Анализ добывных возможностей скважин оборудованных УШГН, Павловского месторождения (Kursovaya )

Посмотреть архив целиком

Министерство образования

Российской Федерации

Чернушинский Государственный Политехнический Колледж







КУРСОВОЙ ПРОЕКТ



Тема: Анализ добывных возможностей скважин оборудованных УШГН, Павловского месторождения.






Выполнил: Дьячков Артём Сергеевич, студент III курса, группы №35

Специальность:0906 Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Профессия: Оператор добычи нефти и газа

Руководитель: Пахомова Н.А.

Консультант по графической части: Галюк Т.Х.






Чернушка 2001


стр.

  1. Введение._____________________________________________


2. Геологическая часть:

2.1 Общее сведенье о месторождении___________________

2.2 Стратиграфия____________________________________

2.3 Тектоника_______________________________________

2.4 Сведения о нефтегазоносности и водоносности разреза_

3.Техническая часть:

3.1 Применяемое оборудование________________________

  • Схема установки;

  • Принцип работы;

  • Описание насосов.

3.2 Анализ добывных возможностей скважин____________

3.3 Анализ технологических режимов___________________

3.4 Выбор оборудования______________________________

4. Организационная часть:

4.1 Охрана недр окружающей среды____________________

4.2 Техника безопасности при эксплуатации скважин штанговыми насосами________________________________

4.3 Противопожарные мероприятия_____________________

4.5 Литература______________________________________














В нашей стране нефтяная отрасль одна из ведущих и быстро развивающихся в промышленности, в которую внедрены новейшие технологии машиностроения, автоматизации и техники. Объекты нефтяной промышленности рассредоточены по всей территории страны, в ней задействовано большое количество трудовых ресурсов России.

В курсовом проекте описана краткая геологическая характеристика Павловского месторождения и продуктивных пластов. Изучены формы залегания и состав пород нефтенасыщенных пластов. Проведён анализ добывных возможностей и технологических режим

работы скважин, расчёты по выбору оборудования, инструкции и рекомендации по эксплуатации скважин. Отражена работа штангоскважинных насосных установок (ШСНУ), и техника безопасности при их эксплуатации.

Материал собран в НГДУ «Чернушканефть». Это крупнейшее предприятие Пермского нефтяного района, на его долю приходится до 35% ежегодно-добываемой нефти в областях, входящих в

ОАО «Лукойл-Пермнефть». Управление разрабатывает 17 нефтяных месторождений в пяти административных районах Пермской области и Башкортостана. В его ведении 3670 скважин, средне действующий фонд 1943 из них 3 скважины фонтанные, 244 – оборудованные УЦН, 1676- штанговыми и соответственно станками качалками.

В 1999г. применяются такие современные физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов, как применение соляной кислоты с замедлителями, также кислотных гелей, акустическое воздействие и термоизоляция на пласт, бурение вторых пластов.

Большая часть месторождения эксплуотируется с 50 – 60 годов, активные запасы в значительной степени выработаны, обводнённость залежей составляет в среднем 80%.








2.1 Общее сведения о месторождении


Павловское месторождение нефти расположено на юге Пермской области в Чернушинском районе. От города Перми оно находится на расстоянии 170 км. Наиболее крупным населенным пунктом является районный центр - г. Чернушка, деревни: Дмитровка, Улык гора, Ореховая гора, Крещенка, Атняшка и др. Они равномерно располагаются по площади и приурочены к долинам небольших рек.

Сообщение между населёнными пунктами осуществляется по грунтовым дорогам, которые не пригодны к движению автотранспорта в дождливое время года и зимой. Павловский промысел связан с районным центром, асфальтированным шоссе. Связь с городом Пермью осуществляется автотранспортом, по железной дороге через Екатеринбург и самолётом.

Население на территории месторождения состоит главным образом из русских, татар, удмуртов и башкир.

Основное занятие населения сельское хозяйство, лесозаготовки. В последние время развивается нефтедобывающая промышленность.

В географическом отношении территория месторождения представляет собой всхолмленную равнину с абсолютными отметками от +140м. до +260м; расчлененную многочисленными оврагами. Реки Тюи и Танып, протекающие в меридиальном направлении являются основными.

На площади много малых рек с крутым и высоким левым склоном и пологим правым. Долины рек покрыты мелким кустарником, не редко заболочены. Все реки мелководны и не судоходны. Большая часть площади покрыта смешанными пихтово-еловыми лесами с липой, клёном, берёзой и осиной.

Климат района умеренный, континентальный. Средняя годовая температура +1,3 0С.

Максимальная в июле +380С, минимальная в январе –420С. Годовое количество осадков 500-600 мл. Устойчивый снежный покров образуется в ноябре и сходит в апреле. Наибольшая высота его наблюдается в марте и достигает 65-75 см. Максимальная глубина промерзания почвы 105 см.

Основным полезным ископаемым кроме нефти и газа являются глины, галечник и медистые песчаники.

На станции Чернушка находится нефтеналивная эстакада, куда проложен нефтепровод до станции Куеда. Кроме того, подготовлен к сдаче в эксплуатацию нефтепровод Павловка-Чернушка-Колтасы.


Краткая история геологических исследований.


В 1943 году площадь Павловского месторождения была покрыта геологической съемкой. Предварительные поиски были тесно переплетены с детальными.

В сентябре 1956 года Павловское поднятие было введено в глубокую разведку. Одновременно с глубоким бурением проводилось структурно поисковое бурение с целью его оконтуривания.

В результате глубокого бурения доказана промышленная нефтеносность отложений башкирского и московского ярусов среднего карбона, яснополянского надгоризонта и турнейского яруса нижнего карбона.

С 1960 года начата пробная эксплуатация турнейской залежи.

В 1961 году залежи яснополянского надгоризонта введены в промышленную эксплуатацию.

В марте 1965 года введена в эксплуатацию башкирская залежь.


















2.2 Стратиграфия.


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

Подробная характеристика вскрытых отложений даётся в работах (1,2), поэтому ниже приводится лишь краткое описание разреза.

Каменно угольная система. C

Нижний отдел. C1

Турнейский ярус. C1t


Сложен известняками светло-серыми, тёмно-серыми, с глинистыми прослойками, неравномерно-насыщенными. В турнейском ярусе в 4-5 метрах от кровли выделяется нефтяной пласт.

Мощность 79,5-82 м.





















2.3 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 сводной части в восточном направлении и выполаживании структуры от более древних отложений к более молодым. По девонским отложениям Павловская структура изучена очень слабо, всего лишь по 3-м скважинам (6,10,35). На оснований этих скважин, а, также учитывая региональное геологическое строение центральной части Чернушинского вала, можно предполагать о наличии положительной структуры типа купола в районе скважин 35 и 248, и вероятно небольшого купола к северо-западу от скважины № 10 в районе скважины № 6.

Павловская структура имеет форму пологого поднятия с более крупным западным крылом 1043|-3040| и пологим восточным крылом 0021|-1029|.

Общие простирание поднятия близко к мередиальному. Размеры его 34x18 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-8,8x3,8км. при амплитуде 4 м. Присводовая часть поднятия осложнена 3-мя незначительными по размерам куполам, ограниченными изогипсой минус 1220 м. с вершиной в районе скважин 77, 26 и 103.

Локальные поднятия, осложняющие Павловскую структуру по нижнекаменноугольным отложениям, четко выделяются и по кровле коллекторов башкирского яруса среднего карбона.

Изменяется лишь форма и размеры некоторых локальных структур. Многие из них исчезают совсем.

2.4 Сведения о нефтегазоносности и водоносности разреза.


В процессе бурения скважин на Павловском месторождении нефтепроявления выявлены: в отложениях верхнего 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 нефтенасыщеного), в отложениях башкирского яруса среднего карбона (залежь промышленного значения), в отложениях верийског горизонта московского яруса (пласты B3, B4-залежь нефти с газовой шапкой промышленного значения), пласт B2-приток нефти дебитом 8,3 т/сут. на 5,3 мм. штуцере, в отложениях каширского и подольского горизонтов (газ с дебитом до 30 тыс.м3/сут. на 5,5 мм. штуцере), в отложениях кунгурского яруса (в виде керна, участком пропитанного нефтью).

Турнейский нефтяной пласт представлен органогенно-детритовыми известняками. Характерно чередование пористых и плотных прослоев.

Максимальная эффективная нефтенасыщенная мощность 31,2 м.


Случайные файлы

Файл
123.rtf
14017.rtf
5238.rtf
MIX1.DOC
123358.rtf




Чтобы не видеть здесь видео-рекламу достаточно стать зарегистрированным пользователем.
Чтобы не видеть никакую рекламу на сайте, нужно стать VIP-пользователем.
Это можно сделать совершенно бесплатно. Читайте подробности тут.