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.