Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального

Образования

«УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ

УНИВЕРСИТЕТ»

Кафедра «Нефтегазопромыслового оборудования»

учебной практики

Студент группы МПз – 02 – 01 А.Я. Исламгулов

Руководитель практики от Р.Р. Сафиуллин

кафедры к.т.н. доцент

Общая характеристика предприятия

Нефтепромысловое производственное управление «Аксаковнефть» образовалось в 1955 году в связи с открытием скважины № 3 Шкаповского нефтяного месторождения пробуренной буровой бригадой мастера И.З. Пояркова 23 ноября (рисунок 1).

Рисунок 1 – Скважина № 3

С самого начала своей деятельности НПУ «Аксаковнефть» относилось к тресту «Башнефть» находящемуся в г. Уфе, который был переформирован в акционерную нефтяную компанию «Башнефть»,

На балансе НГДУ находится 15 месторождений. Извлекаемые остаточные запасы составляют на 1.01.2004 года 22,358 млн.т (без учета прироста запасов 2004г). При текущих объемах добычи нефти обеспеченность запасами 21 год. В настоящее время разведочное бурение ведется на 2 площадях: Афанасьевской и Лисовской.

Месторождения ООО НГДУ «Аксаковнефть» указаны на рисунке 2.

С начала разработки добыто 229937 т т нефти. План по добычи нефти 2004 г выполняется на 100,2 %, сверх плана добыто 2 тыс. тонн нефти.

Рисунок 2 – Обзорная карта месторождений

Введено в эксплуатацию 21 новых скважин, при планируемых 20. Добыто нефти из новых скважин 31768 т при плане 27000 т.дебит новых скважин 9,5 т/сут при плане 7,8 т/сут.

Введено в эксплуатацию 6 новых нагнетательных скважин при планируемых 6.

Из бездействия введена в эксплуатацию 26 скважин при плане 26.

Период обустройства скважин при нормативе 17 суток составил 7,7 суток.

Собрано 39754 тыс.м3 попутного газа, в том числе сверх плана 422 тыс м3. Уровень использования ресурсов попутного нефтяного газа 96,3% при плане 95,1%.

Основное внимание уделяется внедрению новой техники и прогрессивных технологий, повышению нефтеотдачи пластов и эффективности геолого-технических мероприятий (рисунок 3).

За счет новых технологий увеличения нефтеотдачи пластов добыто 348 т. За истекший период года проведен большой объем работ по выполнению геолого-технических мероприятий. Так при плане 467 выполнено 467 мероприятий. Эффективность составляет 113,8 тыс.т.

Удельная эффективность при плане 243,3 т/мер. составит 243,7 т/мер.

Рисунок 3 – Технология увеличения приемистости нагнетательной скважины по технологии с использованием колтюбинговой установки.

Одним из этапов реорганизации АНК «Башнефть» стало присоединение в июле прошлого года коллектива Шкаповского газоперерабатывающего производства к ООО НГДУ «Аксаковнефть». За 2004 г переработано 39 млн 208 тыс куб попутного нефтяного газа при плане 34 млн 712 тыс м 3 , перевыполнение составило 4496 тыс.м 3 или +13% к плану.

ООО НГДУ «Аксаковнефть» - предприятие с высокоразвитой техникой и технологией нефтедобычи и региональной инфраструктурой расположено в юго-западной части Республики Башкортостан по адресу п. Приютово, ул. Вокзальная 13. Это современное высокоразвитое предприятие – подразделение объединения «Башнефть» с передовой техникой и технологией добычи и подготовки нефти.

Основной целью является получение прибыли и удовлетворение общественных потребностей в товарах и услугах производимых им. Основными видами деятельности являются:

Добыча нефти и газа и их подготовка;

Обустройство, капитальный и подземный ремонт скважин:

Ремонт и строительство автодорог;

Оказание платных услуг населению;

Производство товаров народного потребления;

Устройство, эксплуатация и ремонт нефтепромысловых объектов и объектов социального назначения;

Транспортные услуги, услуги специальной техники;

Производство и реализация пара и воды;

Подготовка и повышение квалификации кадров;

Проведение единой с Компанией экономической, ценовой, технической и экологической политики;

Общество осуществляет свою деятельность на основе действующего законодательства Российской Федерации и республики Башкортостан, Устава, решений органов управления Общества и заключенных договоров.

Уставной капитал Компании, его движение отражается на балансе Управления ОАО АНК «Башнефть».

В данной «Технологической схеме разработки Западно-Чигоринского месторождения» обоснован оптимальный вариант дальнейшей разработки месторождения.
Работа выполнен в соответствии с техническим заданием ОАО«Сургутнефтегаз», и утвержденными регламентирующими документами.

Введение

2.Анализ структуры фонда скважин.
3.Геологическая характеристика месторождения.
4.Геолого-технологическая модель месторождения.
5.Геолого-промысловое обоснование вариантов разработки.
6.Технологические показатели вариантов разработки.
7.Запасы нефти и растворенного газа.
8.Техника безопасности для операторов по добыче нефти и газа.
9.Технологический режим работы для добывающих скважин.
10.Добыча нефти электропогружными установками.
11.Добыча нефти с помощью скваженных штанговых насосов.

Файлы: 1 файл

фЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«тюменский государственный нефтегазовый университет»

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений»

по первой производственной практике

с « » 20 г. по « » 200 г.

на предприятии

Студента

группы НР-09-1 специальности

«Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений»,

специализация: «Разработка нефтяных месторождений»

От предприятия

(должность) Ф. И. О.

Оценка защиты:

г. Когалым, 2012 г.

Введение

1.Общие сведения о месторождении.

2.Анализ структуры фонда скважин.

3.Геологическая характеристика месторождения.

4.Геолого-технологическая модель месторождения.

5.Геолого-промысловое обоснование вариантов разработки.

6.Технологические показатели вариантов разработки.

7.Запасы нефти и растворенного газа.

8.Техника безопасности для операторов по добыче нефти и газа.

9.Технологический режим работы для добывающих скважин.

10.Добыча нефти электропогружными установками.

11.Добыча нефти с помощью скваженных штанговых насосов.

ВВЕДЕНИЕ

В административном отношении Западно-Чигоринское месторождение находится в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

Месторождение расположено на территории трех лицензионных участков, недропользователем которых является ОАО «Сургутнефтегаз»:

• Чигоринский ЛУ (лицензия ХМН № 00684, выдана 03.12.1997, срок окончания
  действия лицензии 31.12.2040),
• Ай-Пимский ЛУ (лицензия ХМН № 00560, выдана 29.09.1993, срок окончания
  действия лицензии 31.12.2055),
• Западно-Ай-Пимский ЛУ (лицензия ХМН № 00812, выдана 04.06.1998, срок
  окончания действия лицензии 31.12.2055),

Расстояние до ближайшего населенного пункта - пос. Нижнесортымский - 60 км. Расстояние до г. Сургут - 263 км.

Месторождение открыто в 1998 году, введено в опытно-промышленную эксплуатацию в 2003 году на основании «Технологической схемы опытно-промышленной разработки», составленной ТО «СургутНИПИнефть» (протокол ТКР ХМАО № 259 от 06.12.2001).

В связи с более высокими темпами освоения месторождения в первые два года эксплуатации (2003-2004 гг.) фактические объемы добычи нефти превышали проектные уровни. В целях корректировки технологических показателей разработки в 2005 году ТО «СургутНИПИнефть» составлен «Анализ разработки Западно-Чигоринского месторождения» (протокол ТО ЦКР Роснедра по ХМАО № 630 от 27.04.2005).

Данный проектный документ «Технологическая схема разработки Западно-Чигоринского месторождения» составлен в 2006 году в соответствии с решением ТО ЦКР Роснедра по ХМАО (протокол № 630 от 27.04.2005).

За период опытно-промышленной разработки Западно-Чигоринского месторождения:

Уточнено геологическое строение и фильтрационно-емкостные свойства
основного эксплуатационного объекта АС и,

• подсчитаны и утверждены в ГКЗ Роснедра запасы нефти (протокол №1280 от
  03.11.2006),
• оценена эффективность реализуемой системы разработки.

В данной «Технологической схеме разработки Западно-Чигоринского месторождения» обоснован оптимальный вариант дальнейшей разработки месторождения.

Работа выполнен в соответствии с техническим заданием ОАО«Сургутнефтегаз», и утвержденными регламентирующими документами.

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

Административно-географическое положение. Западно-Чигоринское месторождение выделено на территории трех лицензионных участков: Ай-Пимского ЛУ(северовосточная часть месторождения), Западно-Ай-Пимского ЛУ (центральная часть) и Чиго-ринского ЛУ (юго-восточная часть, рис. 1.1).

В административном отношении месторождение расположено на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Ближайший населенный пункт - п. Нижнесортымский, расположен в 60 км к северо-востоку от месторождения. Центр Сургутского района - г. Сургут, расположен в 263 км к юго-востоку от месторождения. В физико-географическом отношении приурочено к Сургутской болотной провинции Западно-Сибирской физико-географической страны. Месторождение находится в зоне деятельности ОАО «Сургутнефтегаз», НГДУ "Нижнесортымск-нефть".

Климат, континентальный. Зима продолжительная, суровая и снежная. Средняя температура самого холодного месяца, января -21.4°С. Толщина снежного покрова до 60-75 см. Продолжительность периода с устойчивыми морозами составляет 164 дня. Лето короткое (50-60 дней), умеренно теплое и пасмурное, с частыми заморозками. Средняя температура самого теплого месяца (июля) +16.8°С, с абсолютным максимумом +34°С. В целом климат района типичен для зоны тайги.

Гидрография. Месторождение расположено в междуречье рек Ниматума, Юмаяха, Тотымаяун. По характеру водного режима реки относятся к типу рек с весенне-летним половодьем и паводками в теплое время года. Основной фазой водного режима является половодье, на которое, в отдельные годы, приходится до 90% годового стока. Оно начинается в третьей декаде апреля и заканчивается в июне. Значительные пространства заболочены (60.1%). Заозеренность территории района работ составляет 17.2%. Наряду с мелкими озерами на территории месторождения расположены и крупные: Вочикилор, Вонтыръя-винлор, Евынгъеханлор, Нум-Вочкоультунглор, Вочкоультунглор, Отинепатылор.

Почвы. На автоморфных поверхностях доминируют иллювиально-железистые и иллювиально-гумусовые подзолы. Среди болотных типов почв выделяются торфянисто-, торфяно-глеевые и торфяные на верховых торфяниках, а также торфянисто-перегнойно-глеевые. В поймах рек преобладают пойменные торфянисто-перегнойно-глеевые и пойменные слабооподзоленные почвы.

Растительность. Согласно геоботаническому районированию Западной Сибири (Ильина, Махно, 1976) территория месторождения расположена в северной подзоне тайги.

В ландшафтной структуре территории преобладают болота различного типа (60.1% площади), в основном, грядово-мочажинные и озерково-грядово-мочажинные, а также плоскобугристые болота. Сосновые и сосново-березовые леса приурочены к придолинным участкам (лесистость - 17.3%). В поймах и долинах рек преобладают сосново-березовые и кедрово-сосновые леса (около 5.4%).

Животный мир. Согласно зоогеографическому районированию Тюменской области (Гашев, 2000) Западно-Чигоринское месторождение расположено в пределах Сургутской зоогеографической провинции. Животный мир представлен фауной озерно-болотных биотопов (ондатра, заяц-беляк, водоплавающие: нырковые и речные утки), в лесных биотопах встречаются представители боровой дичи (тетерев, глухарь, рябчик), а также белка, бурундук.

Землепользование и особо охраняемые территории. На территории Западно-Чигоринского месторождения имеются территории с особым статусом природопользования - водоохранные зоны, кедровые насаждения, родовые угодья (рис. 1.1).

Водоохранные зоны выделены вдоль рек и вокруг озер шириной от 100 до 500 м, занимают 5132 га (около 45% площади месторождения). Отдельными массивами вдоль русел рек встречаются кедровые насаждения - 172 га (1.5%).

Постановлением Главы Администрации Сургутского района №124 от 30.11.1994 г. и Решением районной комиссии в Сытоминской сельской администрации Сургутского района на территории месторождения выделено родовое угодье №12С, на котором осуществляют хозяйственную деятельность 4 семьи (12 человек) из числа коренным малочиснн-ных народов Севера - ханты (семьи Лозямова К.Я., Лозямова С.Я., Лозямова Р.Я., Лозя-мовой Л.И.). Между ОАО «Сургутнефтегаз» и главами родовых угодий заключены экономические соглашения, предусматривающие комплекс социально-экономических мероприятий.

Хозяйственная деятельность в водоохранных зонах определена Постановлением правительства РФ №1404 от 23.11.1996 «Положение о водоохранных зонах водных объектов и их прибрежных защитных полосах», РД 5753490-028-2002 «Регламент по охране окружающей среды при проектировании и производстве работ на кустах скважин и одиночных поисково-разведочных скважинах ОАО «Сургутнефтегаз», расположенных в водоохранных зонах водных объектов Ханты-Мансийского автономного округа»; кедровых насаждениях - Лесным кодексом Российской Федерации № 22-ФЗ от 29.01.1997; родовых угодьях - Постановлением Главы Администрации Сургутского района №124 от ЗОЛ 1.1994 г.

Производственная инфраструктура. Западно-Чигоринское нефтяное месторождение находится в зоне деятельности НГДУ «Нижнесортымскнефть», имеющего развитую производственную инфраструктуру: пункт сбора и подготовки нефти, дожимные насосные станции, систему напорных и межпромысловых нефтепроводов, газопроводов, сеть автомобильных дорог, систему электроснабжения, базы производственного обслуживания.

На момент выполнения работы на месторождении построены: 11 кустовых площадок; система нефтегазосбора протяженностью 26.1 км:

• одна дожимная насосная станция проектной мощностью 10.0 тыс.м /сут., с уста
  новкой предварительного сброса пластовой воды, производительностью 10.0 тыс.м 3 /сут.
  Загрузка мощностей на 01.01.2006 составила 12%;
• нефтепровод внешнего транспорта нефти с Западно-Чигоринского месторождения
  до точки врезки в нефтепровод с Биттемского месторождения, протяженностью 15.0 км;

кустовая насосная станция, производительностью 7.2 тыс. м 3 /сут. Загрузка мощностей на 01.01.2006 составила 44%;

В районе КНС пробурены четыре водозаборные скважины на сеноманский гори
зонт, оборудованные высоконапорными погружными насосными установками, посредст
вом которых осуществляется закачка воды;

Система высоконапорных водоводов протяженностью 18.55 км;
трансформаторная подстанция ПС 35/6;

• высоковольтная линия ВЛ-35кВ от ПС110 Биттемского месторождения до Запад
  но-Чигоринского месторождения, протяженностью 15.8 км;
• автомобильная дорога с асфальтобетонным покрытием от ДНС Западно-
  Чигоринского месторождения до врезки в коридор с Биттемского месторождения» про
  тяженностью 13.5 км.;

Подъезды к кустам протяженностью 26.15 км.

Система сбора газа на месторождении не развита. На расположенном в пределах 20 км Биттемском месторождении построена газотурбинная электростанция. Коэффициент утилизации газа на 01.01.2006 г. составил 2.76 %.

Ближайшим пунктом подготовки нефти является Алехинский ЦПС, расположенный в 95.8 км от месторождения. Сдача нефти в систему «Транснефти» осуществляется на НПС «Западный Сургут».

Электроснабжение осуществляется от системы Тюменьэнерго. Головным источником электроснабжения Западно-Чигоринского месторождения является ПС 35/6 кВ «Бит-темская» (2x25 MB А).

Электроснабжение площадочных объектов Западно-Чигоринского месторождения осуществляется от ПС 35/6 кВ (2x6,3 MB А) № 252, расположенной в районе технологической площадки ДНС.

При разработке месторождения снабжение материалами и оборудованием производится из г. Сургута, имеющего крупный железнодорожный узел, речной порт и аэропорт, способный принимать пассажирские и большегрузные транспортные самолеты.

Ближайший поселок Нижне-Сортымский обеспечен квалифицированными трудовыми ресурсами. При НГДУ «Нижнесортымскнефть» развита система ремонтных подразделений и служб.

2.АНАЛИЗ СТРУКТУРЫ ФОНДА СКВАЖИН.

По состоянию на 1.01.2006 на балансе предприятия числится скважин - 147, в том числе добывающих - 109, нагнетательных - 33, контрольных - 1, водозаборных - 4. Характеристика фонда скважин приведена в табл. 2.1

На объекте АС12 фонд добывающих и нагнетательных скважин - 129, в том числе добывающих - 96, нагнетательных - 33 (из них в отработке на нефть - 12).

На пластах АС11 и ЮСо числятся 13 ликвидированных разведочных скважин.

В графических приложениях приведены карты текущего состояния разработки объекта АС12. По объекту в целом производительность скважин указанная на карте соответствует отчетности НГДУ, на картах каждого из пластов приведена расчетная производительность, полученная в результате модельных расчетов.

Состояние фонда удовлетворительное. В бездействующем фонде добывающих скважин находится 2 скважины (2% фонда скважин).

В декабре 2005 года действует 100 добывающих скважин со средним дебитом нефти 13.9 т/сут, средняя величина забойного давления 12.8 МПа. Действующих нагнетательных скважин - 21. Средняя приемистость нагнетательных скважин - 152 м 3 /сут, при среднем устьевом давлении - 14.9 МПа.

Диапазон дебитов нефти (от 0.1 до 63.1 т/сут) для начальной стадии разработки очень большой. Для выявления основных причин не одинаковой производительности скважин проведен многофакторный анализ геолого-промысловой информации, наиболее информативные зависимости показаны на рис. 4.3.1. Из приведенных данных следует:

1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

1.1 Краткая геолого-промысловая характеристика месторождения

В геологическом строении Бухарском месторождении принимают участие девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные отложения.

В тектоническом отношении месторождение расположено на северном склоне Южно-Татарском своде. С запада оно ограничено узким и глубоким Алтунино-Шунакским прогибом, отделяющим сводную часть южного купола от Акташско-Ново-Елховского вала. По поверхности кристаллического фундамента наблюдается малоамплитудное ступенчатое погружение в северном и северо-восточном направлениях. На этом фоне намечается ряд относительно узких, вытянутых в меридиональном и субмеридиональном направлениях приподнятых блоков фундамента и сопряженных с ними грабенообразных прогибов.

Приуроченность района месторождения к прибортовым зонам Нижнекамского прогиба Камско-Кинельской системы предопределяет заметное изменение структурных планов отложений верхнего девона и нижнего карбона. В разрезе девонской осадочной толщи им соответствует структурные слабовыраженные террасы и прогибы. Более сложный структурный план имеют вышележащие отложения, которым характерны четкие, линейно-вытянутые валообразные зоны, осложненные локальными поднятиями III порядка. Наряду с чертами унаследованного структурного плана появляются локальные седиментационные новообразования в виде рифовых построек верхнефранско-фаменского возраста и связанные с ними структуры облегания - Верхнее-Налимовское и Южно-Налимовское поднятия. Амплитуды этих структур по кровле турнейского яруса достигают 65-70м. В основном для Бухарского месторождения характерными локальными элементами являются малоамплитудные поднятия III порядка. В пределах площади месторождения поверхность турнейского яруса осложнена «русловыми» врезовыми зонами, выделенными по результатам детализационных работ МОГТ в Заинском районе сейсморазведочной партии 9/96, которые были, в основном, подтверждены фактическим бурением 1997-2000 г.г.

Основой для структурных построений послужили результаты детализационных работ МОГТ Бухарской сейсморазведочной партии 9/96 в Заинском районе.

По разрезу Бухарского месторождения нефтеносность различной интенсивности установлена по ряду горизонтов в верхнем девоне и нижнем карбоне.

Продуктивными на месторождении являются терригенные отложения пашийского, кыновского и бобриковского горизонтов, карбонатные коллекторы семилукского, бурегского, заволжского горизонтов и турнейского яруса. Всего выявлено 47 залежей нефти, которые имеют различные размеры и этажи нефтеносности. Они контролируются отдельными локальными поднятиями или группой структурой. Промышленные скопления нефти в пашийском горизонте приурочены к пластам, индексируемым (снизу-вверх), как Д 1 -в, Д 1 -б и Д 1 -а, сложенными песчаниками и алевролитами. Пласты Д 1 -а, Д 1 -б рассматриваются как один объект - Д 1 -а+б, поскольку в 20% скважин они сливаются или имеют маломощные глинистые перемычки толщтной 0,8-1,2 м. Пласт Д 1 - выделяет как самостоятельный объект с собственным ВНК.

Д 1 -в представлен мелкозернистыми хорошо отсортированными песчаниками, залегает в подошвенной части пашийского горизонта на глубине 1741,6 м, четко коррелируется по материалам ГИС и отделяются от пласта Д 1 -а+б перемычкой толщиной в 4,6 м. Тип коллектора - поровый. Нефтеносность пласта Д 1 -в по площади имеет ограниченное распространение. К нему приурочено всего 2 залежи на самом юге и одна в средней части месторождения. В 13 скважинах по материалам ГИС установлена нефтеносность, в 10 из них проведено опробование, дебиты нефти в которых варьируется от 0,3 до 22,1 т/сут. Эффективные нефтенасыщенные толщины пласта изменяются от 0,6 до 2,8 м. Пласт Д 1 -в подстилается, в основном, подошвенной водой. Во многих скважинах вскрыт непосредственный ВНК, контуры нефтеносности проведены по усредненным значениям отметок ВНК по скважинам с учетом нижних дыр перфорации.

Пласт Д 1 -а+б развит повсеместно нефтенасыщенный коллектор вскрыт в 40% скважин от общего пробуренного фонда на девон. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,8 до 2,4 м.

Всего выявлено 13 залежей нефти, приуроченных к сейсмоподнятиям III порядка. Залежи небольшие по размеру и высоте. Семь из них вскрыты только одной скважиной. Тип залежей - пласто-сводовый. ВНК вскрыт в 38% скважин, в которых установлена нефтенасыщенность. В связи с этим контуры нефтеносности в 3-х залежах проведены в соответствии с положением ВНК, определенным по ГИС и результатам опробования, в остальных только по абсолютной отметке подошвы нижнего нефтенасыщенного прослоя. Погружение структур наблюдается в северном направлении. Абсолютные отметки ВНК, по которым проведены контуры залежей, изменяются с юга на север от -1496 до -1508,7 м. Контуры залежей в районе скважин 736, 785, 788, 790 и 793а перетерпели изменение по данным НВСП МОВ. Залежь нефти в районе скв.790 (Верхне-Налимовское поднятие) резко изменила ориентацию с субмеридионального направления по результатам сейсмоисследований на северо-восточное по результатам НВСП МОВ. Размеры залежи уменьшились вдвое. Залежь нефти в районе скв.736 изменила направление с северо-западного на северо-восточное, размеры ее увеличились незначительно. На залежах нефти, приуроченных к Восточно-Бухарскому поднятию (район скв.793а) и в районе скв.788, запасы нефти по которой не были утверждены в ГКЗ РФ, площадь нефтеносности увеличилась в два раза. Залежь нефти в районе скв.785 с северо-запада ограничена линией тектонического нарушения, выявленной по НВСП, за которой выявлен сброс на 5 метров по вертикали. Залежь ограничена линией сброса, являющейся в данном случае экраном. Размеры залежи уменьшились в 4 раза. Поэтому после проведения предложенных авторами работ по управлению сети сейсмопрофилей на некоторых участках месторождения, переобработки всего имеющегося материала по сейсмоисследованиям, проведения НВСП МОВ в скважинах, предложенных в главе доразведки, необходимо уточнить запасы нефти по месторождению в соответствии с полученными результатами.

Общая толщина отложений пашийского горизонта составляет в среднем 22,8 м, эффективная нефтенасыщенная - 1,9 м, что соответственно отражается на коэффициенте песчанистости - 0,071, а коэффициент песчанистости по нефтенасыщенной части - 0,631. Коэффициент расчлененности равен 4,067.

Выше по разрезу на глубине 1734,2 м залегают продуктивные отложения кыновского горизонта, приуроченные к пласту Д 0 -в. Коллектор представлен, в основном, алевролитами, реже песчаниками мелкозернистыми, кварцевыми. Тип коллектора поровый.

Пласт Д 0 -в развит по площади повсеместно. По нему выявлено и оконтурено 11 залежей нефти, которые, в основном, перекрывают в плане залежи по пашийским отложениям. В 25 скважинах, пробуренных на 9 залежах, нефтенасыщенный пласт Д 0 -в опробован. Дебиты нефти, полученные при испытании, изменяются от 1,3 до 19,2 т/сут. Тип залежей - пластово-сводовый. В 14 скважинах вскрыт ВНК. Контуры нефтеносности проведены по результатам опробования в соответствии с гипсометрическими отметками нижних дыр перфорации, из которых получена нефть. В четырех залежах положение контуров нефтеносности принято по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка.

Общая толщина кыновского горизонта изменяется от 13,8 до 23,6 м, составляя в среднем 19,3 м. Количество пропластков 1 - 4, коэффициент расчлененности - 1,852. Суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина пропластков варьирует в пределах 0,6 - 0,62 м, средняя равна 2,2 м. Коэффициент песчанистости составил 0,712. Толщина непроницаемого прослоя между нефтенасыщенными пропластками небольшая - 0,6-1,4 м.

1.2 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов

Отложения пашийского и кыновского горизонта франского яруса верхнего девона сложены алевролитами и песчаниками. Керном они охарактеризованы в 10 скважинах (70 образцов).

Песчаники мономинеральные кварцевые, мелкозернистые. Зерна кварца полуокатанной формы, сортировка зерен хорошая, упаковка средняя, участками плотная. По данным гранулометрического анализа песчаники мелкозернистые (50,1% - 80,8%) с небольшой примесью среднепсаммитовой фракции (0 - 10,3%), сильно алевритистые, глинистые (2,7 - 7,1%). Известковистость колеблется от 0,1 до 3%.

Цементом служит вторичный кварц, образующий регенерационные каемки, и карбонатно-глинистый материал, формирующий контактовый, а на отдельных участках - поровый тип цемента. Пористость песчаников колеблется в пределах 12,9 - 20,4%, проницаемость 118,3 - 644,5*10 -3 мкм 2 .

Алевролиты кварцевые по составу с хорошей сортировкой зерен. По гранулометрическому составу: крупнозернистые (43,6-63,7%), средне- и сильнопесчанистые (11,2-44,7%), слабоглинистые (2,2-5,3%) с небольшой примесью средне- и мелкоалевритовой фракции (1,5-8,1%). Тип цемента регенерационный, контактовый и поровый. Пористость алевролитов по керну варьирует от 15 до 21,2%, проницаемость - от 9,6 до 109,9*10 -3 мкм 2 .

Пористость коллекторов пашийских отложений, определенная по ГИС (47 скв.) и керну (3 скв. - 33 определения), почти совпадает: 19,7% и 20,5%, нефтенасыщенность соответственно 71,9 и 81,6%. Параметры проницаемости, определенные по ГИС, керну и результатам гидродинамических исследований, различаются, данные представлены в таблице 1.2.1. Для проектирования взято среднее значение по результатом ГИС, как наиболее представительное (46 скв. - 151 определение), которое равно 0,13 мкм 2 . Кондиционные значения коэффициентов пористости, нефтенасыщенности и проницаемости для терригенных коллекторов пашийского и кыновского возрастов идентичны и составляют соответственно: 0,115, 0,55 и 0,013 мкм 2 .

Коллекторы относятся к высокоемким высокопроницаемым. Тип коллектора - поровый.

Пашийские отложения характеризуются в целом низким значением песчанистости (0,071), по нефтенасыщенной части - 0,631. На неоднородность объекта указывает довольно высокая величина его расчлененности, равная 4,067. Общая толщина горизонта составляет в среднем 22,8 м, суммарная нефтенасыщенная - 1,9 м. Высокое среднее значение эффективной толщины (10,7м) указывает на наличие значительной водонасыщенной части по пластам с подошвенной водой.

Покрышкой для залежей пашийских отложений служат аргиллиты кыновского возраста мощностью от 2 до 6 м.

Коллекторские свойства кыновских отложений охарактеризованы керновыми данными, результатами ГИС и гидродинамических исследований. По первым они выше, а по более представительным материалам, по геофизическим исследованиям, коллекторы характеризуются следующими величинами: пористости - 19,6%, нефтенасыщенности - 74,3%, проницаемости - 0,126 мкм 2 , представленным в таблице 1.2.1. Они относятся по своим емкостно-фильтрационным свойствам к высокоемким, высокопроницаемым. Тип коллектора - поровый.

Общая толщина отложений кыновского возраста составляет в среднем 19,3 м, средняя нефтенасыщенная - 2,2 м, эффективная - 3,0 м. Коллекторы харак-тся высокой неоднородностью - расчлененность 1,852, высоким значением песчанистости - 0,712. Покрышкой для кыновских залежей служат глины одноименного возраста толщиной до 10 м.

1.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов

Исследование физико-химических свойств нефтей в пластовых и поверхностных условиях проводилось по пластовым пробам в ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ. Пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ПД-3 и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ (вискозиметр высокого давления универсальный) и капиллярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти и газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался на хромотографах типа ЛХМ-8М, ХРОМ-5. Все данные исследования приведены согласно РД-153-39-007-96 «Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений».

Всего по Бухарскому месторождению проанализировано: пластовых - 39 проб, поверхностных - 37 проб. Ввиду отсутствия данных по турнейскому ярусу и бурегскому горизонту были использованы усредненные параметры по Кадыровскому и Ромашкинскому месторождениях соответственно.

Физико-химические свойства флюидов представлены в таблице

Таблица 1 Физико-химические свойства

1.4 Краткая технико-эксплуатационная характеристика фонда

скважин

Девонские отложения месторождения.

Фонд скважин на горизонт Д 0 +Д 1 , предусмотренный проектом опытно-промышленной эксплуатации и дополнительными документами, определен в количестве 85 единиц, в том числе добывающих - 18, оценочных - 6, разведочных - 61.Плотность сетки при этом 16 га/скв.

Фактически на 1.01.2004 года пробурено 79 скважин, из них 18 добывающих, 55 разведочных, 6 оценочных.

Добывающий фонд на конец 2004 года по объекту составил 28скважин.

В течение 2004 года в добывающем фонде произошли следующие изменения: введена на нефть 1 новая скважина (№793а) из пьезометрического фонда.

На 1.01.2005 года действующий фонд составляет 25 скважин. В 2004 году из действующего фонда ушла в бездействие 1 скважина (№750), введены из бездействия 4 скважины (№№785, 792, 794, 1027).

В бездействующем фонде находятся 3 скважины: все 3 скважины - в ожидании ПРС.

Динамика добывающего фонда приведена ниже:

Таблица 1 Динамика добывающего фонда

Динамику среднесуточного дебита одной действующей скважины можно проследить по таблице:

Таблица 2 Среднесуточный дебит скважины.

На конец 2004 года нагнетательный фонд по объекту составляет 1 скважина.

Динамика нагнетательного фонда скважин на 1.01.2005 года приведена ниже:

Таблица 3 Динамика нагнетательного фонда скважин

Действующий фонд нагнетательных скважин составляет 1 скважина (№1009).

Прочие скважины.

На 1.01.2005 года фонд пьезометрических скважин составляет 12 скважин. В отчетном году в этот фонд перешла из наблюдательного фонда скважина №1038, из пьезометрического фонда ушла в добычу 1 скважина.

Количество ликвидированных скважин на конец отчетного года составляет 25 скважин, как и в прошлом году.

По состоянию на 1.01.2005 г. в консервированном фонде скважин нет.

Добыча нефти за 2004 год по горизонту Д 0 и Д 1 Бухарского месторождения планировалось добыть 27,934 тыс. тонн, фактически добыто 28,768 тыс. тонн. Темп выработки по объекту составил 1,45 % от начальных извлекаемых запасов и 1,65 % от текущих извлекаемых запасов.

В отчетном году введена на нефть 1 новая скважина, за счет чего получено 0,271 тыс. тонн нефти. Средний дебит нефти новой скважины составил 1,6 т/сут.

За 2004 год добыто: ШГН - 13769 тонн нефти (47,9%), ЭЦН -14999 (52,1%) .С начала разработки на 1.01.2005 года отобрано 269,547 тыс.тонн нефти или 13,6% от начальных извлекаемых запасов

За счет ввода из бездействия 4 скважин добыто 0,932 тыс.тонн нефти. Средний дебит нефти одной введенной из бездействия скважины составил 1,3 т/сут, по жидкости - 8,6 т/сут.

Закачка воды в 2003 году технологическая закачка составила 29,186 тыс. м 3 . Годовой отбор жидкости в пластовых условиях компенсирован технологической закачкой на 14,2 %.

В целом по горизонту Д 0 +Д 1 на 1.01.2005 года работают с водой 25 скважин, все скважины обводнены пластовой водой.

По степени обводненности добываемой продукции обводненный фонд скважин распределяется в таблице 4.

Таблица 4 Обводненость добываемой продукции.

Состояние пластового давления.

На 1.01.2005 года пластовое давление по объекту в зоне отбора составило 163,1 ат, против 164,2 ат в прошлом году.

Бобриковские отложения месторождения.

1997 году введены в разработку отложения бобриковского горизонта.

Фонд скважин на бобриковский горизонт, предусмотренный проектом опытно-промышленной эксплуатации и дополнительными документами, определен в количестве 25 единиц, в том числе добывающих - 20, резервных - 1, оценочных - 2, разведочных - 2.

Плотность сетки при этом 16,0 га/скв.

Фактически на 1.01.2005 года пробурены 17 скважин, из них 13 добывающих, 2 разведочных, 2 оценочных.

Добывающий фонд на конец 2004 года по объекту составил 23 скважины.

На 1.01.2005 года действующий фонд составляет 23 скважины. В 2004 году выведены из бездействия 2 скважины (№№1022,1029). В бездействующем фонде скважин нет.

Динамика добывающего фонда приведена в таблице 5.

Таблица 5 Динамика добывающего фонда.

Динамику среднесуточного дебита одной действующей скважины можно проследить по таблице 6.

Таблица 6 Дебит среднесуточный действующий скважины.

8. НГДУ «Чекмагушнефть»

Август 1954 года. Из скважины № 11, пробуренной бригадой бурового мастера М. Ш. Газизуллина из треста «Башзападнефтеразведка», близ деревни Верхне-Манчарово забил нефтяной фонтан с дебитом 150 тонн в сутки. Так начиналась большая нефть северо-запада Башкортостана.

1956 год. Манчаровская площадь подготовлена к промышленной разработке.

Открыта нефть на Крещено-Булякской площади. Создана новая нефтедобывающая организация – Культюбинский укрупненный нефтепромысел – с целью освоения нефтяных богатств перспективного района.

Сентябрь 1957 года. Добыты первые тонны промышленной манчаровской нефти.

1960 год. Введены в промышленную разработку Манчаровский, Игметовский, Крещено-Булякский и Тамьяновский участки Манчаровской группы месторождений. Работает 59 нефтяных скважин, годовая добыча нефти – около 0,5 млн т; суммарная закачка воды в нагнетательные скважины – 117 тыс. м3.

Продолжается планомерное и, вместе с тем, быстрое освоение базового Манчаровского месторождения. Рост добычи происходит за счет наращивания фонда нефтяных скважин и освоения системы заводнения.

Вторая половина шестидесятых годов характеризуется широким развертыванием буровых работ на Грем-Ключевском и Иванаевском участках Юсуповской площади, Таймурзинском, Карача-Елгинском, Шелкановском, Чермасанском и Мене-узовском нефтяных месторождениях.

1968 год. Начало бурения на Саитовской площади. Ввод новых скважин в промышленную экс-плуатацию.

Ускоренные темпы разработки новых месторождений позволили нефтяникам достичь максимального уровня добычи нефти – 6282 тыс, тонн в год. 10 лет назад, в 1958 г., этот показатель составлял чуть более 40 тыс. тонн. Таких сжатых сроков освоения не знал ни один нефтедобывающий район страны.

1970 год. Начало разбуривания Андреевского месторождения нефти. Возникшая проблема обводненности нефти и связанные с этим технологические трудности привели к увеличению числа проводимых геолого-технических мероприятий (ГТМ) до 3000 в год.

1970-1980 годы. Начался упорный труд нефтедобытчиков по стабилизации уровня добычи нефти в объеме 5,3-4,9 млн т в год, а в следующие 1980-1990 годы – на уровне 4,8-4,1 млн т нефти в год.

В эти годы шло интенсивное разбуривание нефтяных месторождений, увеличение объемов закачки пресных и сточных вод и добычи жидкости путем внедрения высокопроизводительных установок ЭЦН.

В 1990 году достигнут максимальный годовой объем закачки воды в продуктивные горизонты – 43,8 млн м3 и максимальный объем добычи жидкости – 50,2 млн т.

За 40 лет, прошедших со дня образования НГДУ «Чекмагушнефть» введено в эксплуатацию 3490 нефтяных скважин из бурения , 803 нагнетательных скважины.

В продуктивные пласты закачано 794 млн м3 воды. Добыто 871 млн т жидкости.

В настоящее время удалось стабилизировать добычу нефти на уровне 2 млн т в год. Это стало возможным благодаря проведению большого количества геолого-технических мероприятий, внедрению достижений науки и техники по повышению нефтеотдачи , использованию технико-технологических разработок с целью интенсификации добычи нефти,

В 70-х годах на промыслах НГДУ началось внедрение принципа комплексной автоматизации и обустройства нефтяных предприятий; в 1973 году была сдана первая комплексно-автоматизированная районная инженерно-технологическая служба № 2, а к концу 1975 года эта работа была завершена в масштабе всего НГДУ.

Вошли в технологические схемы объектов добычи нефти разработки инженеров НГДУ в области сбора нефти и автоматизации. Среди них: – технологическая схема дожимной насосной станции и сепарационной установки со сбросом сточной воды,

– устьевая арматура скважины;

– способы предупреждения отложений неорганических солей в скважинах;

– бригадные узлы учета нефти;

– установка трубная наклонная для очистки и сброса воды и т. д.

Впервые в Башкортостане на промыслах НГДУ «Чекмагушнефть» успешно решена проблема отложений неорганических солей в нефтяных скважинах на основе периодической обработки гипсующихся скважин отечественными и импортными ингибиторами солеобразования.

Серьезное внимание обращается в НГДУ на экономическую работу, улучшение структуры управления цехов и бригад, внедрение новых форм организации производства и труда.

Так, созданные в 70-е годы по результатам деятельности фонды экономического стимулирования – материального поощрения, развития производства, жилищного строительства и социального развития, – позволили освоить за эти годы 1758 млрд рублей капиталовложений.

Впервые в отрасли в НГДУ была разработана система обслуживания нефтяных скважин на промыслах на основе широкого совмещения профессий. Сегодня на промыслах каждый рабочий владеет несколькими смежными профессиями. Комплексные механизированные звенья, начавшиеся с Кушульского

экономического эксперимента, успешно выполняют весь комплекс работ, обеспечивающих нормальный ритм технологического процесса добычи нефти и газа . Так, бригада по добыче нефти и газа мастера Р. М. Галеева обеспечивает бесперебойную работу около 200 скважин и других объектов нефтедобычи. Бригада нефтепромысла № 4 по добыче нефти и газа (мастер Ф. М. Акрамов) обслуживает до 280 скважин

Для поддержания эксплуатационных скважин в работоспособном состоянии и обеспечения надежного функционирования скважинного оборудования в НГДУ созданы цехи подземного и капитального ремонта. Сегодня подземники в совершенстве овладели секретами своей профессии. Не случайно один из основных показателей подземного ремонта – межремонтный период работы скважин (МРП) – составляет свыше 600 суток. Бригада ПРС мастера 3. И. Ахметзянова достигла самого высокого показателя МРП – 645 суток, а по электро-центробежным насосам – 697 суток.

Бригадами КРС ежегодно производится 550-600 капитальных ремонтов скважин. Выполняются они с учетом экологических требований, при этом обращается внимание на изоляцию попутной воды, восстановление герметичности колонн и цементного кольца за колонной и кондуктором, ликвидацию перетоков.

Благодаря слаженной работе бригад КРС, руководимых мастерами Ф. Ф. Хайдаровым, М. С. Туктаровым, Р. Л. Насибуллиным, А. М. Молчановым, средняя продолжительность одного ремонта составляет 1103 б/час при плане 120,3 б/час, Производительное время -98,2%.

В коллективе НГДУ «Чекмагушнефть» значительно активизировалась природоохранная деятельность, направленная на предотвращение загрязнения недр, водных, земельных ресурсов и атмосферы. Нефтедобытчики понимают, что в этом деле нет мелочей, поэтому все вопросы решаются при активном участии каждого работника управления.

Для контроля качества поверхностных и подземных вод создана сеть контрольных водопунктов. В 1996 году эта сеть расширена с 30 до 88 точек (пунктов), из которых.по графику осуществляется отбор и анализ воды и, при необходимости, принимаются меры по определению и ликвидации причин.

вызвавших ухудшение ее качества. Для снижения агрессивной активности попутно-добываемой жидкости и закачиваемой воды на трубопроводы системы сбора и подготовки нефти, поддержания плотового давления (ППД) скважин и их глубинного оборудования со 183 точек осуществляется их дозировка ингибиторами коррозии.

НГДУ «Чекмагушнефть» – пионер в разработке и внедрении трубных водоотделителей (ТВО), позволяющих с незначительными расходами сбрасывать воду непосредственно на объектах нефтедобычи. ТВО не нуждаются в постоянном обслуживании, вода, сбрасываемая после них, хорошего качества. При этом экономятся средства для транспортировки этих вод до установок предварительного сброса (УПС) и обратно, чем ликвидируется потенциальная опасность аварийного воздействия на окружающую среду сточной воды при ее транспортировке. В настоящее время в НГДУ эксплуатируются 13 ТВО, ведутся строително-монтажные работы еще двух водоотделителей.

В НГДУ постоянно ведется работа по снижению потребления пресной воды на производственные нужды, особенно на ППД. Удельный вес пресной воды в объем объеме закачки в 1996 году составляет З%.

Для снижения выбросов газов в атмосферу введены в эксплуатацию установки по улавливанию легких фракций углеводородов в нефтесборочных парках «Калмаш» (1993 г) и «Манчар» (1996 г). Только в НСП «Калмаш» с начала пуска уловлено более 450 тыс.м3 газа . Проводится большая работа по повышению надежности и герметичности устьев скважин, запорной арматуры нефтепромыслового оборудования , снижению утечек насосов, своевременному ремонту и производству антикоррозиониых покрытий.

С 1990 года в НГДУ идет интенсивная замена металлических труб на трубы антикоррозиониого исполнения (металлопластовые, гибкие полимернометаллические, футероваииые). В начале 1997 года сдан в эксплуатацию цех по производству металлопластовых труб производительностью 200 км труб в год.

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОУВПО «УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
НЕФТЯНОЙ ФАКУЛЬТЕТ

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

по второй производственной практике
Содержание
1. Введение…………………………………………………………………… .3

2. Характеристика месторождения……………………………………………4

3. Объекты разработки и их характеристика…………………………………5

4. Коллекторские свойства продуктивных пластов…………………………11

5. Физические свойства пластовой жидкости (нефти, газа, воды)…………12

6. Показатели разработки залежи (продуктивного пласта)…………………17

7. Схема установки скважинного штангового насоса (УСШН)…………....18

8. Скважинные штанговые насосы, их элементы……………………………19

9. Резьбовые соединения насосно-компрессорных труб и

насосных штанг……………………………………………………………...22

10. Схема установки электроцентробежного насоса (УЭЦН)………………25

11. Технологический режим работы УСШН при постоянной

12. Технологический режим работы УСШН при периодической

откачке жидкости…......................................................................................27

13. Технологический режим работы УЭЦН………………………………….28

14. Приборы для исследования работы скважинных насосов……………....29

15. Результаты исследования работы УСШН………………………………..37

16. Конструкция газопесочных якорей……………………………………….38

17. Устройства для борьбы с отложениями парафина в

подземном оборудовании………………………………………………….39

18. Схема групповой замерной установки……………………………………40

19. Схема ДНС………………………………………………………………….41

20. Автоматизация работы установок скважинных насосов………………...42

21. Функциональные обязанности оператора по добыче нефти и газа …….43

22. Обеспечение требований по охране труда при обслуживании

добывающих скважин……………………………………………………...44

23. Отчетная документация в бригаде по добыче нефти…………………….47

24. Структура нефтегазодобывающего предприятия………………………...49

25. Требования по охране окружающей среды при добыче нефти………….50

26. Технико-экономические показатели деятельности НГДУ………………51

Список используемой литературы…………………………………………...53

1. ВВЕДЕНИЕ

Я проходил практику в ОАО «Удмуртнефть» НГДУ «Воткинск» на Мишкинском месторождении в бригаде по добыче нефти и газа. Находился на должности оператора по добыче нефти и газа 4 разряда.

Меня закрепили за оператором д/н 5 разряда, под чьим руководством я проходил практику. За время практики я прошел инструктажи по т/б и по электробезопасности, ходил на обходы, где наблюдал за работой СК и ГЗУ, работал на ЭВМ, где составил электронную версию различных схем.

У меня остались хорошие впечатления от практики. Во-первых, мастер следил за тем, чтобы я получил как можно больше информации об обязанностях оператора по добыче нефти и газа: давал указания закрепленному за мной оператору, после 3-х недель практики провел экзамен по полученным мной знаниям. Во-вторых, желание самих операторов рассказывать о своей работе.

Почти каждый день находился на различных работах. Я не разочаровался в выбранной мной профессии и рад, что учусь именно на этой специальности.

^ 2. ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Мишкинское месторождение нефти открыто в 1966 г. и расположено на границе Воткинского и Шарканского районов севернее города Воткинска.

Площадь месторождения расположена в бассейне реки Кама и занимает водоразделы рек Вотка и Сива. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 140 – 180 м на юге, до 180 – 250 м на севере. Площадь Мишкинского месторождения на 70% занята хвойными лесами, остальная часть занята сельскохозяйственными угодьями.

Климат района умеренно-континентальный, с продолжительной зимой. Среднегодовая температура +2С, морозы в январе – феврале иногда достигают -40С. Средняя глубина промерзания грунта 1,2 м, толщина снежного покрова 60 – 80 см.

Водозабор для целей ППД расположен на реке Сива. Источник энергоснабжения – подстанция 220/110/35/6 кВ «Сива». Подготовка нефти осуществляется на Мишкинском ЦКПН, расположенном на территории месторождения.

Мишкинская структура осложнена двумя куполами: западным - Воткинским и восточным - Черепановским.
^ 3. ОБЪЕКТЫ РАЗРАБОТКИ И ИХ ХАРАКТЕРИСТИКА

На Мишкинском месторождении нефтепроявления зарегистрированы в породах турнейского яруса и яснополянского надгоризонта (пласты Тл-0, Тл-I, Тл-II, Бб-I, Бб-II, Бб-III), нижнего карбона, в башкирском ярусе и верейском горизонте (пласты B-II, B-III) московского яруса среднего карбона.

Нефтегазоносность разреза изучалась по керну, образцам бокового грунтоноса, анализом материалов промыслово-геофизических исследований, газового каротажа и результатам испытания скважин на приток.

Турнейский ярус

В турнейских отложениях обнаружено три залежи нефти, приуроченные трём структурам: Западному и Восточному куполам Воткинского и Черепановского поднятия. Промышленно-нефтеносным является пласт пористо-кавернозных известняков в кровле черепетского горизонта мощностью до 36 м. Наиболее высокая часть залежи нефти встречена на Воткинском поднятии, в скважине № 180 на отметке 1334 м. Залежь небольшого размера обнаружена в районе 184 скважины с наивысшей отметкой 1357 м.

Отмечается наклон поверхности ВНК (от скв.№ 189 к скв.№ 183) Западно-Воткинского купола в пределах 2 – 2,5 м. Поэтому ВНК принят на отметке 1356 – 1354 м. Высота залежи нефти на Западно-Воткинском куполе 32 м, размеры её около 8x5 км.

На Восточно-Воткинском куполе среднее положение ВНК условно принимается на отметке 1358 м. Высота залежи на этом куполе в районе скв.№ 184 около 5 м, размеры её 3x1,5 км.

На Черепановском поднятии ВНК условно принимается на отметке 1370 м. Высота залежи нефти этого поднятия 4,5 м, размеры её около 4,5x2 км. Наличие плотных прослоев прослеживаемых на большой площади и опробование прикупольных скважин 211, 190, 191 доказывают слоисто-массивное строение земли.

Нефтепроявления Кизиловского горизонта встречены в его нижней части в пласте тонкопористых известняков. Результаты опробования указывают на плохие коллекторские свойства продуктивного пласта кизиловского горизонта.

ВНК кизиловской залежи условно принимаем на отметке 1330,4 – 1330 м.

Яснополянский надгоризонт

В яснополянском надгоризонте нефтепроявления приурочены к пластам пористых песчаников и алевролитов тульского и бобриковского горизонтов.

В бобриковском горизонте прослеживаются три пористых пласта. Промышленный приток нефти из пласта Бб-III получен в скважине № 211 и нефть с водой из скважины № 190.

Пласт Бб-II прослежен во всех скважинах, вскрывший нижний карбон и только в скважине № 191 замещён непроницаемыми породами.

Мощность пласта Бб-II изменяется от 0 до 2 м, а Бб-I от 0,8 до 2,5 м. Из пласта Бб-I промышленные притоки нефти получены в скважине № 189 совместно с другими пластами.

В тульском горизонте промышленная нефтеносность установлена в трёх пластах Тл-0, Тл-I, Тл-II. В яснополянском надгоризонте залежи нефти приурочены к структурам: Западно- и Восточно-Воткинскому куполам и Черепетскому поднятию. Наиболее незначительные мощности непроницаемых прослоев, разделяющих нефтеносные пласты яснополянского надгоризонта, а часто соединения проницаемых пластов друг с другом и литологическая их изменчивость позволяют предполагать о слоисто-пластовом типе залежей с единым ВНК для всех пластов Воткинского поднятия и отдельно для пластов Черепановского.

ВНК Черепановского поднятия для тульских пластов Тл-I, Тл-II, Тл-0 принимаем по подошве пласта Тл-II, давшей безводную нефть в скважине № 187 на отметке 1327,5 м.

Башкирский ярус

Нефтепроявления в отложениях башкирского яруса встречены во всех скважинах, вскрывших залежь нефти и охарактеризованных керном. Причём нефтепроявления размещаются в верхней, более плотной части разреза. Мощность эффективных прослоев колеблется в широких пределах от 0,4 до 12,2 м. В некоторых скважинах при опробовании притоков не получено или получены после солянокислотной обработки забоев. Значительные колебания величин притоков позволяют предполагать о сложном строении коллектора как по размеру, так и по площади. Наличие значительных дебитов вероятно указывает на наличие крупной кавернозности или трещиноватости в коллекторе. Наиболее высокая часть нефти Воткинского поднятия встречена в скважине № 211 на отметке 1006,6 м. Высота залежи около 38 метров, размеры залежи в пределах 16x8 км. ВНК условно принимается на отметке 1044 м.

Залежь нефти Черепановского поднятия изучена недостаточно. Она отделена от залежи Воткинского поднятия зоной ухудшения коллекторских свойств карбонатных пород. ВНК Черепановского поднятия принят на отметке 1044 м.

Верейский горизонт

В верейском горизонте прослеживаются в основном два нефтяных пласта, разделённых пластами аргиллитов и глинистых известняков. Мощность эффективных нефтенасыщенных известняков В-III колеблется от 0,6 до 6,8 м (скв.№ 201). Наиболее низкая отметка с которой получена безводная нефть 1042,8 метров (скв.№ 214). Наиболее высокая отметка залежи нефти пласта В-III – 990 м. ВНК принят на отметке 1042 м. Высота залежи в пределах принятого ВНК – 1042 метров составляет около 52 м. Размеры её в пределах внешнего контура около 25x12 км. Мощность эффективной части пласта колеблется от 1,2 до 6,4 м.

Наиболее высокая часть залежи пласта B-II вскрыта в скв.№ 211. ВНК принят на отметке 1040 м. Высота залежи в пределах принятого ВНК – 104 м и равна около 50 м. Размеры залежи в пределах внешнего контура нефтеносности около 25x12 км. Залежи нефти пластов В-II и В-III пластового типа.

Эффективная часть пласта B-I прослеживается не во всех скважинах. Результаты опробования указывают на низкую проницаемость пласта, а сложное расположение пористых разностей на площади месторождения осложняют оценку возможной нефтеперспективы пласта В-I.

^ 4. КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
Турнейский ярус

Турнейский ярус представлен карбонатными породами – известняками черепетского и кизиловского горизонтов. В скважинах выделяется от 1 (скв.№ 212) до 29 (скв.№ 187) пористых прослоев. Мощность выделяемых пористых разностей изменяется от 0,2 до 25,2 м. Суммарная мощность коллекторов черепетского горизонта в изученной части колеблется от 10,8 (скв.№ 207) до 39,2м (скв.№ 193). Почти во всех скважинах в кровле турнейского яруса выделяются прослои, как правило, это одиночный пласт мощностью около 2 м, но в некоторых скважинах (195, 196) появляется большее количество тонких пористых прослоев, число которых достигает 8. Общая мощность кизеловского коллектора возрастает в этом случае до 6,8 м.
Яснополянский надгоризонт

Отложения яснополянского надгоризонта представлены чередованием песчаников, алевролитов и глин бобриковского и тульского горизонтов. В составе бобриковского горизонта выделяются пласты песчаников Бб-II и Бб-I, а в составе тульского горизонта Тл-0, Тл-I, Тл-II. Эти пласты прослеживаются по всей площади Мишкинского месторождения. Общая мощность коллекторов бобриковского и тульского горизонтов колеблется от 7,4 м (скв.№ 188) до 24,8 м (скв.№ 199).
Башкирский ярус

Представлен чередованием плотных и пористо-проницаемых известняков. Известняки не глинистые. Приведённый относительный параметр Jnj изменяется от 0,88 в плотных прослоях до 0,12 – 0,14 в высокопористых разностях. Такой характер изменения Jnj свидетельствует о значительной кавернозности известняков. Количество пористых пропластков в скважинах по площади меняется от 5 (скв.№ 255) до 33 (скв.№ 189). Мощность выделяемых пористых разностей колеблется в пределах от 0,2 до 21,0 м. Суммарная мощность коллекторов башкирского яруса колеблется от 6,8 м (скв.205) до 45,5 м (скв.№201).
Верейский горизонт

Верейские отложения представлены чередованием алевролитов и карбонатных пород. Продуктивный пласт приурочен к карбонатным отложениям пористым и проницаемым. Выделяется два пласта В-III и B-II.

Суммарная мощность коллекторов верейского горизонта меняется от 4,0 (скв.№ 198) до 16,0 м (скв.№ 201). Мощность отдельного проницаемого прослоя меняется по площади от 0,4 до 6,4 м.
Сводные данные о коллекторских свойствах продуктивных пластов

^ 5. ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВОЙ ЖИДКОСТИ

(НЕФТЬ, ГАЗ, ВОДА)
НЕФТЬ
Верейский горизонт

Из анализа глубинных проб следует, что нефти верейского горизонта тяжёлые, высоковязкие, величина плотности нефти в пластовых условиях находится в пределах 0,8717 – 0,8874 г/см 3 и в среднем составляет величину 0,8798 г/см 3 . Вязкость нефти в пластовых условиях колеблется в пределах 12,65 – 26,4 СП и в расчётах принималась 18,4 СП.

Среднее значение давления насыщения принято равным 89,9 атм. Нефти верейского горизонта слабо насыщены газом, газовый фактор составляет величину 18,8 м 3 /т.

По результатам анализа поверхностных проб нефти установлено: плотность нефти составляет 0,8963 г/см 3 ; в нефтяных пробах верейского горизонта содержится 3,07% серы, количество селикогелевых смол колеблется в пределах 13,8 - 21% и составляет в среднем 15,6%. Содержание асфальтенов находится в пределах 1,7 - 8,5% (среднее значение 4,6%), а содержание парафина 2,64 - 4,8% (среднее 3,6%).
Башкирский ярус

Данные анализа показывают, что нефть башкирского яруса легче, чем нефти других пластов Мишкинского месторождения, плотность нефти в пластовых условиях составляет 0,8641 г/см 3 . Вязкость нефти ниже, чем по верейскому горизонту и определена в 10,3 сп. Давление насыщения по башкирскому ярусу следует принять равным 107 атм. Газовый фактор по пласту равен 24,7 м 3 /т. Результаты анализа показывают, что среднее значение плотности нефти составляет 0,8920 г/см 3 . Содержание серы в нефти башкирского яруса варьирует от 22,4 до 3,63% и в среднем равно 13,01%. Количество селикогелевых смол колеблется от 11,6% до 18,7% и в среднем составляет 14,47%. Содержание асфальтенов находится в пределах 3,6 - 6,4% (в среднем 4,51%), а содержание парафина 2,7 - 4,8% (среднее 3,97%).
Яснополянский надгоризонт

Нефть тульского горизонта тяжёлая, удельного веса 0,9 г/см 3 , высоковязкая 34,2 сп. Газовый фактор составляет 12,2 м 3 /т, давление насыщения нефти газом 101,5 атм., что обусловлено высоким содержанием азота в газе до 63,8 объёмных процентов.

Поверхностные пробы нефти яснополянского надгоризонта были отобраны из 8 скважин. Плотность нефти по результатам анализа поверхностных проб составляет величину 0,9045 г/см 3 . Содержание серы  3,35%, содержание асфальтенов 5,5%, содержание парафина 4,51%.
Турнейский ярус

Вязкость нефти в пластовых условиях составила 73,2 сп. Плотность нефти 0,9139 г/см 3 . Газовый фактор 7,0 м 3 /т. объёмный коэффициент 1,01. Поверхностные пробы нефти турнейского яруса были отобраны из 8 скважин. Средняя плотность нефти составляет 0,9224 г/см 3 . Увеличенное содержание селикогелевых смол 17,4 - 36,6% (среднее 22,6%). Содержание асфальтенов и парафина составляет в среднем 4,39% и 3,47% соответственно.
^ ПОПУТНЫЙ ГАЗ

В составе попутного газа содержится повышенное количество азота. По турнейскому ярусу среднее значение его составляет 93,54%, по яснополянскому надгоризонту - 67,2%, по башкирскому ярусу - 44,4%, по верейскому горизонту - 37,7%. Такое содержание азота, а также низкие газовые факторы дают возможности использовать попутный газ как топливо, только на нужды промышленных предприятий.

По содержанию гелия в контурном газе яснополянского (0,042%) надгоризонта и черепетского яруса (0,071%) он представляет промышленный интерес, но ввиду низких газовых факторов, т.е. малой добычи гелия, рентабельность добычи его ставится под сомнение. Содержание гелия в попутном газе верейского горизонта и башкирского яруса соответственно равно 0,0265% и 0,006%.
^ ПЛАСТОВАЯ ВОДА
Верейский горизонт

Водообильность пластов верхней части верейского горизонта практически не изучена. Пластовые рассолы имеют плотность 1,181 г/см 3 , первую солёность – 70, содержат В – 781 мг/л, J – 14 мг/л и В 2 О 2 – 69,4 мг/л. В составе водо-растворенного газа резко преобладает азот – 81 %, метан – 13 %, этан – 3,0 %, более тяжёлые- 0,3%.
Башкирский ярус

Воды башкирских отложений имеют близкий ионно-солевой состав и несколько меньшую минерализацию и метаморфизацию, чем воды выше и нижележащих комплексов. Минерализация вод башкирских отложений не превышает 250-260 мг/л., Cl – Na/Mg не превышает 3,7; SO 4 /Cl не превышает 0,28; содержание мг/л брома 587 – 606; J ÷ 10,6 – 12,7; B 2 O 3 – 28-39; калия – 1100; стронция – 400; лития – 4,0.
Яснополянского надгоризонт

Для них характерна высокая минерализация, метаморфизация, отсутствие асфальтенов, высокие содержания брома и йода, не превышают 50 мг/л. Незначительные содержания сульфатов служит коррелятивом для отличия вод яснополянского комплекса от вод выше и нижележащих комплексов.

Средняя газонасыщенность пластовых вод яснополянских отложений 0,32 – 0,33 г/л. Состав газа азотный, содержание углеводородов около 3 – 3,5 %, аргона – 0,466 %, гелия – 0,069 %. Газ контактного дегазирования состоит из азота 63,8 %, метана 7,1 %, этана 7,9 %, пропана 12,1 %.
Турнейского ярус

Минерализация вод турнейского яруса равна 279,2 г/л; S – 68; SO 4 /Cl – 100-0,32; В – 728 мг/л; J – 13 мг/л; В 2 О 3 – 169 мг/л. Вода отложений турнейского яруса резко отличается от вод яснополянских отложений, что говорит об изолированности водоносных пластов горизонта.

Воды турнейского яруса сильно минерализованы. Для них характерны высокие содержания кальция 19 %, эквивалентный коэффициент Cl-Na/Mg выше 3; SO 4 /Cl – 100-0,12*0,25. Содержание брома 552-706 мг/л; йода 11-14 мг/л; NH 4 79-89 мг/л; В 2 О 3 39-84 мг/л; калия 1100 мг/л; стронция 4300 мг/л;
Физико-химические свойства нефти в пластовых условиях

Физико-химические свойства газа

Физико-химические свойства пластовых вод

^ 6. ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ

(продуктивного пласта)