ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 16.03.2024
Просмотров: 53
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Толщина 153-167 м.
Серпуховский ярус представлен доломитами и доломитизированными известняками. В нижней части доломиты темно-серые до черных, темно-коричневые, тонкокристаллические, плотные, крепкие, неравномерно каверзно-пористые, сульфатизированные, со стилолитовыми швами, заполненные глинистым материалом.
В верхней части доломиты светло-серые, желтовато-серые, кристаллические, сахаровидные, пористые, с редкими прослоями доломитизированных известняков, местами сульфатизированные. Встречаются кусочки гипса белого, прозрачного.
Толщина 155-168 м.
Средний отдел каменноугольной системы представлен башкирским и московским ярусами.
Башкирский ярус представлен известняками и доломитами.
Известняки желтовато-серые, светло-серые с коричневатым оттенком, кристаллические, плотные, крепкие, реже окремнелые.
Доломиты серые, желтовато-серые, кристаллические, плотные, крепкие местами каверзно-пористые, с включениями ангидрита голубовато-серого. Встречены фораминиферы.
Толщина 82-89 м.
Московский ярус подразделяется на два подъяруса: нижний и верхний.
Нижнемосковский подъярус представлен отложениями верейского и каширского горизонтов.
Верейский горизонт сложен известняками с прослойками аргиллитов, доломитов, мергелей.
Известняки серые, темно-серые, желтовато-серые, кристаллические, местами органогенно-обломочные, плотные, крепкие, участками слабо пористые, глинистые со стилолитовыми швами, заполненными глинистым материалом, реже окремнелые.
Аргиллиты темно-серые с зеленоватым оттенком, плотные, слоистые, слабо известковистые.
Мергели темно-серые зеленовато-серые, кристаллические, плотные, крепкие.
Доломиты серые, темно-серые, плотные, крепкие, тонкокристаллические, трещиноватые, слабо кавернозные, глинистые. Встречены фораминиферы.
Толщина 56-59 м.
Каширский горизонт представлен переслаиванием доломитов и известняков с прослоями мергелей и аргиллитов.
Известняки серые, темно-серые, желтовато-серые, кристаллические, участками органогенно-обломочные, плотные, крепкие, прослоями глинистые, участками пористые с включениями кремния, со стилолитовыми швами, местами трещиноватые с включением гипса белого и ангидрита голубовато-серого.
Доломиты серые, темно-серые, кристаллические, плотные, крепкие, сильно глинистые с включениями кремния, со стилолитовыми швами.
Толщина 68-80 м.
Верхнемосковский подъярус представлен отложениями подольского и мячковского горизонтов.
Подольский горизонт представлен преимущественно известняками с прослоями доломитов.
Известняки светло-серые, серые, темно-серые, кристаллические, участками пелитоморфные, плотные, крепкие, местами сульфатизированные, окремнелые.
Доломиты светло-серые, серые, пелитоморфные, плотные, крепкие, участками сульфатизированные.
Толщина 71-86 м.
Мячковский горизонт литологически представлен в разрезах большинства скважин доломитами и известняками.
Доломиты серые, светло-серые, тонкокристаллические до пелитоморфных, сульфатизированные, плотные, крепкие, участками органогенно-обломочные, слабо пористые, местами слабо глинистые.
Известняки серые, темно-серые, кристаллические, тонкокристаллические до пелитоморфных, прослоями органогенные, слабо пористые, доломитизированные.
Толщина 71-86 м.
Отложения верхнего отдела каменноугольной системы представлены известняками, иногда доломитами и доломитизированными известняками.
Известняки серые, темно-серые, кристаллические, тонкокристаллические до пелитоморфных, прослоями органогенные и слабо неравномерно каверзно-пористые, доломитизированные, сульфатизированные, с линзовидным включениями кремния, ангидрита голубовато-серого.
Доломиты серые, кристаллические, плотные, крепкие, участками окремнелые, сульфатизированные, с прослойками аргиллитов темно-серых, плотных, с отпечатками раковин.
Толщина 165-188 м.
Пермские отложения представлены нижним отделом в составе кунгурского, артинского и ассельского+ сакмарского ярусов.
Ассельский + сакмарский ярус представлен переслаиванием известняков и доломитов.
Известняки серые, кристаллические, органогенные, плотные, крепкие, участками кавернозно-пористые, сульфатизированные, глинистые (меловые), со стилолитовыми швами, заполненными черным глинистым материалом с включениями кристаллов кальцита белого, кремня, гипса белого, самородной серы.
Доломиты серые, желтовато-серые, темно-серые, кристаллические, плотные, крепкие, участками сульфатизированные. Встречены фораминиферы.
Толщина 176-213 м.
Артинский ярус сложен известняками светло-серыми, мелкозернистыми, тонкоплитчатыми, глинистым. В нижней части разреза залегают известняки серые, органогенно-обломочные, плитчатые, глинистые, сильно окремнелые.
Толщина 264-296 м.
Кунгурский ярус сложен доломитами с прослоями известняков.
Доломиты белые, мучнистые. Известняки доломитизированные, кремовато-серые, оолитовые и глинистые.
Толщина 28-114 м.
Отложения четвертичной системы в пределах площади имеют повсеместное распространение и залегают по размытой поверхности нижнепермских пород. Представлены они эллювиально-делювиальными и аллювиальными отложениями.
Делювиально-аллювиальные отложения представлены бурыми с оранжевым оттенком суглинками, с включениями мелкой щебенки известняков и доломитов. Аллювиальные отложения (древний аллювий) представлены в виде чередования коричневато-бурых суглинков, галечников и темных глин.
Толщина четвертичной отложений 0-24 м.
В региональном тектоническом плане Сухоязское месторождение расположено на восточном склоне Восточно-Европейской платформы, в зоне сочленения Башкирского свода и Бымско -Кунгурской впадины.
Поверхность кристаллического фундамента, залегающего на больших глубинах, на Сухоязском и близлежащих месторождениях глубокими поисково-разведочными скважинами не вскрыта. Глубинное строение кристаллического дорифейского основания в пределах Башкортостана изучено с помощью геофизических методов разведки.
На Сухоязском месторождение промышленно нефтеносными числились отложения пластом CIV, CIV-V, CV-VI0, CVI0 тульского горизонта и пласты CVI.1, CVI.2+3 бобриковско-радаевского горизонта.
1.3 Физико-химические свойства нефти, газа и воды
В пласте CIV тульского горизонта были отобраны 2 пробы пластовой нефти из скв.213КНГ (Ташлинский участок). Плотность нефти при пластовом давлении составляет 0.861 г/см3, вязкость 11,28 мПа·с, объемный коэффициент 1,034, газосодержание 15,85 м/т3. На момент составления технологической схемы была отобрана одна проба нефти из скв.213КНГ при давлении 17,5 МПа и имела плотность 858 кг/м3, вязкость 12,1 мПа·с. Газосодержание пластовой нефти 20,1 м3/т.
Нефть пласта CIV изучены по трем поверхностям пробам из двух скважин (Ташлинский участок). Она характеризуется как нефти средней плотности (от 0,869 до 0,880 г/см3) и вязкости (от 14,76 до 17,01 мм2/с).
В пласте CV тульского горизонта были отобраны 2 пластовой пробы нефти из скв.18(Ташлинский участок) и 218КНГ (Меламедовский участок). Плотность нефти при пластовом давлении в этих скважинах изменяется от 0,865 до 0,885 г/см3, вязкость от 11,01 до 27,2 мПа·с, объемный коэффициент от 1,025 до 1,050, газосодержание от 9,5 до 21,05 м3
/т.
Ранее была отобрана одна совместная пробы нефти для пластов CV и CVI0.Плотность нефти при пластовом давлении была равна 0,875 г/см3, вязкость 11,1 мПа·с, газосодержание 24,1 м3/т.
По поверхностным пробам нефти пласта CV на всех участках(структурах) месторождения относятся к категории средней плотности и вязкости, исключением является нефть Меламедоского участка, где нефти высоковязкие (41,69 мПа·с) и тяжелые (0,895 г/см3).
Пластовые нефти пласта CVI0 тульского горизонта охарактеризованы 3 пробами, которые были отобраны из скв.21 и 22 (Ново-Исайская структура) и скв.403КРЫ (Янтарная структура).
По скважинам Ново-Исайской структуры в среднем плотность нефти при пластовом давлении составляет 0,876г/см3, вязкость 17,73 мПа·с, объемный коэффициент от 1,030, газосодержание 10,65м3/т. По пробе из скв.404КРЫ (Янтарная структура) плотность нефти при пластовом давлении составляет 0,854 г/см3, вязкость 9,05 мПа·с объемный коэффициент от 1,055, газосодержание 20,80 м3/т.
На момент составления технологической схемы нефть была отобрана из скв.204КНГ при пластовом давлении и имела плотность 0,873 г/см3, вязкость 14,84 мПа·с. Газосодержание пластовой нефти 7,3 м3/т.
На всех участках (структурах) месторождения нефти пласта CVI0 тяжелые и высоковязкие, кроме залежи Янтарной структуры, где нефть средней плотности (0,873 г/см3) и вязкости (13,43 мПа·с).
Тяжелые и высоковязкие нефти пласта CV1.3 на Ташлинском и Меламедовском участках, а на Янтарной структуре нефть средней плотности и вязкости.
На пластах CIV0 (тульского горизонта), CV1.2, CV1.3 (бобриковского горизонта) и CVII(Слп) (косьвинского горизонта) глубинные пробы не отбирались. По пласту СV1.1 была отобрана 1 проба совместно с пластом CVI0.
В залежах этих пластов параметры для расчета принимались по аналогии с другими залежами, находящимися в сходных геологических условиях или же по поверхностным пробам.
В целом же сопоставление результатов исследований проб показывает, что нефти разных участков различаются по свойствам в зависимости от приуроченности к структуре.
Нефти Табаскинского, Меламедовского участков и Ново-Исайской структуры тяжелые и высоковязкие. Нефти Ташлинского участка, Ново-Седяшской и янтарной структуры относятся к категории средней плотности и вязкости.
В составе нефтяного газа сероводород отсутствует. Все исследованные газы, растворенные в нефтях, имеют плотность больше единицы от 1,316 (Меламедовский участок) до 1,619 кг/м3 (Табаскинский участок). Отмечается высокое содержание метана (35,53%моль) по пласту CV Меламедовского участка.
1.4Динамика основных показателей разработки месторождения
На момент 01.01.2019 на Сухоятском месторождении пробурено 23 скважины добывающего фонда: скв. 1-8, 10, 50, 51, 52, 197КНГ, 204КНГ, 205КНГ, 210КНГ, 213КНГ – 215КНГ, 217КНГ, 218КНГ, 226КНГ, 234КНГ.
Поисково-разведочные скв. 197КНГ, 205КНГ и 215КНГ, ликвидированы, как выполнившие свое производственное назначение.
Всего на Сухоятском месторождении пробурено 53 скважин; из них 14 поисково-разведочных, 4 глубоких структурно-поисковых, 35 эксплуатационных.
В таблице 1 приведены показатели разработки Сухоятского месторождения за 2016-2018 года.
Таблица 1 – Показатели разработки Сухоязского месторождения
| Параметры | 2016 | 2017 | 2018 |
| Накопленная добыча нефти, тыс.т | 198,55 | 216,62 | 234,47 |
| Накопленная добыча жидкости, тыс.т | 215,73 | 235,53 | 255,05 |
| Накопленная закачка воды, тыс.м | 118,94 | 159,72 | 198,72 |
| Добыча нефти, тыс.т | 17,67 | 18,07 | 17,85 |
| Добыча жидкости, тыс.т | 20,19 | 19,79 | 19,52 |
| Обводнённость,% | 8,88 | 24,54 | 20,96 |
| Закачка воды, тыс.м | 32,02 | 40,76 | 39,00 |
2 Расчетно-технический раздел
2.1 Технология проведения работ
2.1.1 Технология добычи нефти УЭЦН
Установки ЭЦН выпускают для эксплуатации высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных скважин с дебитом 20-1000 м3/сут и высотой подъема жидкости 500-2000 м.
В области больших подач (свыше 80 м3/сут) УЭЦН имеют самый высокий КПД среди всех механизированных способов добычи нефти. В интервале подач от 50 до 300 м3/сут КПД УЭЦН превышает 40 %, но в области небольших подач КПД УЭЦН резко падает. Также установки ЭЦН меньше подвержены влиянию кривизны ствола скважины.
2.1.2 Осложнения, возникающие при эксплуатации УЭЦН
Осложнения при эксплуатации УЭЦН:
-АСПО
-Коррозия оборудования
-Солеотложения
-Механические примеси
-Искревление скважины
