Введение

Тема дипломного проекта актуальна, так как на месторождениях юга – Пермского края добыча нефти осложнена большими осложнениями АСПО, ВВЭ, солей, механическими примесями. В процессе эксплуатации скважин асфальто– смоло– парафинистые образования (АСПО) отлагаются на штангах, стенках насосных компрессорных труб (НКТ),эксплуатационной колоне, тем самым уменьшая внутреннее сечение в НКТ.

При значительных отложениях парафина на глубинно – насосном оборудовании (ГНО) увеличиваются нагрузки на насосные штанги, головку балансира станка– качалки (СК), от чего нередко происходит выход из строя ГНО и обрыв штанг, а это в свою очередь приводит к преждевременным ремонтам скважин.

Парафин может отлагаться на клапанах или газовых якорях в зависимости от геолого – физических характеристик пласта и свойств добываемого флюида.

Основными причинами выпадения АСПО из нефти, являются низкая пластовая температура, большой газовый фактор и низкое пластовое давление. При подъеме жидкости по стволу скважины происходит снижение температуры, а присутствие газа ускоряет процесс снижения температуры, что приводит к отложению АСПО на ГНО и стенках ствола скважин. Наиболее часто в таких скважинах начинается отложения АСПО уже на глубине от 700 до 900 метров до устья скважины.

Отложения АСПО легче предотвратить, чем тратить деньги на дорогостоящие текущие ремонты скважин, промывки. Поэтому в крупных масштабах в ООО «ЛУКОЙЛ–ПЕРМЬ» внедряют на скважины дополнительное оборудование для предотвращения образования АСПО.

1 Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

Павловское месторождение нефти и газа в административном отношении расположено в Чернушинском районе Пермской области, в 170 км южнее областного центра г. Перми.

Районный центр – г. Чернушка находится в 14 км западнее месторождения. Павловское месторождение связано с районным центром асфальтированной дорогой. Связь с Пермью осуществляется автотранспортом по автостраде «Чернушка–Оса–Пермь», а также по железной дороге от ст. Чернушка Горьковской железной дороги.

Месторождение находится в нефтяном районе вблизи Таныпского (0,5 км) и Чернушинского месторождений (1,5 км).

На месторождении построен полный комплекс сооружений по сбору, транспорту, подготовке нефти, попутного и свободного газа. Сбор и транспорт нефти и газа на месторождении осуществляется по групповой герметизированной схеме, предусматривающей подачу продукции на групповые замерные

установки – ГЗУ. С ГЗУ газонефтяная смесь поступает на сепарационные установки, где происходит I ступень сепарации нефти. С сепарационных установок нефть поступает на УППН «Павловка», где происходит комплексная подготовка нефти. Подготовленная до товарной кондиции нефть поступает по нефтепроводу «Павловка–Чернушканефть» на НПС «Чернушка». С нефтеперекачивающей станции нефть подается на Салаватский НПЗ по магистральному нефтепроводу «Чернушка – Колтасы».

Попутный газ поступает по существующим на территории месторождения коммуникациям на Павловскую ГКС, откуда подается по газопроводам «Павловка–Чернушка» и «Чернушка–Пермь» на Пермский ГПЗ.

Рисунок 1 –Выкопировка из обзорной карты Пермского края

Свободный газ от скважин по газопроводам высокого давления сначала поступает на газосборный пункт, затем подается на Павловскую ГКС, где очищается на установке сероочистки. Бессернистый газ подается по газопроводу «Павловка – Чернушка» на коммунально–бытовые нужды г. Чернушка.

Снабжение электроэнергией скважин и населенных пунктов происходит от государственной высоковольтной линии электропередач.

В орографическом отношении район работ расположен в южной части Тулвинской возвышенности. Наиболее высокие отметки рельефа от 240 до 260 м, наименьшие от 120 до 140 м в русле реки. Район изрезан многочисленными сухими оврагами. Густота овражно–балочной сети от 0,02 от 0,04 км на 1 кв.км, суммарная расчлененность рельефа от 0,1 до 0,14 км на 1 кв.км, крутизна склонов от 5до 10 градусов. Амплитуда новейших тектонических движений +250+200 м.

Гидрографическая сеть в районе развита слабо. Площадь Павловского месторождения приурочена к водоразделу рек Тюй и Быстрый Танып, протекающих в меридиональном направлении одна западнее, другая восточнее месторождения. На площади много малых рек: Козьмяш, Атняшка – левые притоки Таныпа; Трунок, Бизяр – правые притоки реки Тюй. Все реки мелководны и несудоходны.

Хозяйственно–питьевое водоснабжение объектов Павловского месторождения и населенных пунктов, находящихся на территории месторождения, производится от существующей системы фильтровально–насосной станции на р.Б.Танып. Производственное водоснабжение объектов месторождения, а также подача воды на бурение эксплуатационных и нагнетательных скважин осуществляется по системе производственных водоводов существующего магистрального водовода Чернушка–Павлово.

Большая часть площади покрыта смешанными пихтово–еловыми лесами с липой, кленом, березой и осиной. Долины рек покрыты мелким кустарником, нередко заболочены.

Территория месторождения относится к зоне умеренно–континентального климата, средняя годовая температураплюс 1,4С. Максимальная температура в июле плюс 37С, минимальная в январе минус 45С. Осадки в летнее время носят большей частью ливневый характер, нередко сопровождаются грозами, иногда градом. Устойчивый снежный покров образуется в ноябре и сходит в апреле. Высота снежного покрова достигает от 65 до 75 см. Максимальная глубина промерзания почвы 126 см. Преобладающее направление ветров – южное – юго–западное.

Основными полезными ископаемыми являются нефть и газ. Из других можно отметить глины, галечник, медистые песчаники, которые находят лишь местное применение.

1.2 Литолого–стратиграфическая характеристика

Геологический разрез месторождения вскрыт от четвертичных отложений до верхнего рифея. Максимальная вскрытая глубина скважины–2243 м.

Верхнепротерозойская подгруппа. Верхний рифей

Отложения верхнего рифея на Павловском месторождения вскрыты разведочными скважинами. Литологически толща представлена зеленовато–серыми песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Вскрытая толщина 70 м.

Палеозойская группа. Вендский комплекс

Он сложен зеленовато–серой толщей алевролитов и песчаников с подчинёнными прослоями аргиллитов. Толщина от 63 до 68 м.

Девонская система. Средний отдел. Живетский ярус

Сложен буровато–серой толщей терригенных пород: алевролитов, аргиллитов, песчаников. Толщина от 7 до 12 м.

Верхний отдел. Франский ярус

В нижнефранском подъярусе выделяются: пашийский горизонт, сложенный чередующимися между собой песчаниками, алевролитами и аргиллитами толщиной от 7 до 12 м и кыновский, представленный двумя пачками: нижней – терригенной и верхней – карбонатно – терригенной. Толщина от 14 до18 м.

Саргаевский горизонт сложен серыми и коричневато – серыми известняками и доломитами. Толщина от 6 до 9 м.

Семилувский горизонт сложен карбонатными отложениями. Толщина от 21 до28 м.

Верхнефранский подъярус

Отложения представлены серыми и светло – серыми известняками и доломитами. Толщина от 127 до167 м.

Фаменский ярус сложен серыми и светло – серыми известняками и доломитами с прослоями аргиллита. Толщина от 338 до361 м.

Каменноугольная система. Нижний отдел. Турнейский ярус

Сложен известняками светло – серыми, тёмно – серыми, глинистыми прослоями, неравномерно нефтенасыщенными. В турнейском ярусе, от 4 до5 м от кровли, выделяется нефтяной пласт. Толщина от 79,5 до82 м.

Визейский ярус. Малиновский надгоризонт.

Сложен алевролитами и аргиллитами с прослоями углистых сланцев, каменных углей и песчаников. Толщина от 1,5 до14 м.

Яснополянский надгоризонт. Бобриковский горизонт

Сложен алевролитами и аргиллитами с подчинёнными прослоями песчаников. В пределах горизонта выделяется два нефтяных пласта (Бб1, Бб2). Толщина от 28 до49 м.

Тульский горизонт литологически расчленён на две пачки: нижнюю – терригенную и верхнюю – карбонатно – терригенную. В терригенной пачке выделяется нефтяной пласт (Тл2). Толщина от 41,5 до54 м.

Окский + серпуховский надгоризонт

Отложения представлены доломитами с подчинёнными прослоями известняков, с включениями и прослоями ангидритов и маломощных глин. Толщина от 219 до269 м.

Намюрский ярус литологически сложен известняками с прослоями доломитов. Толщина от 26 до 43 м.

Средний отдел. Башкирский ярус

Представлен светло – серыми известняками с включениями и прослоями доломита и кремния. Отмечается присутствие конгломерато – брекчии. В верхней части башкирского яруса выделяется нефтяной пласт ( Бш ). Толщина от 53 до

77 м.

Московский ярус. Верейский горизонт

Сложен известняками с подчиненными прослоями мергелей и доломитов. В подошвенной части горизонта выделяется газонефтяной пласт ( В3,4 ). Толщина 54 м.

Каширский горизонт сложен известняками и доломитами с прослоями мергеля и аргиллита. Толщина от 47 до60 м.

Подольский горизонт представлен известняками с прослоями доломита и аргиллита. Толщина от 99 до112 м.

Мячковский горизонт сложен известняками и доломитами. Толщина от 87 до96 м.

Верхний отдел представлен доломитами с подчинёнными прослоями известняка. Толщина от 131 до168 м.

Пермская система. Нижний отдел. Ассельский + сакмарский ярусы. Отложения представлены доломитами и известняками. Толщина от 160 до209 м.

Артинский ярус представлен толщей известняков и доломитов с включениями гипса и ангидрита. Толщина от 130 до154 м.

Кунгурский ярус. Филипповский горизонт

Сложен чистыми доломитами и известняками, с прослоями и включениями гипса и мергеля. Пористые и кавернозные разности иногда насыщены нефтью или битумом. Толщина от 35 до69 м.

Верхний отдел. Уфимский ярус. Соликамский горизонт

Сложен чередованием доломитов, известняков, мергелей и песчаников. Толщина от 71 до89 м.

Шешминский горизонт представлен загипсованной толщей неравномерно чередующихся глин, алевролитов и песчаников. Толщина 52 м.

Четвертичные отложения сложены суглинками, бурыми и серыми песчаниками, глинами и супесью коричневато – серой с мелкой галькой уральских пород. Толщина 20 м.