- •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
Заключение
В работе проведен подробный анализ разработки Павловского месторождения, проведена оценка выполнения проектных решений и сделаны следующие выводы.
Разработка месторождения осуществляется по II варианту, принятому в уточненной технологической схеме разработки 1978 года, и предусматривающему ввод в промышленную разработку трех самостоятельных объектов разработки: пласта Т, пластов Тл + Бб, пласта 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, 6 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, 8 нагнетательных и 7 оценочных скважин.
Проектная система разработки реализована только на яснополянском объекте, на турнейском и башкирском объектах объемы бурения были ниже, чем планировалось, и проектная система не осуществлена.
Анализ показал, что существующая система разработки неэффективна даже на яснополянском объекте и требует доработки и проведения дополнительных мероприятий.
В 1987 г. институтом ПермНИПИнефть совместно с геологической службой управления Пермнефтегаз составлен “Проект опытно-промыш-ленной эксплуатации верейской газовой залежи Павловского месторождения”. Решено ввести газовую залежь пласта В3В4 в опытно-промышленную эксплуатацию, пробурив 24 добывающих и 5 резервных скважин. Срок опытно-промышленной эксплуатации – 5 лет с момента ввода в разработку. Бурение скважин планировалось осуществить в течение 1988 – 1991 гг.
С 1988 г. разрабатывается Павловское поднятие, в 1993 г. введена в разработку газовая шапка Григорьевской площади. Общий фонд действующих газовых скважин – 24.
Подсчёт запасов нефти проведен на основе трёхмерной геологической модели объёмным методом и приводится их сравнение с запасами, используемыми в технологической схеме разработки 1978 года, утвержденными в ГКЗ и предлагаемыми для технологических расчетов.
В работе предлагаются мероприятия, позволяющие обеспечить более полную выработку запасов всех залежей нефти.
По залежи нефти пластов Т рекомендуются следующие мероприятия: добуривание проектного фонда, бурение БС из простаивающих скважин с яснополянского объекта, ввод скважин из консервации, мероприятия по интенсификации притока – проведение кислотных обработок, проведение локального гидроразрыва пласта, виброволновое воздействие, изоляционные работы.
По залежи нефти пластов Мл+Бб+Тл рекомендуются следующие мероприятия: добуривание проектного фонда, ввод скважин из консервации, перевод скважин с пласта Т, мероприятия по интенсификации притока – проведение кислотных обработок, дострел продуктивных пропластков.
По залежи нефти пластов Бш рекомендуются следующие мероприятия: возврат скважин с нижележащего яснополянского объекта, ввод скважин из консервации, мероприятия по интенсификации притока – проведение кислотных обработок, дострел продуктивных пропластков, виброволновое воздействие.
По залежи нефти пластов В3В4 рекомендуются следующие мероприятия: ввод скважин из консервации, добуривание проектного фонда, перевод скважин пласта Бш.
Проведен расчет технологических показателей разработки с 2004 по 2100 год, проведена оценка экономической эффективности разработки Павловского месторождения, которая показала, что поступления в бюджет государства по I суммарному варианту оцениваются в 28256,4 млн.рублей, по II суммарному варианту – 41014,0 млн.рублей, по III суммарному варианту – 51310,75 млн.рублей при реализации нефти на внешнем рынке по цене 204,4 долларов за тонну и на внутреннем рынке – 3758,9 рубля за тонну.