- •Введение
- •I Геологиеская часть
- •1.1Общие сведения о месторождении
- •1.2Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
- •Каменноугольная система – c
- •Нижний отдел карбона – c1
- •Малиновский надгоризонт
- •Яснополянский надгоризонт
- •Московский ярус – c2m
- •1.3 Тектоника
- •1.4 Нефтегазоносность
- •Московский ярус Верейский горизонт Пласт в3в4
- •Башкирский ярус
- •Пласт Бш1
- •Пласт Бш2
- •Пласт Бш3
- •Серпуховский ярус
- •Визейский ярус Ясноплянский надгоризонт Тульский горизонт
- •Пласт Тл1
- •Бобриковский горизонт
- •Малиновский надгоризонт Радаевский горизонт Пласт Мл
- •Турнейский ярус Пласт т
- •1.5Состав и свойства нефти, газа, конденсата и воды
- •1.5.1Свойства нефти, газа и конденсата
- •Пласт в3в4
- •Пласты Бш1, Бш2, Бш3
- •Пласт Срп
- •Пласты Тл2-а и Тл2-б
- •Пласты Бб1, Бб2, Бб3
- •Пласт Мл
- •Пласт т
- •1.5.2 Физико-химические свойства пластовых вод
- •1.6 Конструкция скважин
- •II Техническая часть
- •2.1 Современное состояние разработки месторождения
- •2.2 Используемое оборудование
- •2.3 Анализ добывающих возможностей скважин.
- •2.3.1 Определение коэффициента продуктивности скважины
- •2.3.2 Рассчитываем допустимое забойное давление на приеме насоса
- •2.3.3 Определение максимального допустимого дебита скважины
- •2.3.4 Определяем разницу между фактическим и максимально допустимым дебитом скважины
- •2.4 Анализ технологических режимов скважины.
- •2.4.1 Определение газового фактора на приёме насоса
- •2.4.2 Определяем приведённое пластовое давление на приёме насоса
- •2.4.3 Находим оптимальную глубину погружения насоса под уровень жидкости
- •2.5 Выбор оборудования
- •2.5.1 Определение теоретического дебита по формуле:
- •2.5.2 Определение глубины спуска насоса
- •2.5.3 Определение глубины откачки
- •2.5.4 Определение числа качаний
- •2.5.9 Определение максимальной нагрузки на головку балансира
- •2.6 Выводы и рекомендации
- •3 Организационная часть
- •3.1 Охрана труда
- •3.2. Охрана недр
- •3.3 Охрана окружающей среды
- •3.4 Противопожарные мероприятия
- •Заключение
- •Список литературы
Турнейский ярус Пласт т
К верхней части турнейского яруса, сложенного сгустковыми и криноидно-сгустковыми известняками с примесью органических остатков и детрита, на Макаровском, Кокуйском и Мазунинском поднятиях приурочены 5 нефтяных залежей массивного типа. Подсчетный план, структурная карта и карта эффективных нефтенасыщенных толщин пласта Т приведены в графических приложениях 38 - 40.
Залежи содержат 2.0% запасов нефти от суммарных по месторождению, в т.ч. в охранной зоне 1.4%.
На Кокуйском поднятии выделено две залежи нефти.
Основная нефтяная залежь, приуроченная к основному куполу Кокуйского поднятия, массивная. Размеры залежи 5.81.5 км, высота 38.1 м, площадь нефтеносности 9.3 км2, в т.ч. в охранной зоне 4.3 км2, средняя нефтенасыщенная толщина 4.2 м.
ВНК принят по данным опробования и материалов ГИС на абс. отм. -1413.0 м.
При опробовании пласта Т получены начальные дебиты от 0.7 т/сут (скв. 74Р, 4004) до 16.0 т/сут на 7мм штуцере (скв. 73Р).
На основной залежи запасы нефти отнесены к двум промышленным категориям – В и С1. Граница между ними проводится по линии пережима структуры, образованного изогипсой -1410.0 м.
Запасы категории В выделены в западной части залежи в районе скважины 614. Они ограничены условной линией раздела категорий и внешним контуром нефтеносности -1413.0 м общей площадью 5.8 км2, в т.ч. в охранной зоне 4.3 км2. Эта часть залежи с 1974 года находится в промышленной эксплуатации.
Запасы нефти восточной части в районе скважины 585, выделенные на площади, ограниченной ВНК -1413.0 м и границей раздела категорий на западе, отнесены к категории С1 на основании получения нефти в двух скважинах 4007 и 4010.
На долю общих запасов нефти основной залежи Кокуйского поднятия приходится 2.0% от суммарных по месторождению, в т.ч. в охранной зоне 1.3%.
Нефтяная залежь в районе скважины 433, приуроченная к небольшому куполу, осложняющему южный склон Кокуйского поднятия, вскрыта 5 скважинами (433, 856, 858, 2154, 9154). Тип залежи массивный, размеры 0.70.3 км, высота 4.4 м, площадь нефтеносности 0.146 км2, в т.ч. в охранной зоне 0.081 км2, средняя нефтенасыщенная толщина 0.8 м. ВНК принят по аналогии с основной залежью на абс. отм. -1413.0 м, что не противоречит результатам интерпретации данных ГИС.
Запасы нефти в районе скважины 433 отнесены к категории С2, как не подтвержденные испытанием, и составили 0.01% от суммарных по месторождению, в т.ч. в охранной зоне менее 0.01%.
1.5Состав и свойства нефти, газа, конденсата и воды
1.5.1Свойства нефти, газа и конденсата
На месторождении исследовано 199 глубинных проб нефти, из них 73 представительных, 134 поверхностных, из них качественных 127, 85 проб свободного газа и 3 пробы конденсата. Параметры нефти и газа, в соответствии с требованиями ГКЗ, приняты по результатам исследования их методом дифференциального дегазирования.
Физико-химические свойства пластовой нефти приведены в табличном приложении П. 2.6 разд. 7 [20], физико-химические свойства поверхностной нефти – П. 2.19, состав газа, растворенного в нефти (ступенчатое дегазирование) – П. 2.20, характеристика свободного газа – П. 2.21, компонентный состав пластового газа – П. 2.22. Ссылка на зависимости физических свойств от давления по пластам и поднятиям (Пересчет запасов [20], разд.7, рис. 7.1 - 7.15).