- •Авторский надзор за разработкой павловского газонефтяного месторождения
- •Содержание
- •Список таблиц
- •Список рисунков
- •4. Технологические показатели вариантов разработки
- •4.2. Технологические показатели вариантов разработки
- •Вариант I
- •Вариант II
- •Вариант III
- •4.3. Анализ расчетных коэффициентов извлечения нефти из недр
- •Турнейская залежь
- •Визейская залежь
- •Башкирская залежь
- •Верейская залежь
- •5. Технико-экономическая оценка проектных решений
- •5.1. Основные положения и допущения
- •5.2. Налоговый режим
- •5.3. Критерии оценки
- •5.4. Капитальные вложения
- •5.5. Текущие затраты
- •5.6. Анализ экономических показателей
- •5.7. Обоснование выбора варианта разработки месторождения, рекомендуемого к реализации
- •6.2. Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин
- •Технические характеристики базового «ма-ПермНипИнефть»
- •Результаты испытаний магнитных аппаратов и рекомендации
- •Мероприятия по предупреждению осложнений при эксплуатации скважин по рекомендуемому варианту разработки
- •Результаты использования икд на нефтедобывающих скважинах ряда месторождений
- •Межфазное натяжение на границе жг с нефтями
- •Комплекс «Лотос-1» для ввода жидких вспенивающих пав
- •Пневматический комплекс «Лотос – 1»
- •Плунжерный лифт
- •Установка плунжерного лифта
- •Самоуплотняющийся плунжер
- •Плунжер типа «Летающий клапан»
- •Cостав для удаления жидкости с забоя скважины, разработанный внииГаз
- •6.3. Принципиальные решения по обустройству месторождения
- •6.3.1. Основные технические и технологические решения по сбору и транспорту нефти и газа
- •7. Анализ выполнения проектных решений по конструкциям скважин
- •Проектная конструкция скважин
- •Фактическая конструкция скважин
- •Проектная конструкция скважин
- •Фактическая конструкция скважин
- •Проектная конструкция скважин
- •Фактическая конструкция скважин
- •Проектная конструкция скважин
- •Фактическая конструкция скважин
- •Проектная конструкция скважин
- •Фактическая конструкция скважин
- •Фактическая конструкция скважины № 883
- •Фактическая конструкция скважины № 1052
- •8. Обоснование проекта прогноза добычи нефти, газа, объемов буровых работ и закачки воды в пласт
- •9. Программа гидродинамических исследований при разработке месторождения
- •10. Охрана окружающей среды и недр
- •10.1. Естественные фоновые параметры окружающей среды
- •10.1.1.Естественные фоновые характеристики гидросферы Поверхностные воды
- •Подземные воды
- •10.1.2. Характеристика почв, растительности и животного мира
- •10.1.2.1.Почвы
- •10.2.2 Растительность
- •10.2.3. Животный мир
- •10.2. Экологические ограничения
- •10.2.1.Особо охраняемые объекты
- •10.2.2. Водоохранные зоны
- •10.2.3. Зоны санитарной охраны водных объектов
- •10.3.4. Санитарно-защитные зоны населенных пунктов
- •10.3. Оценка нефтепромыслового воздействия на основные элементы окружающей природной среды
- •10.3.1. Загрязнение атмосферы
- •10.3.2. Оценка состояния почв и растительности
- •10.3.3. Состояние пресных поверхностных и подземных вод
- •10.4. Рекомендации по охране окружающей среды
- •10.4.1. Охрана пресных поверхностных и подземных вод от загрязнения и истощения
- •10.4.2. Охрана недр
- •10.4.3. Защита почв и рекультивация земель
- •10.4.4. Охрана воздушной среды
- •10.5. Формирование системы производственного экологического мониторинга основных элементов окружающей среды
- •10.5.1.Контроль качества атмосферного воздуха
- •10.5.2.Гидрохимические наблюдения за состоянием поверхностных вод
- •10.5.3.Наблюдения за подземными водами
- •10.5.4.Периодические наблюдения за состоянием почв, растительности и животного мира (биотический мониторинг)
- •Заключение
- •Выводы и рекомендации
- •Литература
Фактическая конструкция скважины № 1052
Название колонн |
Диаметр, мм |
Глубина спуска, м |
ВПЦ, м |
Направление |
324 |
48 |
0 |
Кондуктор |
245 |
150 |
4 |
Эксплуатационная |
146 |
1361 |
15 |
Зарезка второго ствола в инт-ле: |
1410,4-1418,6м |
||
хвостовик |
102 |
1360-1563 |
1360 |
Открытый забой с горизонтальным окончанием |
124 |
1563-1678 |
Не цементируется |
При цементировании скважин применялся тампонажный портландцемент ПТЦ-50 по ГОСТ 1591-86.
Выводы:
Из проведенного анализа установлено:
По проектам направление должно спускаться от 20 до 50 м, фактически направление спускалось от 19 до 82 м. Изменение глубины спуска объясняется сложными геолого технологическими условиями бурения, а так же предупреждением аварий и осложнений.
Проектная глубина спуска кондуктора составляла от 90 до 150 м, фактически кондуктор спускался от 73 до 399 м. Увеличение глубины спуска кондуктора объясняется дополнительными требованиями заказчика, с целью перекрытия пресных вод, и неустойчивых нижнепермских отложений а так же предупреждением аварий и осложнений. Уменьшение глубины спуска кондуктора объясняется возникшими осложнениями по геологическим причинам, повлекших недоспуск кондукторов до проектной глубины.
Глубина спуска эксплуатационной колонны определялась глубиной залегания проектного продуктивного горизонта. Изменение глубины спуска по всему месторождению изменяется в зависимости местонахождения скважины для одних и тех же пластов ±75 м, в связи с чем есть отклонения по сравнению с проектными данными.
Все отклонения по изменению проектных конструкций были согласованы и утверждены в соответствующих инстанциях.
В основном все скважины зацементированы с соблюдением всех проектных требований.
Предложения по усовершенствованию конструкций скважин для бурения Павловского месторождения.
Конструкции скважин для бурения наклонно-направленных скважин и горизонтальных скважин
Название колонн |
Диаметр, мм |
Глубина спуска, м |
ВПЦ, м |
Направление |
426 |
60 |
До устья |
Кондуктор |
324 |
150 |
До устья |
Техническая |
245 |
400 |
До устья |
Эксплуатационная (наклонно- направленная) |
168 |
1650 |
До устья |
Эксплуатационная (с горизонтальным участком) |
168 |
До кровли продуктивного горизонта |
До устья |
Фильтр (хвостовик) или открытый забой |
114 |
Спускается до забоя с перекрытием экс. кол. на 50 м |
нет |
8. Обоснование проекта прогноза добычи нефти, газа, объемов буровых работ и закачки воды в пласт
Для обоснования проектных долгосрочных прогнозов добычи нефти и газа, объемов буровых работ в соответствии с РД 153-39-007-96 в таблицах 8.1.1-8.1.5 приведена динамика ввода новых скважин, объемы эксплуатационного бурения, добычи нефти, газа, закачки воды, динамика фонда по рекомендуемому варианту разработки.
Табл.8.1.1. Обоснование проекта плана добычи нефти и нефтяного газа, объема буровых работ. Пласты Т1+Т2. Вариант II
Табл.8.1.2. Обоснование проекта плана добычи нефти и нефтяного газа, объема буровых работ. Пласты Мл+Бб+Тл. Вариант II
Табл.8.1.3. Обоснование проекта плана добычи нефти и нефтяного газа, объема буровых работ. Пласты Бш1+Бш2. Вариант II
Табл.8.1.4. Обоснование проекта плана добычи нефти и нефтяного газа, объема буровых работ. Пласты В3В4. Вариант I
Табл.8.1.5. Обоснование проекта плана добычи нефти и нефтяного газа, объема буровых работ. Павловское месторождение. Вариант II