Файл: Курсовой проект проект мероприятий по реконструкции упсв Бырка ооо лукойлпермь.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 17.03.2024
Просмотров: 186
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
1.1 Основные сведения о месторождении
1.3 Тектоника Быркинского месторождения
1.5 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды
2.1 Анализ современного состояния разработка
2.2 Анализ фонда скважин Быркинского месторождения
2.3 Технологическая схема УПСВ «Бырка»
3 Внедрение системы подготовки воды
4.1 Расчет пропускной способности напорного отстойника
4.2 Подбор низконапорного центробежного насоса
4.3 Расчёт пропускной способности СРК-150
5.1 Охрана труда и техника безопасности
5.2 Противопожарные мероприятия
, локальных перерывов, а также развитие процессов карстообразования.
Проявление процессов карстообразования в пределах Быркинской структуры подтверждается наличием конгломератобрекчий, а также многочисленных зон поглощения при бурении скважин.
Общий подъем территории Пермского Прикамья в конце турнейского века и регрессия, то есть отступление морского бассейна на юго-восток, привели к осушению значительной части территории за пределами впадин Камско-Кинельской системы, затем последовал предвизейский перерыв в осадконакоплении.
В результате подъема территории рифогенные массивы оказались выше уровня моря. Предвизейским размывом была уничтожена верхняя часть накопившихся ранее отложений. Турнейские известняки под воздействием атмосферных осадков и подземных вод были подвергнуты денудации, то есть разрушению, размыву, закарстовыванию.
Преобладающая роль эрозионно-карстовых процессов при денудации рифогенных карбонатов в районах юго-восточного борта ККСВ отмечается по результатам бурения и сейсморазведки на месторождениях Сосновского выступа (Сосновское, Стретинское), Дубовогорской террасы (Дубовогор-ское, Степановское), Аптугайском, Злодаревском, Кудрявцевском месторождениях.
В результате сейсморазведочных работ на площадях, примыкающих к Быркинскому месторождению выявлен ряд перспективных поднятий и отмечено широкое проявление эрозионно-карстовых процессов, интерпретируемых по волновой картине сейсмозаписи.
Карст на рифе имеет свои особенности и определяется как комплекс форм рельефа на поверхности рифов и полостей внутри рифовых тел .
На поверхности рифов преобладают отрицательные формы карста в виде колодцев, воронок, долин.
В теле приподнятых над уровнем моря рифов формируются многочисленные карстовые полости, туннели, соединяющие карстовые воронки. Причем процесс возникновения карстовых полостей продолжается и после перекрытия карстующихся толщ вышележащими отложениями, которые могут быть и водонепроницаемыми.
Принятая для пересчета запасов геологическая модель Быркинского месторождения в полной мере основана на существующих представлениях и закономерностях геологического развития территории.
Активизация тектонической деятельности в конце турнейского и начале визейского века привела к подъему территории и смене карбонатного осадконакопления терригенным. Происходит процесс компенсации Камско-Кинельской впадины и ее бортовых зон терригенными осадками радаевского, бобриковского и тульского возраста. К концу бобриковского и тульского времени произошло нивелирование неровностей эрозионного турнейского рельефа, облекание рифогенной структуры и формирование структурной ловушки.
На Быркинском месторождении на основе детальной корреляции и палеотектонического анализа уточнено представление о строении структурных поверхностей нижнекаменноугольных отложений.
Было установлено сложное строение эрозионной поверхности турнейских карбонатов, которое отразилось на строении ловушек в вышележащих визейских терригенных отложениях.
По турнейскому структурному плану в западной части свода в районе скважин 469, 492, 519 картируется поверхность, расчлененная пониженными участками. Характерная форма понижений в виде воронок диаметром 200 - 300 м, значительная глубина от 30 до 80 м, а также данные ГИС и керна позволяют считать этот рельеф результатом проявления эрозионно-карстовых процессов на поверхности рифа. На палеопрофиле и структурной карте пласта то отмечаются повышенные участки, так называемые останцы древнего турнейского рельефа, которые не уничтожены эрозией.
Сочетание карстовых воронок и останцов явилось причиной неравномерного распределения по площади Быркинского поднятия радаевских терригенных отложений и привело к образованию их сложной структурной поверхности.
Радаевские отложения (продуктивный пласт Мл) заполнили карстовые воронки и частично снивелировали пониженные участки эрозионной турнейской поверхности западной части поднятия. На востоке, на повышенных участках турнейского останца, радаевские отложения отсутствуют.
Полная компенсация всех неровностей и нивелирование эрозионно-карстового рельефа произошла в конце бобриковского цикла осадконакоп-ления, что отражается на структурной поверхности кровли пласта Бб1.
Дальнейшее формирование структуры носит унаследованный характер с незначительным выполаживанием вверх по разрезу структурных планов по кровле среднекаменноугольных и пермских отложений.
Структурные построения выполнены по результатам сейсморазведочных работ и данным глубокого бурения.
По кровле девонских терригенных отложений Быркинской структуре соответствует моноклинальный склон, осложненный положительной фор-мой типа структурного носа с осью, северо-западного простирания, с раз-мерами по изогипсе – 1820 м -1.8 х 4.0 км, амплитуда –16.5 м. Угол падения восточного более выраженного условного крыла –3 * 24.
По кровле тульского маркирующего горизонта структура имеет форму купола, юго-восточное крыло которого осложнено небольшим ответвлением в виде структурного выступа. В пределах замкнутой изогипсы –1240 м размеры поднятия 3. 7х 6. 7 км, амплитуда 117.6 м. Угол наклона восточного крыла до 8*30, западного – до 6*12.
По кровле верейского маркирующего горизонта поднятие унаследует куполовидную форму и структурное юго-восточное ответвление. Размеры поднятия в пределах замкнутой изогипсы – 830 составляют 4х 6 км, амплитуда 64.0 м. Углы падения восточного крыла 4*54, западного- 3* 36.
Таким образом, в основу создания геологической модели Быркинского месторождения положены следующие структурно-фациальные особенности его формирования:
1) Поднятие расположено в пределах структурно-фациальных границ внутренней прибортовой зоны Камско-Кинельской системы впадин.
2) В генетическом отношении поднятие относится к тектоно-седиментационным, так как сформировалось как структура облекания верхнедевонско-турнейского рифа.
3) Поднятие не прослеживается под органогенно-карбонатными отложениями, то есть относится к бескорневому или наложенному морфологическому типу.
4) Структурный план кровли турнейских рифогенных отложений имеет сложное строение, обусловленное проявлением эрозионно-карстовых процессов на поверхности и внутри рифовых тел (карстовые воронки, останцы турнейского палеорельефа) в результате вздымания территории и предвизейского перерыва в осадконакоплении.
5) Терригенное осадконакопление снивелировало турнейский эрозионный рельеф в конце бобриковского времени. По кровле радаевских отложений отсутствие пласта Мл на юго-востоке поднятия приурочено к повышенным участкам – останцам рифа.
Быркинское месторождение расположено в пределах зоны нефтегазонакопления юго-восточного борта Камско-Кинельской впадины в Куединском нефтегазоносном районе.
В разрезе месторождения установлена промышленная нефтеносность следующих нефтегазоносных комплексов: среднекаменноугольного карбонатного (пласты КВ1, В3, В4 московского яруса; пласты Бш1, Бш2, Бш3, Бш4 башкирского яруса); визейского терригенного (пласты Тл2б1, Тл2б2 – тульского, Бб1, Бб2 – бобриковского и Мл – радаевского горизонта), верх-недевонско-турнейского карбонатного (пласты Т0, Т1 турнейского яруса), девонского терригенного (пласты Д1 – франского, Д2 - живетского ярусов). Всего в разрезе выделено 16 продуктивных пластов.
Детальная корреляция разреза проведена в пределах стратиграфических границ на основе анализа промыслово-геофизических материалов, палеотектонических построений, с учетом данных исследований керна и результатов испытаний.
Водонефтяные контакты (ВНК) по залежам с карбонатными коллекторами принимались на основании результатов опробования - на отметках нижних отверстий перфорации, с учетом проницаемых прослоев, давших при опробовании нефть; по залежам с терригенными коллекторами - на основании данных ГИС и результатов опробования.
При определении эффективных нефтенасыщенных толщин в каждой скважине по пластам с терригенными коллекторами во внимание принималось не принятое значение ВНК, а данные определения характера насыщения по ГИС в конкретной скважине.
Среднекаменноугольный карбонатный нефтегазоносный комплекс
Московский ярус
Каширский и верейский горизонты
Пласт КВ1
Залежь приурочена к пласту, залегающему в кровле верейского и подошве каширского горизонта. В разрезе пласта выделено 2, реже 1 или 4 проницаемых прослоя толщиной от 0,4 до 2,8 м. Нефтенасыщенные прослои выделены по данным ГИС. В колонне пласт опробован в 3х скважинах: 36, 310 и 373, притоки составили 0,9-6,68 т/с.
Нижняя граница получения чистой нефти соответствует абс. отметке минус 806,2 м, что подтверждает наличие ВНК на отметке минус 806 м.
Залежь пластовая, сводовая, размеры в границах ВНК - 3,6 х 3,4 км, высота - 51,1 м. Водонефтяная зона составляет 4,3 % от всего объема залежи. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,0 до 5,2м, средневзвешенная – 3,5 м.
В районе скважины 36 (на востоке площади) выделена небольшая самостоятельная залежь оконтуренная ВНК минус 806 м, размерами 0,35 х 0,2 км. Высота залежи – 6,6 м, эффективная нефтенасыщенная толщина – 1,7 м.
Для геометризации залежи и построения подсчетного плана использована структурная карта по кровле верейского горизонта, составленная по данным глубокого бурения и сейсморазведочных работ по I отражающему горизонту, охватывающих северо-восточные окраины структуры (П. 4.4) /70/.
К верейским известково-доломитовым отложениям приурочена пластовая сводовая залежь (пласты В3 и В4).
Пласты по данным ГИС разобщены перемычкой мощностью 3-5 м, представленной плотными, часто глинистыми известняками. Пласты В3 и В4 рассматриваются как отдельные подсчетные объекты.
Пласт В3
В разрезе пласта выделено 2-4 проницаемых прослоя толщиной 0,4 – 2,8 м, эффективная нефтенасыщенная толщина - 0,4 - 5,6 м. Промышленные притоки нефти получены в 57и скважинах, в том числе в 44х совместно с пластом В4.
Размеры залежи пласта В3 в пределах ВНК минус 856 м - 3,6 х 3,5 км, высота - 59,5 м.
Доля нефтяной зоны от общего объема залежи составляет 96 %.
В районе скважины 36 (на востоке месторождения) выделена самостоятельная малоамплитудная залежь, ограниченная ВНК минус 856 м. Размеры - 0,6 х 0,45 км, эффективная нефтенасыщенная толщина 3,7м.
Пласт В4
В разрезе пласта выделено 1, реже 2 проницаемых прослоя толщиной 0,4-2,0 м, эффективная нефтенасыщенная толщина 0,4 - 1,8 м. Промышленные притоки нефти получены из 44х скважин совместно с пластом В3.
Размеры залежи в границах пласта В4 в пределах ВНК минус 856 м - 3,6 х 3,3 км, высота - 50,7 м.
Нефтяная зона составляет 98 % от общей площади залежи.
Башкирский ярус.
Промышленно-нефтеносными на Быркинском месторождении являются пласты Бш1, Бш2, Бш3, Бш4. К пластам Бш приурочена единая залежь нефти пластово-массивного типа с ВНК на абс. отметке –872 м. Водонефтяной контакт принят по данным опробования скважин 34, 153, 301, 311, 317, 394, 399, 599 (Бш4), 570 (П. 1.4.).
Коллекторами служат пористо-кавернозные известняки, залегающие в верхней части яруса. Коллекторские свойства пластов ухудшаются сверху вниз, т. е. от Бш1 к Бш4. Разделы между пластами - от 1,2 до 4,0 м. Промышленные притоки нефти дебитом от 0,9 до 22,7 т/сут получены в 56-и скважинах, в основном при опробовании совместным фильтром Бш1, Бш2 и Бш3.
Проявление процессов карстообразования в пределах Быркинской структуры подтверждается наличием конгломератобрекчий, а также многочисленных зон поглощения при бурении скважин.
Общий подъем территории Пермского Прикамья в конце турнейского века и регрессия, то есть отступление морского бассейна на юго-восток, привели к осушению значительной части территории за пределами впадин Камско-Кинельской системы, затем последовал предвизейский перерыв в осадконакоплении.
В результате подъема территории рифогенные массивы оказались выше уровня моря. Предвизейским размывом была уничтожена верхняя часть накопившихся ранее отложений. Турнейские известняки под воздействием атмосферных осадков и подземных вод были подвергнуты денудации, то есть разрушению, размыву, закарстовыванию.
Преобладающая роль эрозионно-карстовых процессов при денудации рифогенных карбонатов в районах юго-восточного борта ККСВ отмечается по результатам бурения и сейсморазведки на месторождениях Сосновского выступа (Сосновское, Стретинское), Дубовогорской террасы (Дубовогор-ское, Степановское), Аптугайском, Злодаревском, Кудрявцевском месторождениях.
В результате сейсморазведочных работ на площадях, примыкающих к Быркинскому месторождению выявлен ряд перспективных поднятий и отмечено широкое проявление эрозионно-карстовых процессов, интерпретируемых по волновой картине сейсмозаписи.
Карст на рифе имеет свои особенности и определяется как комплекс форм рельефа на поверхности рифов и полостей внутри рифовых тел .
На поверхности рифов преобладают отрицательные формы карста в виде колодцев, воронок, долин.
В теле приподнятых над уровнем моря рифов формируются многочисленные карстовые полости, туннели, соединяющие карстовые воронки. Причем процесс возникновения карстовых полостей продолжается и после перекрытия карстующихся толщ вышележащими отложениями, которые могут быть и водонепроницаемыми.
Принятая для пересчета запасов геологическая модель Быркинского месторождения в полной мере основана на существующих представлениях и закономерностях геологического развития территории.
Активизация тектонической деятельности в конце турнейского и начале визейского века привела к подъему территории и смене карбонатного осадконакопления терригенным. Происходит процесс компенсации Камско-Кинельской впадины и ее бортовых зон терригенными осадками радаевского, бобриковского и тульского возраста. К концу бобриковского и тульского времени произошло нивелирование неровностей эрозионного турнейского рельефа, облекание рифогенной структуры и формирование структурной ловушки.
На Быркинском месторождении на основе детальной корреляции и палеотектонического анализа уточнено представление о строении структурных поверхностей нижнекаменноугольных отложений.
Было установлено сложное строение эрозионной поверхности турнейских карбонатов, которое отразилось на строении ловушек в вышележащих визейских терригенных отложениях.
По турнейскому структурному плану в западной части свода в районе скважин 469, 492, 519 картируется поверхность, расчлененная пониженными участками. Характерная форма понижений в виде воронок диаметром 200 - 300 м, значительная глубина от 30 до 80 м, а также данные ГИС и керна позволяют считать этот рельеф результатом проявления эрозионно-карстовых процессов на поверхности рифа. На палеопрофиле и структурной карте пласта то отмечаются повышенные участки, так называемые останцы древнего турнейского рельефа, которые не уничтожены эрозией.
Сочетание карстовых воронок и останцов явилось причиной неравномерного распределения по площади Быркинского поднятия радаевских терригенных отложений и привело к образованию их сложной структурной поверхности.
Радаевские отложения (продуктивный пласт Мл) заполнили карстовые воронки и частично снивелировали пониженные участки эрозионной турнейской поверхности западной части поднятия. На востоке, на повышенных участках турнейского останца, радаевские отложения отсутствуют.
Полная компенсация всех неровностей и нивелирование эрозионно-карстового рельефа произошла в конце бобриковского цикла осадконакоп-ления, что отражается на структурной поверхности кровли пласта Бб1.
Дальнейшее формирование структуры носит унаследованный характер с незначительным выполаживанием вверх по разрезу структурных планов по кровле среднекаменноугольных и пермских отложений.
Структурные построения выполнены по результатам сейсморазведочных работ и данным глубокого бурения.
По кровле девонских терригенных отложений Быркинской структуре соответствует моноклинальный склон, осложненный положительной фор-мой типа структурного носа с осью, северо-западного простирания, с раз-мерами по изогипсе – 1820 м -1.8 х 4.0 км, амплитуда –16.5 м. Угол падения восточного более выраженного условного крыла –3 * 24.
По кровле тульского маркирующего горизонта структура имеет форму купола, юго-восточное крыло которого осложнено небольшим ответвлением в виде структурного выступа. В пределах замкнутой изогипсы –1240 м размеры поднятия 3. 7х 6. 7 км, амплитуда 117.6 м. Угол наклона восточного крыла до 8*30, западного – до 6*12.
По кровле верейского маркирующего горизонта поднятие унаследует куполовидную форму и структурное юго-восточное ответвление. Размеры поднятия в пределах замкнутой изогипсы – 830 составляют 4х 6 км, амплитуда 64.0 м. Углы падения восточного крыла 4*54, западного- 3* 36.
Таким образом, в основу создания геологической модели Быркинского месторождения положены следующие структурно-фациальные особенности его формирования:
1) Поднятие расположено в пределах структурно-фациальных границ внутренней прибортовой зоны Камско-Кинельской системы впадин.
2) В генетическом отношении поднятие относится к тектоно-седиментационным, так как сформировалось как структура облекания верхнедевонско-турнейского рифа.
3) Поднятие не прослеживается под органогенно-карбонатными отложениями, то есть относится к бескорневому или наложенному морфологическому типу.
4) Структурный план кровли турнейских рифогенных отложений имеет сложное строение, обусловленное проявлением эрозионно-карстовых процессов на поверхности и внутри рифовых тел (карстовые воронки, останцы турнейского палеорельефа) в результате вздымания территории и предвизейского перерыва в осадконакоплении.
5) Терригенное осадконакопление снивелировало турнейский эрозионный рельеф в конце бобриковского времени. По кровле радаевских отложений отсутствие пласта Мл на юго-востоке поднятия приурочено к повышенным участкам – останцам рифа.
1.4 Нефтегазоносность
Быркинское месторождение расположено в пределах зоны нефтегазонакопления юго-восточного борта Камско-Кинельской впадины в Куединском нефтегазоносном районе.
В разрезе месторождения установлена промышленная нефтеносность следующих нефтегазоносных комплексов: среднекаменноугольного карбонатного (пласты КВ1, В3, В4 московского яруса; пласты Бш1, Бш2, Бш3, Бш4 башкирского яруса); визейского терригенного (пласты Тл2б1, Тл2б2 – тульского, Бб1, Бб2 – бобриковского и Мл – радаевского горизонта), верх-недевонско-турнейского карбонатного (пласты Т0, Т1 турнейского яруса), девонского терригенного (пласты Д1 – франского, Д2 - живетского ярусов). Всего в разрезе выделено 16 продуктивных пластов.
Детальная корреляция разреза проведена в пределах стратиграфических границ на основе анализа промыслово-геофизических материалов, палеотектонических построений, с учетом данных исследований керна и результатов испытаний.
Водонефтяные контакты (ВНК) по залежам с карбонатными коллекторами принимались на основании результатов опробования - на отметках нижних отверстий перфорации, с учетом проницаемых прослоев, давших при опробовании нефть; по залежам с терригенными коллекторами - на основании данных ГИС и результатов опробования.
При определении эффективных нефтенасыщенных толщин в каждой скважине по пластам с терригенными коллекторами во внимание принималось не принятое значение ВНК, а данные определения характера насыщения по ГИС в конкретной скважине.
Среднекаменноугольный карбонатный нефтегазоносный комплекс
Московский ярус
Каширский и верейский горизонты
Пласт КВ1
Залежь приурочена к пласту, залегающему в кровле верейского и подошве каширского горизонта. В разрезе пласта выделено 2, реже 1 или 4 проницаемых прослоя толщиной от 0,4 до 2,8 м. Нефтенасыщенные прослои выделены по данным ГИС. В колонне пласт опробован в 3х скважинах: 36, 310 и 373, притоки составили 0,9-6,68 т/с.
Нижняя граница получения чистой нефти соответствует абс. отметке минус 806,2 м, что подтверждает наличие ВНК на отметке минус 806 м.
Залежь пластовая, сводовая, размеры в границах ВНК - 3,6 х 3,4 км, высота - 51,1 м. Водонефтяная зона составляет 4,3 % от всего объема залежи. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,0 до 5,2м, средневзвешенная – 3,5 м.
В районе скважины 36 (на востоке площади) выделена небольшая самостоятельная залежь оконтуренная ВНК минус 806 м, размерами 0,35 х 0,2 км. Высота залежи – 6,6 м, эффективная нефтенасыщенная толщина – 1,7 м.
Для геометризации залежи и построения подсчетного плана использована структурная карта по кровле верейского горизонта, составленная по данным глубокого бурения и сейсморазведочных работ по I отражающему горизонту, охватывающих северо-восточные окраины структуры (П. 4.4) /70/.
К верейским известково-доломитовым отложениям приурочена пластовая сводовая залежь (пласты В3 и В4).
Пласты по данным ГИС разобщены перемычкой мощностью 3-5 м, представленной плотными, часто глинистыми известняками. Пласты В3 и В4 рассматриваются как отдельные подсчетные объекты.
Пласт В3
В разрезе пласта выделено 2-4 проницаемых прослоя толщиной 0,4 – 2,8 м, эффективная нефтенасыщенная толщина - 0,4 - 5,6 м. Промышленные притоки нефти получены в 57и скважинах, в том числе в 44х совместно с пластом В4.
Размеры залежи пласта В3 в пределах ВНК минус 856 м - 3,6 х 3,5 км, высота - 59,5 м.
Доля нефтяной зоны от общего объема залежи составляет 96 %.
В районе скважины 36 (на востоке месторождения) выделена самостоятельная малоамплитудная залежь, ограниченная ВНК минус 856 м. Размеры - 0,6 х 0,45 км, эффективная нефтенасыщенная толщина 3,7м.
Пласт В4
В разрезе пласта выделено 1, реже 2 проницаемых прослоя толщиной 0,4-2,0 м, эффективная нефтенасыщенная толщина 0,4 - 1,8 м. Промышленные притоки нефти получены из 44х скважин совместно с пластом В3.
Размеры залежи в границах пласта В4 в пределах ВНК минус 856 м - 3,6 х 3,3 км, высота - 50,7 м.
Нефтяная зона составляет 98 % от общей площади залежи.
Башкирский ярус.
Промышленно-нефтеносными на Быркинском месторождении являются пласты Бш1, Бш2, Бш3, Бш4. К пластам Бш приурочена единая залежь нефти пластово-массивного типа с ВНК на абс. отметке –872 м. Водонефтяной контакт принят по данным опробования скважин 34, 153, 301, 311, 317, 394, 399, 599 (Бш4), 570 (П. 1.4.).
Коллекторами служат пористо-кавернозные известняки, залегающие в верхней части яруса. Коллекторские свойства пластов ухудшаются сверху вниз, т. е. от Бш1 к Бш4. Разделы между пластами - от 1,2 до 4,0 м. Промышленные притоки нефти дебитом от 0,9 до 22,7 т/сут получены в 56-и скважинах, в основном при опробовании совместным фильтром Бш1, Бш2 и Бш3.
