- •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
Башкирский ярус
Башкирская карбонатная толща разделена на три продуктивных пласта, индексируемых сверху вниз как Бш1, Бш2 и Бш3, рассматриваемые ранее как единый пласт Бш (графическое приложение 12).
В продуктивных пластах башкирского яруса выделено 4 газоконденсатнонефтяных и 3 нефтяных залежи, включающие в себя 45.2% геологических запасов нефти от суммарных по месторождению, в т.ч. в охранной зоне – 12.7%, газа – 77.4% от суммарных запасов газа газовых шапок, геологических запасов конденсата – 32.0%.
Пласт Бш1
К пласту Бш1 приурочена одна газоконденсатнонефтяная залежь с газовыми шапками и две нефтяных залежи в районе скважин 120 и 135 Губановского поднятия. Газоконденсатнонефтяная залежь объединяет в едином контуре нефтегазоносности 6 поднятий: Лужковское, Макаровское, Веслянское, Кокуйское, Ясыльское и Губановское. Залежь пластовая сводовая с газовыми шапками. Размеры залежи 34.012.0 км, высота 27.0 м. ВНК принят по данным опробования и интерпретации ГИС на абс. отм. -1105.0 м.
Пласт Бш2
К пласту Бш2 приурочены две газоконденсатнонефтяных залежи с газовыми шапками (основная и на Макаровском поднятии). Подсчетный план, карты эффективных газонасыщенных и нефтенасыщенных толщин пласта Бш2 приведены в графических приложениях 6 - 8.
Основная газоконденсатнонефтяная залежь пластово-сводового типа объединяет в едином контуре нефтеносности (абс. отм. ВНК -1105.0 м) Веслянское, Кокуйское, Ясыльское и северо-западную часть Губановского (р-н скв. 850) поднятий общей площадью 95.3 км2, из них к охранной зоне отнесены 28.1 км2.
Газовые шапки приурочены к Кокуйскому и Веслянскому поднятиям. Газонефтяные контакты приняты на абсолютной отметке -1078.0 м.
На Кокуйском поднятии газ получен в скважинах 80 (подошва проницаемой части -1074.6 м), 69 (подошва -1076.9 м).
. Максимальный дебит газа получен в скважине 2687 (Кокуйское поднятие) и составил 112.2 м3/сут через 10 мм диафрагму.
Размеры основной залежи 24.615 км, высота 27 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в среднем по залежи равна 3.8 м, газонасыщенная – 5.7 м.
По степени изученности запасы нефти отнесены к категориям В и С1, газа и конденсата – к категории С1. Всего в залежи сосредоточено 21.6% запасов нефти от суммарных по месторождению, в т.ч. в охранной зоне 6.7%, 36% газа и 14.9% конденсата.
Нефтяная часть простреляна в 15 скважинах. Наиболее низкие отметки получения промышленных притоков нефти отмечаются в разведочных скважинах 96, 98 и добывающих 714, 2015. Они полностью подтверждают принятый водонефтяной контакт -1105.0 м.
Размеры залежи 8.82.0 км, высота 13 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в среднем по залежи равна 3.1 м, газонасыщенная – 1.3 м.
Пласт Бш3
К пласту Бш3 приурочены одна газоконденсатнонефтяная и одна нефтяная залежи с промышленными запасами углеводородов. Подсчетный план, карты эффективных газонасыщенных и нефтенасыщенных толщин пласта Бш3 приведены в графических приложениях 9 - 11.
Газоконденсатнонефтяная залежь приурочена к Кокуйскому поднятию. Залежь нефти пластово-сводовая с газовой шапкой. Площадь нефтеносности по изогипсе -1105.0 м равна 28.1 км2, из них 6.3 км2 отнесены к охранной зоне. Размеры залежи 9.84.2 км, высота 27.0 м.
Основная газовая шапка приурочена к центральной части Кокуйского поднятия, ее размеры 6.52.5 км, высота 40.1 м. ГНК принят по верхней отметке получения промышленных притоков нефти в скважинах 1255, 1275, 1494-бис, 1912 и других и составил -1078.0 м. Газ получен только в скважине 1495, подошва проницаемых пропластков в ней находится на глубине -1072.9 м. Газовые шапки, выделенные в районах скважин 604, 916, 873, 572, 589, 463, небольшие по размерам – 0.7 х 0.4 км и меньше. ГНК для них принят как и для основной, на уровне -1078.0 м. Общая площадь газоносности составила 14.0 км2.
Наибольший начальный дебит нефти получен при опробовании пласта Бш3 в скважине 408 – 27.0 т/сут на 7 мм штуцере.
В среднем по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина составила 3.2 м, газонасыщенная – 3.6 м.
Запасы нефти пласта Бш3 на Кокуйском поднятии отнесены к категории В, газа – к категории С1. В залежи сконцентрировано 5.4% запасов нефти от суммарных по месторождению, в т.ч. в охранной зоне 1.3%, 9.4% газа и 4.0% конденсата.
Нефтяная залежь приурочена к Веслянскому поднятию. Залежь нефти пластово-сводового типа, размеры 3.01.2 км, высота 19.0 м.