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 сводовой части в восточном направлении, выполаживание структуры от более древних отложений к более молодым.
По кровле коллекторов турнейского яруса нижнего карбона Павловская структура имеет форму пологого поднятия с более крутым западным крылом 1°43ў'– 3°40ў и пологим восточным крылом 1°21' – 1°2' Общее простирание поднятия близко к меридиональному. Размеры его 34 х18 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 – 8,8 х 3,8 км при амплитуде 46 м. Присводовая часть поднятия осложнена тремя незначительными по размерам куполками, ограниченными изогипсой (–1220 м) с вершинами в районе скважин №№77; 26; 103.
Улыкский купол имеет овальную форму северо–западного простирания и расположен к западу от Павловского поднятия. Размеры его по замкнутой изогипсе (–1230 м) 3,6 х 1,8 км с амплитудой поднятия25,4 м.
Григорьевский купол расположен на восток от Павловского поднятия. Размеры его в пределах замкнутой изогипсы (–1260 м) 2 х 1,4 км. Амплитуда купола составляет 13,7 м.
Размеры купола Южно–Павловского поднятия по замкнутой изогипсе (–1250 м) 4,2 х 3,8 км при амплитуде 34,4 м. Присводовая часть складки осложнена тремя куполками с вершинами в районе скважин №№136; 145; 149.
|
|
Есаульский купол расположен на юге Павловской структуры и представляет собой пологое поднятие в районе скважины №272. Размеры его в пределах замкнутой изогипсы (–1265 м) 4,5 х 4,2 км с амплитудой 23,2 м.
По кровле коллекторов башкирского яруса среднего карбона Павловская структура сохраняет свои очертания и размеры. Складка имеет форму пологого поднятия с углами падения: западного крыла 0°5ў– 1°5ў, восточного 0°34ў– 1°36ў. Размеры составляют 31 х 18 км при амплитуде 68,8 м. Локальные поднятия, осложняющие Павловскую структуру по нижнекаменноугольным отложениям, чётко выделяются и по кровле коллекторов башкирского яруса среднего карбона. По кровле артинского яруса форма Павловской структуры в основном сохраняется, но она становится ещё более пологой, чем по среднекаменноугольным отложениям. Изменяется лишь форма и размеры некоторых локальных структур. Многие из них исчезают совсем. Размеры Павловской структуры составляют 30 х 20 км.
1.4 Нефтегазоносность
В процессе бурения скважин на Павловском месторождении нефтепроявления выявлены: в отложениях пашийского горизонта 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 нефтенасыщенного), в отложениях яснополянского надгоризонта (залежь промышленного значения), в отложениях башкирского яруса среднего карбона (залежь промышленного значения), в отложениях верейского горизонта московского яруса (пласты В3В4 – залежь нефти с газовой шапкой промышленного значения, пласт В2 – приток нефти с дебитом 8,3 т/сут на 5,3 мм штуцере), а также в отложениях каширского и подольского горизонтов (газ с дебитом до 30 тыс.м3/сут на 5,5 мм штуцере), в отложениях кунгурского яруса пермского горизонта (в виде керна, участками пропитанного нефтью).
|
|
Находящаяся в настоящее время в эксплуатации залежь нефти в турнейском ярусе нижнего карбона распространена почти на всей площади Павловского месторождения (за исключением Григорьевского купола; на Берёзовском и Деткинском куполах, в центральной части месторождения, включая Барановский, Улыкский, Павловский и Южно–Павловский купола, и на юге месторождения на Есаульском куполе).
Водонефтяной контакт для центральной части месторождения (4 купола) принят на абсолютной отметке (–1260 м), на Деткинском и Есаульском куполах водонефтяной контакт принят на отметке (–1264 м).
Турнейский нефтяной пласт представлен органогенно–детритовыми известняками. Характерно чередование пористых и плотных прослоев. Максимальная эффективная нефтенасыщенная толщина 31,2 м. В пределах внешнего контура нефтеносности, залежь Берёзовского купола имеет размеры 2,8 х 7,5 км, Деткинского купола – 5,5 х 6,5 км, залежь центральной части месторождения – 12,5 х 16 км, Есаульского купола – 3,5 х 4,5 км.
Этаж нефтеносности на Берёзовском куполе – 19,5 м, на Деткинском куполе –26,9 м, в центральной части –57,5 м.
Турнейская залежь Павловского месторождения относится к типу массивных.
|
|
Основная залежь нефти, находящаяся в настоящее время в разработке, приурочена к терригенным отложениям яснополянского надгоризонта нижнегокарбона. Залежь представлена двумя пластами в бобриковском горизонте (нижний Б2 и верхний Б1) и одним пластом в тульском горизонте (пласт Тл2).
Тульский продуктивный пласт (Тл2) является основным промышленно–нефтеносным объектом разработки на Павловском месторождении. Для более точной оценки запасов нефти и попутного газа пласта Тл2 выделено два подсчётных объекта (сверху вниз) Тл2–а и Тл2–б. На большей части площади месторождения объекты Тл2–а и Тл2–б чётко отделяются один от другого глинистым прослоем толщиной 1,6 –14 м. В ряде скважин отмечается отсутствие глинистой перемычки между этими объектами. Наличие зон слияния и единство водонефтяного контакта (ВНК –1194 м) позволяет сделать заключение о единстве гидродинамической системы тульского нефтяного пласта, имеющего повсеместное распространение по площади месторождения (исключение составляет Деткинский купол, где ВНК –1212 м). Размеры залежи составляют 1,6 х 2,6 км, этаж нефтеносности –4,6 м.
Подсчетный объект Тл2–б представлен песчаниками, иногда алевролитами с редкими прослоями аргиллитов. В пределах пласта выделяется от 1 до 4 проницаемых прослоев. Эффективная нефтенасыщенная толщина до 14,5 м. Промышленные притоки нефти получены из 60–ти скважин. Подсчётный объект Тл2–б имеет следующие размеры: для Павловского купола 5,5 х 7 км, Южно–Павловского 3,3 х 4,2 км, Барановского 3,2 х 4,5 км, Улыкского 2,3 х 5,3 км.
Для подсчётного объекта Тл2–а, характерны частые литологические замещения продуктивной части пласта плотными породами. Эффективная нефтенасыщенная толщина до 10,9 м. Промышленные притоки нефти получены из 54–х скважин. Размеры в пределах внешнего контура нефтеносности для центральной части (Барановский, Улыкский и Южно–Павловский купола) 11,5 х 14,75 км, Григорьевский купол 1,6 х 2 км и Берёзовский купол 1,5 х 2 км. Этаж нефтеносности соответственно – 31,9; 13,9; 2,2 м.
Бобриковская нефтяная залежь представлена двумя пластами (нижним Бб2 и верхним Бб1). Пласт Бб2 нефтеносен в сводовой части Барановского, Павловского, Деткинского и Улыкского куполов. На остальной части месторождения пласт Бб2 водоносе н. Пласт Бб2 представлен песчаниками и алевролитами, которые часто замещаются плотными породами. Водонефтяной контакт принят наклонным от (–1218 м) на западном крыле и до (1213 м) на восточном.
Залежь нефти пласта Бб2 на Барановском куполе имеет размеры 3,5 х 1,5 км. Этаж нефтеносности 11 м.
Верхний пласт Бб1 отделяется от нижнего пласта аргиллитовой пачкой толщиной от 1 до 7 м. Пласт Бб1 распространён на Деткинском, Улыкском, Павловском, Барановском и Григорьевском куполах. На Берёзовском и Южно–Павловском куполах пласт водоносный. Представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов, в пределах пласта выделяется от 1 до 5 проницаемых пропластков. Эффективная нефтенасыщенная толщина до 13,2 м. Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке (–1227 м) на Деткинском куполе, (–1201 м) на Улыкском куполе, (–1215 м) на Григорьевском куполе и (–1227 м) на Барановском куполе.
В настоящее время в эксплуатации находится залежь нефти башкирского яруса среднего карбона. В отличие от разобщённых залежей нижнего карбона в башкирских отложениях Барановского, Улыкского, Павловского, Южно–Павловского и Григорьевского куполов выделяется одна залежь с общим водонефтяным контактом на отметке (–830 м).
Башкирский нефтяной пласт сложен известняками. В пределах пласта выделяется от 1 до 20 проницаемых пропластков. Эффективная нефтенасыщенная толщина до 15 м. Размеры залежи в пределах контура нефтеносности 16,7 х 19 км. Этаж нефтеносности 35,4 м.
Промышленные запасы нефти и свободного газа в виде газовой шапки установлены в верейском горизонте (пласты В3В4) на Берёзовском куполе и в центральной части месторождения, а также на Деткинском куполе. Литологически коллекторы пласта В3В4 неоднородны и представлены известняками биоморфными и органогенно–детритовыми. В пределах пласта выделяют от 1 до 10 проницаемых пропластков. Водонефтяной контакт на Берёзовском куполе принят на отметке (–827 м). Размер газовой шапки 1,4 х 2,9 км. Этаж нефтеносности равен 4 м.
На Деткинской площади газо–водяной контакт принят на отметке (–809 м). Размер газовой залежи 4 х 8 км. Этаж газоносности 14 м. Максимальная эффективная газонасыщенная толщина 10 м.
Центральная часть месторождения, включая Барановский, Улыкский, Павловский, Григорьевский и Южно–Павловский купола, составляет единую залежь с общим водо– и газонефтяным контактом. Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке (–798 м). Размеры залежи 17,5 х 17,75 км. Этаж нефтеносности составляет 32,2 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина 17,4 м. Положение газонефтяного контакта принято на отметке (–785 м). Размер газовой шапки составляет 11 х 12,6 км. Этаж газоносности равен 19 м. Максимальная эффективная газонасыщенная толщина 11,5 м.
Размер газовой шапки на Григорьевском куполе 4,6 х 4,75 км. Водоносные горизонты отмечены в досреднедевонских отложениях и в отложениях среднего девона, в турнейском ярусе нижнего карбона, в песчаниках яснополянского надгоризонта и известняках визейского яруса, в намюркском, башкирском и московском ярусах среднего карбона, в верхнекаменноугольных отложениях, в артинском и кунгурском ярусах нижней перми.
Водообилие пород различно и обусловлено коллекторскими свойствами, степенью трещиноватости, кавернозности и другими показателями. Представлены воды в основном высокоминерализованными и метаморфизированными хлоркальциевыми рассолами, распространёнными от кристаллического фундамента до верхнекаменоугольных отложений. В отложения кунгурского и артинского ярусов отмечены воды хлормагниевого и сульфатнатриевого типов.
Основной областью питания водоносных горизонтов додевонских отложений, девона и нижнего карбона Пермского Прикамья являются западный склон Урала и Северный Урал.
Скорость движения вод, по данным В. И. Вещезёрова, по направлению Чернушка – Танып и Куеда – Гожан – Бырка составляет от 23 до 31,4 см/год, по данным А. И. Силина–Бекчурина ещё меньше от 0,2–19 см/год. По всему вскрытому разрезу наиболее изучены воды продуктивных толщ, содержащие промышленные запасы нефти.
1.5 Физико–химические свойства нефти, газа и воды
Физико–химические свойства нефти турнейского яруса изучались по 13 поверхностным пробам скважин, расположенных на Павловском, Улыкском, Деткинском, Есаульском и Барановском куполах. Изучены также 18 глубинных проб.
Нефть турнейского яруса относится к категории тяжёлых (плотность 0.907 г/см3), сернистых (содержание серы 3%) и смолистых (содержание смол сернокислотных 75%, силикагелевых 23%), с содержанием парафина около 3.5%.
Наблюдается постепенное увеличение плотности нефти в южном направлении с 0,890 г/см3 на Деткинском куполе до 0,937 г/см3 на Есаульском куполе.
Глубинные пробы нефти позволяют охарактеризовать свойства пластовой нефти только в центральной части Павловского месторождения. Впервые глубинные пробы нефти были исследованы в 1958 году Н. А. Пьянковым. Результаты исследований свидетельствуют, что давление насыщения составляет от 98 до100 атм, газонасыщенность 46 м3/т, вязкость нефти в пластовых условиях 8 сп.
Состав и свойства пластовых жидкостей
Физико–химические свойства пластовой нефти определены для пластов Т, Бб+Тл и Бш приведены в таблице.
Зависимости плотности и объёмного коэффициента нефти турнейского яруса от давления не определялась.
Физико–химические свойства разгазированной нефти приведены в таблице1.
Таблица 1 – Физико–химические свойства пластовой нефти
| Параметры пластовой нефти | |||
| пласт | Т | Тл+Бб | Бш |
| давление насыщения нефти газом кгс\см2 | |||
| газосодержание, м3\т | |||
| объёмный коэффициент | 1,101 | 1,100 | 1,05 |
| вязкость нефти, сп | 9,0 | ||
| плотность нефти г\см3 | 0,824 | 0,833 | 0,880 |
| Параметры и состав разгазированной нефти | |||
| пласт | Т | Бб | |
| плотность нефти, г\см3 | 0,912 | 0,891 | |
| вязкость нефти | 113,6 | 48,45 | |
| молекулярный вес | |||
| количество: серы | 2,79 | 2,15 | |
| асфальтенов | 4,9 | 4,56 | |
| парафинов | 3,61 | 3,12 |
Таблица 2 – Физико–химические свойства газа
| Наименование | Газ, выделяемый при однократном разгазировании пластовой нефти | Попутный газ | |
| Пласт | Т | Т | |
| Плотность газа, г/л | 1,110 | 1,248 | |
| Состав аза, % | Метан | 56,8 | 46,73 |
| Этан | 13,2 | 14,80 | |
| Пропан | 11,9 | 15,70 | |
| Изобутан | 6,8 | 2,50 | |
| Н.бутан | 6,8 | 5,33 | |
| Изопентан | 2,5 | 2,18 | |
| Н.Пентан | 2,5 | 2,50 | |
| Гексан + высшие | 2,5 | 0,2 | |
| Гептан + высшие | Не определялось | ||
| Углекислый газ | 1,2 | 1,73 | |
| Азот | 7,6 | 9,28 | |
| Сероводород | 0,05 | 0,40 | |
| Гелий | Не определялось |
Таблица 3 – Физико–химические свойства воды.
| Свойства и химический состав пластовой воды | |||||||||
| Пласт (горизонт) | Вязкость в пластовых условиях, Сп | Плотность в пластовых условиях | Содержание ионов | Мг/л | |||||
| Мг–экв/л | |||||||||
| Cl | SO4 | HCO3 | Ca++ | Mg++ | Ia+K++ | ||||
| Турнейский (Т) | 1,64 | 1,181 | 14,32 | 1,70 | |||||
| Бобриковский (Бб) | 1,80 | 1,187 | 19,7 0,41 | 86,6 0,60 | |||||
| Тульский (Тл) | 1,64 | 1,173 | 3,53 | 5,9 0,09 | |||||
| Башкирский (Бш) | 1,55 | 1,143 | 102021,26 | 48,80,80 | |||||
| Верейский (В3В4) | 1,70 | 1,37 | 20,65 | 36,6 0,60 | |||||
Запасы нефти и газа утверждены ГЗК РФ в 1968 году (протокол №5351 от 16.02.86г.). Запасы утверждены по пластам В3В4, Бш, Тл+Бб, T в объёме: категория С1 – 148041 тыс.т. балансовые, 60729 тыс.т. извлекаемые; категория С2 – 69602 тыс.т. балансовые, 16656 тыс.т. извлекаемые. В пласте В3В4 подсчитаны запасы свободного газа в объёме 4831 млн.м3.
В настоящее время проводятся работы по уточнению представления о геологическом строении и перерасчёт запасов нефти и газа.
Балансовые запасы нефти, в целом по месторождению составили: по категории С1 – 154206 тыс.т, по категории С2 – 14540 тыс.т. Запасы свободного газа по пласту В3В4 по категориям С1 и С2 составили 1338 млн.м3 и 7 млн.м3.
Извлекаемые запасы в целом по месторождению при утверждённых КИН составляют по категории С1 – 58458 тыс.т, С2 – 3592 тыс.т.
1.6 Конструкция скважины № 173
Конструкция скважины должна обеспечивать:
а) прочность и долговечность скважины, как технического сооружения;
б) проходку скважины до проектной глубины;
в) достижение проектных режимов эксплуатации;
г) максимально полное использование природной энергии для транспортирования нефти и газа;
д) надежную изоляцию газонефтеводонапорных горизонтов;
е) минимальный расход средств на разведку и разработку месторождения;
ж) возможность проведения ремонтных работ в скважине.
Диаметр колонны Глубина спуска
Направление 337 12,3
Кондуктор 219 113
Эксплуатационная колонна 146 1500
1 Направление диаметром 337 мм спускают на глубину до 12,3 метров с целью перекрытия неустойчивых четвертичных отложений, предотвращения размыва устья скважины при бурении подкондуктор, создания канала для бурового раствора. Цементируют тампонажным портландцементом для «холодных» скважин с добавкой хлористого натрия технического до 3% от веса цемента. Подъем цементного раствора до устья.
2Кондуктор диаметром 219 мм спускают на глубину до 113 м с целью перекрытия интенсивных зон поглощения кунгурского яруса и изоляции пресных вод, предотвращения размыва устья при бурении под технологическую колонну, создания канала для бурового раствора. Цементируют тампонажным портландцементом для «холодных» скважин с добавкой технического хлористого натрия до 3% от веса цемента. Подъем цементного раствора до устья.
3 Эксплуатационную колонну диаметром 146 мм спускают до проектной глубины (1500 м) с целью разобщения продуктивных горизонтов, изоляции их от других горизонтов разреза скважины и испытания скважины. Низ эксплуатационной колонны в интервале от забоя до перекрытия всех продуктивных горизонтовцементируют тампонажным портландцементом с добавлением хлорида кальция до 3% от веса цемента. Остальной интервал цементируют гельцементом (90% цемента, 10% глинопорошка, 0,5% КССБ и до 3% от веса цемента хлорида кальция) или облегченным портландцементом с низкой водоотдачей (цемент, 0,2% ОЭЦ, хлорид кальция до 4%).
1 2 3
330 мм 250 мм 146 мм
| Условные обозначения: 1 – направление; 2 – кондуктор; 3 – эксплуатационная колонна. |
| 1500 м |
| 45 м |
| 320 м |
| Изм. |
| Лист |
| № документа |
| Подпись |
| Дата |
| Лист |
| ЧПКО. 13050302. 45 ПЗ |
Рисунок 2– Конструкция скважины № 173
2 Техническая часть
История разработки месторождения
Павловское месторождение открыто в 1956 году. В опытную эксплуатацию введено в декабре 1959 года, в промышленную разработку – в мае 1962 года.
Впервые запасы нефти подсчитывались по состоянию на 1.07.1959 года тематической партией ГПК треста «Пермнефтеразведки» и утверждены протоколом ГКЗ № 2979 от 25.02.60 г. в объеме 41586 тыс. т. балансовые, 25070 тыс. т. – извлекаемые.
Первым технологическим документом на разработку месторождения явилась технологическая схема, составленная Камским отделением ВНИГНИ в 1960 г. Она предусматривала введение в промышленную эксплуатацию одного объекта разработки – залежи нефти яснополянского надгоризонта, которая состояла из четырех пластов: Бб1, Бб2, Тл2а, Тл2б; и дальнейшую разведку и опытную эксплуатацию пластов Бш и Т. Планировалось разрезание залежи тремя рядами нагнетательных скважин на четыре блока и законтурное заводнение. Намечалось пробурить 124 добывающих, 38 нагнетательных и 45 резервных скважин. В целях доразведки пласта Т намечалось все скважины бурить со вскрытием турнейских отложений.
Разбуривание месторождения началось в 1960 году в соответствии с технологической схемой. Закачка воды на пласты Тл + Бб начата в 1964 году.
В 1965 г. Пермским филиалом (ПФ) института «Гипровостокнефть» была выполнена работа «Разработка геологических основ и составление технологической схемы разработки Павловского месторождения», в которой с учетом новых представлений о геологическом строении уточнены проектные показатели разработки.
К 1967 г. весь первоначально намеченный фонд скважин был пробурен, но пласты Бш и Т остались недоразведанными. Залежь пласта Т была вскрыта 115 скважинами, а опробована лишь в 13, в опытной эксплуатации находилось семь скважин. Залежь пласта Бш была вскрыта в 141 скважине, опробована в 17, в пробной эксплуатации находилось семь скважин.
В1967 г. ПФ института «Гипровостокнефть» составил технологическую схему разработки залежей нефти среднего карбона и турнейского яруса и представил ее на рассмотрение Центральной комиссии по разработке. Протоколом № 166 от 25.03.68 г. эта схема была отклонена в связи с недостаточной обоснованностью исходных данных для проектирования, рекомендовано продолжить работы по изучению этих пластов.
В 1968 г. начата опытная закачка воды в пласт Т (она продолжалась до 1976 г) и в пласт Бш (в период 1968 – 1971 гг.).
В 1968 г. ПФ института Гипровостокнефть составил «Проект разработки Павловского месторождения». Эту работу рассматривали как проект разработки для залежи пластов Тл + Бб и как технологическую схему для пластов Бш и Т. Протоколом ЦКР № 236 от 8.04.1969 г. утверждено: для пластов Тл + Бб создание дополнительных линий и очагов нагнетания и бурение 12 добывающих скважин.
На Барановском куполе утверждена система одновременно–раздельной эксплуатации пластов Тл + Бб и Т пятнадцатью добывающими скважинами и площадное заводнение через 8 нагнетательных скважин.
Разработку пластов Бш и Т решено осуществлять единой сеткой скважин 600´600 м с помощью оборудования ОРЭ в пределах нефтенасыщенных толщин не менее 10 м с бурением к существующим 22 скважинам дополнительно 84 добывающих и 39 нагнетательных скважин (для внутриконтурного заводнения).
В 1970 г. институтом ПермНИПИнефть сделана работа «Обоснование рекомендаций по уменьшению темпа падения добычи нефти по Павловскому месторождению». В этой работе институтом учтено фактическое состояние обустройства и разработки, а также реальные возможности перевода скважин под нагнетание и бурение добывающих скважин.
На основании этой работы геологическое управление Миннефтепрома протоколом от 6.01.71 г. скорректировало уровни добычи по залежи пластов Тл + Бб при бурении 41 добывающей и пять нагнетательных скважин с переводом 16 существующих скважин под закачку.
В 1973 г. институтом ПермНИПИнефть выполнен «Анализ разработки яснополянской залежи Павловского месторождения». В работе сделан анализ разработки по блокам и пластам. На основании этой работы протоколом техсовета объединения Пермнефть от 28.02.1974 г. утверждено усовершенствование системы заводнения пластов Тл+Бб (перевод под нагнетание 13 скважин и бурение 17 резервных скважин).
К 1978 г. решения проекта разработки по разбуриванию залежей пластов Бш и Т, так же как и рекомендации по бурению резервных скважин на залежь пластов Тл + Бб, выполнены не были. Бурение скважин не велось.
В 1978г. институтом ПермНИПИнефть составлена «Уточненная технологическая схема разработки Павловского месторождения». Протоколом № 746 от 28.06.78 г. ЦКР утвердила выделение трех самостоятельных объектов разработки: пласт Т, пласты Тл+Бб, пласт Бш. Для залежей пластов Т и Бш утверждена семиточечная обращенная система с площадным заводнением с расстоянием между скважинами 500 м. Бурение скважин на пласт Бш: 230 добывающих, 82 нагнетательных, 50 резервных; на пласт Т: 173 добывающих, 71 нагнетательная, 50 резервных, шесть оценочных, уточнен коэффициент нефтеизвлечения для пласта Бш.
По залежи пластов Тл + Бб утверждались мероприятия по регулированию выработки запасов нефти с прекращением закачки на отдельных участках и с бурением дополнительно 41 добывающей, восемь нагнетательных и семь оценочных скважин.
Рекомендовано в период 1979 – 1981 гг. пробурить оценочные скважины и после этого уточнить запасы нефти.
Утвержденные рекомендации уточненной техсхемы выполнены не были. Бурение на месторождении не велось. Оно было возобновлено только в 1985 г.
В 1987 г. институтом ПермНИПИнефть совместно с геологической службой управления Пермнефтегаз составлен «Проект опытно–промышленной эксплуатации верейской газовой залежи Павловского месторождения». Основные положения этого проекта утверждены протоколом техсовета объединения Пермнефть от 25. 01. 1988 г., где решено ввести газовую залежь пласта В3В4 в опытно–промышленную эксплуатацию, пробурив 24 добывающих и пять резервных скважин. Срок ОПЗ – пять лет с момента ввода в эксплуатацию. Бурение скважин планировалось осуществить в течение 1988 – 1991 гг.
С 1985 г. скважины бурились, в основном, на пласт Т. Объемы бурения были ниже, чем планировалось. К 1989 г. на залежь пласта Т было пробурено 46 проектных скважин, что позволило уточнить представление о геологическом строении залежи и подход к системе разработки залежи.
При проведении авторского надзора институтом ПермНИПИнефть в 1988 г. уточнена схема разработки пласта Бб (Барановский купол) и Т, а в 1989 г. составлена работа «Дополнение и уточнение по организации системы заводнения на залежи пласта Т Павловского месторождения», где пересмотрены решения техсхемы по организации заводнения, уточнено местоположение нагнетательных скважин.
В 1990 г. в рамках авторского надзора институт ПермНИПИнефть провел работу «Анализ обводнения добывающих скважин пласта Бш Павловского месторождения», где обобщены гидродинамические исследования, проведен анализ работы добывающих скважин, уточнено положение ВНК и ГНК в пласте.
В 2004г. был проведен авторский надзор институтом ПермНИПИнефть. Целью данного авторского надзора являлось уточнение прогноза показателей разработки и возможности достижения утвержденного КИН с учетом последних изменений геологического строения, запасов нефти и газа и текущего состояния разработки.
По состоянию на 1.01.2004 г. на месторождении пробурено 705 скважин. Накопленная добыча нефти составила 31599.3 тыс. т, жидкости – 95626.6 тыс. т, свободного газа – 660.3 млн. м3. С начала разработки закачка воды составила – 131005.4 тыс. м3,
На площади месторождения выделено семь поднятий–куполов: Улыкское, Павловское, Южно–Павловское, Барановское, Григорьевское, Деткинское, Березовское.
2.2 Анализ графика разработки
По графику разработки первая стадия (с 1959 по 1967г.г.) характеризуется, постепенным ростом объемов добычи нефти, обусловленный непрерывным вводом в работу из бурения добывающих скважин. Способ добычи нефти в этот период фонтанный, обводненность отсутствует.
Закачка воды началась в 1964 году.
В начальной стадии разработки действующий добывающий фонд скважин составлял 113 скв., действующий нагнетательный фонд скважин составлял 11скв.
Второй период разработки (с 1968 по 1976г.г.) характеризуется стабилизацией добычи.
В 1968 году действующий добывающий фонд скважин составлял 121скв., действующий нагнетательный фонд скважин составлял 13 скважины.
В 1971 году достигнута максимальная добыча нефти 1748 т.тонн действующий добывающий фонд скважин составлял 115 скв., нагнетательный фонд скважин 25скважины.
Конец второй стадии разработки характеризуется тем что, увеличение объемов закачиваемой воды для ППД не оказывает ощутимого влияния на объем добычи нефти и её уровень начинает снижаться. Обводненность нефти достигает более 50%. Действующий добывающий фонд скважин составляет 96 скв., нагнетательный фонд скважин 34 скважины.
Третий период разработки (с 1977 по 1982 г.г.) характеризуется падением уровня добычи нефти и увеличением добычи пластовой воды. Обводненность достигает более 80%. Все скважины работают на механизированных способах добычи.
Действующий добывающий фонд скважин составляет 100 скв., нагнетательный фонд скважин 30 скважины. К концу третей стадии действующий добывающий фонд скважин составляет 113скв., нагнетательный фонд скважин 26 скважины.
Четвертый этап разработки (с 1983 по настоящее время) характеризуется большими объемами добычи пластовой воды и малыми объемами нефти. Обводненность достигает более 87%.
Действующий добывающий фонд скважин составляет 113 скв., нагнетательный фонд скважин 29 скважины.
Максимальное количество действующих нагнетательных скважин приходится на 1994 год 372 скв., максимальное количество нагнетательных скважин приходиться на 2004 и 2009 годах по 84 скважины.
Добыча нефти за 2009 год по Павловскому месторождению составило 422 тыс. т., средний дебит нефти 4,8 т/сут., обводненность64,1% действующий фонд добывающих скважин –277, нагнетательных– 84скважины.
Рисунок – 3 График разработки Павловского месторождения
2.3 Распределение механизированного фонда скважин
Весь добывающий фонд скважин Павловского месторождения механизирован.
Все добывающие скважины (рисунок 4), пробуренные на Павловском месторождения, эксплуатируются насосным способом, с помощью штанговых насосных установок– 86%, электроцентробежных насосов –10%,а так же штанговых винтовых насосов –4%.
Рисунок 4 – Распределение добывающих скважин по способам эксплуатации
Таблица 4 –Распределение механизированного фонда скважин по пластам
| Пласт | УСШН | УЭЦН | УШВН |
| Бш | − | − | |
| Тл–Бб | |||
| Т | |||
| Тл–Бб–Т | |||
| Всего |
Вывод: исходя из данных таблицы 4, видно, что большую часть фонда составляют скважины, оборудованные УШГН.
2.4 Характеристика используемого оборудования
Штанговые насосные установки предназначены для подъема жидкости из скважины на поверхность.
На долю штангового насосного способа в нашей стране приходится 70% действующего фонда скважин, которые обеспечивают до 30% общего объема добычи нефти.
В зависимости от глубины залегания продуктивного пласта и коэффициента продуктивности скважины подача штанговых насосных установок изменяется от нескольких десятков килограммов до 200 и более в сутки.
Глубинная насосная установка состоит из насоса, находящегося в скважине и станка–качалки, установленного на поверхности у устья скважины.
Станок–качалка состоит из следующих основных узлов: рамы с подставкой под редуктор и поворотные салазки, стойки, балансира с головкой и противовесами, опоры балансира, траверсы, опоры траверсы, двухшатунов, двух кривошипов с противовесами, редуктора, тормоза, клиноременной передачи, электродвигателя, подвески устьевого штока с канатом, ограждения кривошипно–шатунного механизма.
Плунжерный насос приводится в действие от станка–качалки, где вращательное, получаемое от двигателя при помощи редуктора, кривошипно–шатунного механизма и балансира преобразуется в возвратно–поступательное движение, передаваемое плунжеру штангового насоса через колонну штанг.
При движении плунжера вверх под ним снижается давление и жидкость из межтрубного пространства через открытый всасывающий клапан поступает в цилиндр насоса.
При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный открывается, и жидкость из цилиндра переходит в подъемные трубы. При непрерывной работе насоса уровень жидкости в НКТ повышается, жидкость доходит до устья скважины и через тройник переливается в выкидную линию.
Глубинный штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции, приспособленный для работы в скважинах на большой глубине. Привод насоса осуществляется с поверхности через колонну специальных штанг.
Цилиндр насоса укреплен на конце спущенных в скважину насосно–компрессорных труб, а плунжер подвешен на колонне штанг самая верхняя штанга соединена с головкой балансира станка–качалки гибкой подвеской.
Колонна насосно–компрессорных труб, по которой жидкость от насоса поднимается на поверхность, закачивается на устье тройником. В верхней части тройника имеется сальниковое устройство, предназначенное для предотвращения утечки жидкости вдоль движущегося сальникового штока, а в средней части – боковой отвод, по которому жидкость из скважины направляется в выкидную линию.
В механизме станка–качалки вращение вала электродвигателя через помощи кривошипов и шатунов преобразуется в качательное движение балансира.
| насосные штанги |
| колонна НКТ |
| нагнетательный клапан |
| плунжер |
| цилиндр насоса |
| всасывающий клапан |
| эксплуатационная колонна |
| ВНЭ |
| перфорированная колонна |
| шатун |
| головка балансира |
| кривошип |
| редуктор |
| клиноременная передача |
| электродвигатель |
| балансир |
| траверса |
| устьевая арматура |
| Канатная подвеска |
Рисунок 5– Схема станка – качалки
Известны различные конструкции ШСН.
Они обеспечивают подачу от 5,5 до 400 м3/сут при глубине подвески насоса до 3500м. По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и не вставные (НСН) скважинные насосы.
Цилиндр не вставного (трубного) скважинного насоса (рисунок 6) присоединяется к колонне НКТ и вместе с ней спускается в скважину. Плунжер НСН вводится через НКТ в цилиндр вместе с подвешенным к нему всасывающим клапаном на насосных штангах.
Чтобы не повредить плунжер при спуске. Его диаметр принимают меньшим внутреннего диаметра НКТ примерно на 6мм. Применение НСН целесообразно в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом. Для смены насоса (цилиндра) необходимо извлекать штанги и трубы.
В верхней части плунжера насоса НСН1 размещается нагнетательный клапан и шток с переводником под штанги. К нижнему концу плунжера с помощью наконечника на захватном штоке свободно подвешивается всасывающий клапан. При работе клапан сажается в седло корпуса. Подвешивать всасывающий клапан к плунжеру необходимо для слива жидкости из НКТ. Наличие захватного штока внутри плунжера ограничивает длину его хода, которая в насосах НСН1 не превышает 0,9м.