -Колтасы.

  1.2 Стратиграфия

  Геологический разрез месторождения вскрыт от четвертичных отложений до верхнего рифея. Максимальная вскрытая глубина скважины- 2243 м.

      Верхнепротерозойская подгруппа.  Верхний рифей.

  Отложения верхнего рифея на Павловском месторождения  вскрыты разведочными скважинами. Литологически толща представлена зеленовато-серыми песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Вскрытая толщина 70 м.

      Палеозойская группа. Вендский комплекс.

  Он  сложен зеленовато-серой толщей алевролитов  и песчаников с подчинёнными прослоями аргиллитов. Толщина 63-68 м.

      Девонская система. Средний отдел.  Живетский ярус.

  Сложен  буровато-серой толщей терригенных пород: алевролитов, аргиллитов, песчаников. Толщина 7-12 м.

      Верхний отдел. Франский ярус.

  В нижнефранском подъярусе выделяются: пашийский горизонт, сложенный чередующимися между собой песчаниками, алевролитами и аргиллитами толщиной 7-12 м  и кыновский, представленный двумя пачками: нижней - терригенной и верхней - карбонатно - терригенной. Толщина 14 - 18 м.

      Саргаевский горизонт сложен  серыми и коричневато - серыми  известняками и доломитами. Толщина 6 - 9 м.

    Семилувский горизонт сложен  карбонатными отложениями. Толщина 21 - 28 м.

      Верхнефранский подъярус.

  Отложения представлены серыми и светло - серыми известняками и доломитами. Толщина 127 - 167 м.

      Фаменский ярус сложен серыми  и светло - серыми известняками  и доломитами с прослоями аргиллита. Толщина 338 - 361 м.

      Каменноугольная система. Нижний  отдел. Турнейский ярус.

  Сложен  известняками светло - серыми, тёмно - серыми, глинистыми прослоями, неравномерно нефтенасыщенными. В турнейском ярусе, в 4 - 5 м  от кровли, выделяется нефтяной пласт. Толщина 79.5 - 82 м.

      Визейский ярус. Малиновский надгоризонт.

  Сложен  алевролитами и аргиллитами с  прослоями углистых сланцев, каменных углей и песчаников. Толщина 1.5 - 14 м.

      Яснополянский надгоризонт. Бобриковский  горизонт.

  Сложен  алевролитами и аргиллитами с подчинёнными прослоями песчаников. В пределах горизонта выделяется два нефтяных пласта ( Бб1, Бб2 ). Толщина 28 - 49 м.

      Тульский горизонт литологически  расчленён на две пачки: нижнюю - терригенную и верхнюю - карбонатно - терригенную. В терригенной пачке выделяется нефтяной пласт ( Тл2 ). Толщина 41.5 - 54 м.

      Окский + серпуховский надгоризонт.

  Отложения представлены доломитами с подчинёнными прослоями известняков, с включениями и прослоями ангидритов и маломощных глин. Толщина 219 - 269 м.

      Намюрский ярус литологически  сложен известняками с прослоями  доломитов. Толщина 26 - 43 м.

      Средний отдел. Башкирский ярус.

  Представлен светло - серыми известняками с включениями  и прослоями доломита и кремния. Отмечается присутствие конгломерато - брекчии. В верхней части башкирского яруса выделяется нефтяной пласт ( Бш ). Толщина 53 - 77 м.

      Московский ярус. Верейский горизонт.

  Сложен  известняками с подчиненными прослоями  мергелей и доломитов. В подошвенной части горизонта выделяется газонефтяной пласт ( В3,4 ). Толщина 54 м.

      Каширский горизонт сложен известняками  и доломитами с прослоями мергеля и аргиллита. Толщина 47 - 60 м.

      Подольский горизонт представлен  известняками с прослоями доломита и аргиллита. Толщина 99 - 112 м.

      Мячковский горизонт сложен известняками и доломитами. Толщина 87 - 96 м.

  Верхний отдел представлен доломитами с  подчинёнными прослоями известняка. Толщина 131 - 168 м.

      Пермская система. Нижний отдел.  Ассельский + сакмарский ярусы.   Отложения представлены доломитами и известняками. Толщина 160 - 209 м.

      Артинский ярус представлен толщей  известняков и доломитов с  включениями гипса и ангидрита. Толщина 130 - 154 м.

      Кунгурский ярус. Филипповский горизонт.

  Сложен  чистыми доломитами и известняками, с прослоями и включениями гипса и мергеля. Пористые и кавернозные разности иногда насыщены нефтью или битумом. Толщина 35 - 69 м.

      Верхний отдел. Уфимский ярус. Соликамский горизонт.

  Сложен  чередованием доломитов, известняков, мергелей и песчаников. Толщина 71 - 89 м.

      Шешминский горизонт представлен  загипсованной толщей неравномерно чередующихся глин, алевролитов и песчаников. Толщина 52 м.

      Четвертичные отложения сложены  суглинками, бурыми и серыми песчаниками, глинами и супесью коричневато - серой с мелкой галькой уральских пород. Толщина 20 м. 

  1.3 Тектоника

      Павловское месторождение  нефти  в тектоническом отношении приурочено к крупной антиклинальной складке, расположенной в южной части Чернушинского вала, осложняющего юго-западную часть Башкирского свода.

      Изучение тектонического строения  Павловской структуры по маркирующим горизонтам показывает полное совпадение структурных планов при некотором смещении сводовой части в восточном направлении, выполаживание структуры от более древних отложений к более молодым.

      По кровле коллекторов турнейского  яруса нижнего карбона Павловская структура имеет форму пологого поднятия с более крутым западным крылом  1°°43ў¢ - 3°°40ў¢ и пологим восточным крылом 0°°21ў¢ - 1°°29ў¢. Общее простирание поднятия близко к меридиональному. Размеры его 34 ґ´ 18 км.

     Павловская антиклиналь осложнена  рядом локальных поднятий - куполов (Берёзовский, Деткинский, Барановский, Улыкский, Григорьевский, Павловский, Южно-Павловский и Есаульский) разделённых незначительными прогибами.

     Павловское поднятие расположено  в центральной части складки.  Размеры поднятия - 8.8ґ´3.8 км при амплитуде 46 м. Присводовая часть поднятия осложнена тремя незначительными по размерам куполками, ограниченными изогипсой ( -1220 м ) с вершинами в районе скважин №№77, 26, 103.

      Улыкский купол имеет овальную  форму северо-западного простирания и расположен к западу от Павловского поднятия. Размеры его по замкнутой изогипсе ( -1230 м ) 3.6ґ´1.8 км с амплитудой поднятия 25.4 м.

      Григорьевский купол расположен  на восток от Павловского поднятия. Размеры его в пределах замкнутой изогипсы ( -1260 м ) 2ґ´1.4 км. Амплитуда купола составляет 13.7 м.

      Размеры купола Южно-Павловского поднятия по замкнутой изогипсе ( -1250 м ) 4.2ґ´3.8 км при амплитуде 34.4 м. Присводовая часть складки осложнена тремя куполками с вершинами в районе скважин №№136, 145, 149.

      Есаульский купол расположен на юге Павловской структуры и представляет собой пологое поднятие в районе скважины №272. Размеры его в пределах замкнутой изогипсы ( -1265 м ) 4.5ґ´4.2 км с амплитудой 23.2 м.

      По кровле коллекторов башкирского яруса среднего карбона Павловская структура сохраняет свои очертания и размеры. Складка имеет форму пологого поднятия с углами падения: западного крыла 0°°5ў¢ - 1°°5ў¢, восточного 0°°34ў¢ - 1°°36ў¢. Размеры составляют 31ґ´18 км при амплитуде 68.8 м. Локальные поднятия, осложняющие Павловскую структуру по нижнекаменноугольным отложениям, чётко выделяются и по кровле коллекторов башкирского яруса среднего карбона.

      По кровле артинского яруса  форма Павловской структуры в  основном сохраняется, но она становится ещё более пологой, чем по среднекаменноугольным отложениям. Изменяется лишь форма и размеры некоторых локальных структур. Многие из них исчезают совсем. Размеры Павловской структуры составляют 30ґ´20 км. 

1.4 Нефтегазоносность

      В процессе бурения скважин на Павловском месторождении нефтепроявления выявлены: в отложениях пашийского горизонта девона (в виде керна неравномерно-насыщенного нефтью ), в турнейском ярусе нижнего карбона  (залежь промышленного значения), в отложениях окско-серпуховского надгоризонта нижнего карбона (в виде керна нефтенасыщенного), в отложениях яснополянского надгоризонта (залежь промышленного значения), в отложениях башкирского яруса среднего карбона (залежь промышленного значения), в отложениях верейского горизонта московского яруса (пласты В3В4 - залежь нефти с газовой шапкой промышленного значения, пласт В2 - приток нефти с дебитом 8.3 т\сут на 5.3 мм штуцере), а также в отложениях каширского и подольского горизонтов ( газ с дебитом до 30 тыс.м^3\сут на 5.5 мм штуцере ), в отложениях кунгурского яруса пермского горизонта (в виде керна, участками пропитанного нефтью).

      Находящаяся в настоящее время в эксплуатации залежь нефти в турнейском ярусе нижнего карбона распространена почти на всей площади Павловского месторождения ( за исключением Григорьевского купола; на Берёзовском и Деткинском куполах, в центральной части месторождения, включая Барановский, Улыкский, Павловский и Южно-Павловский купола, и на юге месторождения на Есаульском куполе ).

      Водонефтяной  контакт для центральной части  месторождения ( 4 купола ) принят на абсолютной отметке ( -1260 м ), на Деткинском и Есаульском куполах водонефтяной контакт принят на отметке (-1264 м).

      Турнейский  нефтяной пласт представлен органогенно-детритовыми известняками. Характерно чередование пористых и плотных прослоев. Максимальная эффективная нефтенасыщенная толщина 31.2 м. В пределах внешнего контура нефтеносности, залежь Берёзовского купола имеет размеры  2.8ґ´7.5 км, Деткинского купола - 5.5ґ´6.5 км, залежь центральной части месторождения - 12.5ґ´16 км, Есаульского купола - 3.5ґ´4.5 км.

      Этаж  нефтеносности на Берёзовском куполе - 19.5 м, на Деткинском куполе - 26.9 м, в центральной части - 57.5 м.

      Турнейская  залежь Павловского месторождения  относится к типу массивных.

      Основная  залежь нефти, находящаяся в настоящее  время в разработке, приурочена к терригенным отложениям яснополянского надгоризонта нижнего карбона. Залежь представлена двумя пластами в бобриковском горизонте (нижний Б2 и верхний Б1) и одним пластом в тульском горизонте ( пласт Тл2 ).

      Тульский  продуктивный пласт ( Тл2 ) является основным промышленно-нефтеносным объектом разработки на Павловском месторождении. Для более точной оценки запасов нефти и попутного газа пласта Тл2 выделено два подсчётных объекта ( сверху вниз ) Тл2-а и Тл2-б. На большей части площади месторождения объекты Тл2-а и Тл2-б чётко отделяются один от другого глинистым прослоем толщиной 1.6 - 14 м. В ряде скважин отмечается отсутствие глинистой перемычки между этими объектами. Наличие зон слияния и единство водонефтяного контакта ( ВНК  -1194 м ) позволяет сделать заключение о единстве гидродинамической системы тульского нефтяного пласта, имеющего повсеместное распространение по площади месторождения (исключение составляет Деткинский купол, где ВНК  -1212 м). Размеры залежи составляют  1.6ґ´2.6 км, этаж нефтеносности - 4.6 м.

      Подсчетный  объект Тл2-б представлен песчаниками, иногда алевролитами с редкими прослоями аргиллитов. В пределах пласта выделяется от 1 до 4 проницаемых прослоев. Эффективная нефтенасыщенная толщина до 14.5 м. Промышленные притоки нефти получены из 60-ти скважин. Подсчётный объект Тл2-б имеет следующие размеры: для Павловского купола 5.5ґ´7 км, Южно-Павловского 3.3ґ´4.2 км, Барановского 3.2ґ´4.5 км, Улыкского 2.3ґ´5.3 км.

      Для подсчётного объекта Тл2-а, характерны частые литологические замещения продуктивной части пласта плотными породами. Эффективная  нефтенасыщенная толщина до 10.9 м. Промышленные притоки нефти получены из 54-х скважин. Размеры в пределах внешнего контура нефтеносности для центральной части  (Барановский, Улыкский и Южно-Павловский купола) 11.5ґ´14.75 км, Григорьевский купол 1.6ґ´2 км и Берёзовский купол 1.5ґ´2 км. Этаж нефтеносности соответственно - 31.9; 13.9; 2.2 м.

      Бобриковская  нефтяная залежь представлена двумя  пластами (нижним Бб2 и верхним Бб1). Пласт Бб2 нефтеносен в сводовой части Барановского, Павловского, Деткинского и Улыкского куполов. На остальной части месторождения пласт Бб2 водоносен. Пласт Бб2 представлен песчаниками и алевролитами, которые часто замещаются плотными породами. Водонефтяной контакт принят наклонным от ( -1218 м ) на западном крыле и до (1213 м) на восточном.

      Залежь  нефти пласта Бб2 на Барановском  куполе имеет размеры 3.5ґ´1.5 км. Этаж нефтеносности 11 м.

      Верхний пласт Бб1 отделяется от нижнего  пласта аргиллитовой пачкой толщиной от 1 до 7 м. Пласт Бб1 распространён на Деткинском, Улыкском, Павловском, Барановском и Григорьевском куполах. На Берёзовском и Южно-Павловском куполах пласт водоносный. Представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов, в пределах пласта выделяется от 1 до 5 проницаемых пропластков. Эффективная нефтенасыщенная толщина до 13.2 м. Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке (-1227 м) на Деткинском куполе,   (-1201 м) на Улыкском куполе, (-1215 м) на Григорьевском куполе и (-1227 м) на Барановском куполе.

      В настоящее время в эксплуатации находится залежь нефти башкирского яруса среднего карбона. В отличии от разобщённых залежей нижнего карбона в башкирских отложениях Барановского, Улыкского, Павловского, Южно-Павловского и Григорьевского куполов выделяется одна залежь с общим водонефтяным контактом на отметке (-830 м).

      Башкирский  нефтяной пласт сложен известняками. В пределах пласта выделяется от 1 до 20 проницаемых пропластков. Эффективная  нефтенасыщенная толщина до 15 м. Размеры залежи в пределах контура нефтеносности 16.7ґ´19 км. Этаж нефтеносности 35.4 м.

      Промышленные  запасы нефти и свободного газа в  виде газовой шапки установлены  в верейском горизонте ( пласты В3В4 ) на Берёзовском куполе и в центральной части месторождения, а также на Деткинском куполе. Литологически коллекторы пласта В3В4 неоднородны и представлены известняками биоморфными и органогенно-детритовыми. В пределах пласта выделяют от 1 до 10 проницаемых пропластков. Водонефтяной контакт на Берёзовском куполе принят на отметке (-827 м). Размер газовой шапки 1.4ґ´2.9 км. Этаж нефтеносности равен 4 м.

      На  Деткинской площади газо-водяной  контакт принят на отметке (-809 м). Размер газовой залежи 4ґ´8 км. Этаж газоносности 14 м. Максимальная эффективная газонасыщенная толщина 10 м.