Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

• 1. Геологическая часть
• 1.1 Общие сведения о месторождении
• 1.2 Стратиграфия
• 1.3 Тектоника
• 1.4 Нефтегазоносность
• 1.5 Коллекторские свойства продуктивных объектов
• 1.6 Запасы нефти, газа и конденсата
• 2. Технико-технологическая часть
• 2.1 Конструкция скважины
• 3. Профиль ствола скважины
• 4. Буровые растворы
• 5. Углубление скважины
• 6. Крепление скважин
• 6.1 Расчет обсадных колонн
• 6.2 Выбор обсадных труб
• 7. Испытание скважин
• 8. Дефектоскопия и опрессовка
• 9. Строительные и монтажные работы
• 10. Продолжительность строительства скважины
• 11. Охрана труда и техника безопасности
• 11.1 Механизация и автоматизация технологических процессов, средств контроля и дипетчеризации
• 11.2 Техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная техника
• 11.3 Список нормативно-справочных и инструктивно-методических материалов используемых при принятии проектных решений и строительстве скважины
• 12. Специальная часть
• 13. Экономическая часть
• 13.1 Организация работ при строительстве скважин
• 14. Схема транспортировки грузов и вахт
• 15. Обоснование нормативной продолжительности цикла строительства скважины
• 15.1 Обоснование нормативной продолжительности цикла строительства скважины
• 15.2 Расчет основных технико-экономических показателей строительства скважин
• 15.3 Составление сметы на проведение буровых работ
• Заключение
• Список литературы

1. Геологическая часть

В пределах Восточно-Оренбургского свода фундамент вскрыт на глубине 4,1 км. (Землянская площадь), в Бузулукской впадине (Зайкинская, Ростогинская площади) на глубине 4,5-4,7 км. На Булатовском поднятие на глубине 5260 м (скважина № П-9 Чинаревская). Фундамент сложен породами гранитного состава. Возраст фундамента архейско-среднепротерозойский.

По данным сейсморазведки на площади проектируемых работ глубина залегания фундамента (горизонт "ф") составляет порядка 7-9 км.

Верхнепротерозойская группа - PR₂

Региональное распространение в данном районе имеют два комплекса - рифейский и вендский.

Рифейский комплекс в пределах Волго-Уральской антеклизы развит в грабенах разделяющих архейско-протерозойские массивы магмотоморфических пород фундамента. На 300-400 м отложения рифея вскрыты на Больше-Узеньской, Рожковской, Землянской площадях. Толщина комплекса по данным сейсморазведки до 1000 м.

Сложен он толщей красноцветных пород молассовидного облика с грубым чередованием КПШ гравелитов, песчаников и аргиллитов.

Вендский терригенный комплекс бурением вскрыт в пределах Восточно-Оренбургского свода. Толщина комплекса предположительно составляет 600-800 м. Отложения, трансгрессивно залегающие на фундаменте или отложениях рифея, представлены серо-цветными песчаниками и аргиллитами с подчинёнными прослоями карбонатных пород.

На Карачаганакской площади, по сейсмическим данным, толщина отложений между фундаментом и отражённым горизонтом "Пэ" достигает 2 км, что дает основание предполагать наличие в проектном разрезе не только девонских, но и более древних, в том числе и рифейско-вендских отложений.

Палеозойская группа - РZ.

Ордовикская и силурийская системы - О-S.

Отложения ордовика установлены на востоке и юге Восточно-Оренбургского свода, в пределах Соль-Илецкого свода и в прогибе, разделяющие их. Максимальная толщина отложений вскрыта скважиной № 1. Красный яр в бортовой части Соль-Илецкого свода. Скважина по ордовикским отложениям прошла 2020 м и не вскрыла их на полную мощность.

На юге и востоке Восточно-Оренбургского свода так же вскрыты силурийские отложения, максимальная толщина их составляет 40 м.

Нижнеполеозойские отложения сложены плотными песчаниками и аргиллитами серого цвета с прослоями карбонатных пород.

В разрезе Карачаганакской площади предполагается присутствие нижнепалеозойских отложений общей толщина порядка 1000 м.

Девонская система - D

Девонские отложения представлены нижним, средним и верхним отделами, которые в свою очередь расчленяются на более дробные подразделы.

Нижний отдел - D₁

На дату составления проекта лишь в одной поисковой скважине № Д-5 вскрыты отложения предположительно раннедевонского возраста. Керн из интервала 6245-6248 м представлен аргиллитами тёмно-серыми с буроватым оттенком.

Вскрытая толщина нижнедевонских отложений составляет около 30м.

Средний отдел - D₂

Среднедевонские отложения вскрыты поисковыми скважинами № Д-6 и № 15 и представлены эйфельским и живетским ярусами.

Отложения эйфельского яруса, по данным скважины Д-5 состоят из карбонатно-глинистой толщи, предположительно бийского возраста (интервал 6218-6081 м), карбонатной (интервал 5980-5955 м) толщина предположительно афонинского возраста. Мощность аргиллитовой толщи афонинского горизонта в скважине № 15 увеличивается до 59 м и представлена преимущественно аргиллитами тёмно-серыми, почти чёрными плотными, и с отдельными прослоями известняков тёмно-серыми, чёрными плотными микро - и тонкослойными. В аргиллитах и известняках наблюдаются ориентированные по напластованию обломки и раковины. В скважине № Д-5 эта толща имеет аналогичную характеристику и, скорее всего, может расцениваться как покрышка.

Отложения живетского яруса сложены тёмно-серыми, почти чёрными известняками, часто органогенными, и аргиллитами, наряду с которыми в верхней части разреза встречаются прослойки (до 5 мм) светло-серых мелкокристаллических известняков.

Комплекс конодонтов по определению Н.С. Овнотановой подтверждают живетский возраст вмещающих отложений. Толщина яруса составляет 64 м.

Верхний отдел - D₃

Верхнедевонские отложения представлены фаменским ярусом.

Нижне-среднефаменские нерасчленённые отложения со стратиграфическим перерывом перекрывают средне девонские отложения. Наиболее полно разрез нижне-среднефаменских отложений изучен в скважине № 15, где встречаются прослои серых и тёмно-серых органогенно-обломочных известняков и почти чёрных мелко кристаллических доломитов. В известняках отмечаются многочисленные однокамерные фораминиферы, обломки члеников криноидей, тонкостенные раковины острокод. Ранне-среднефаменский ярус устанавливается по комплексу однокамерных фораминифер. Максимальная толщина 368 м (скважина № 15).

Верхнефаменские отложения согласно перекрывают нижне-среднефоменские. Они вскрыты в центральной, западной и восточной частях, где преобладают кристаллические известняки. Лишь в южной части месторождения известняки имеют подчинённое значение.

Верхнефаменские отложения имеют чёткую палеонтологическую характеристику по форамиферам, частично по водорослям. Толщина верхнефаменских отложений достигает до 368 м и в краевых частях поднятия.

Каменноугольная система - С

Отложения каменноугольной системы, вскрытые на всей изученной площади, представлены нижним и средним отделами.

Нижний отдел - С₁

Нижнекаменноугольные образования представлены турнейским визейским и серпуховским ярусами.

Турнейский ярус (C₁t) представлен нижним подярусом и по литологии не отличается от верхнефаменских. Толщина колеблется от 5-79 м.

Визейский ярус (C₁v) перекрывает турнейские отложения с небольшим перерывом и определяется по редкой литологической смене водорослево-сферовых известняков органогенно-обломочными разностями или темноцветными глинисто-битуминозными доломитизированными известняками. Визейские отложения установлены в объёме окского надгоризонта (тульский, алексинский, Михайловский и виневские горизонты). Образования представлены двумя типами разрезов: мелководно-морским, толщиной от 242 м до 108 м и относительно глубоководным толщиной до 28 м.

Первый сложен известняками, серыми органогенно-детритовыми, биоморфно-детритовыми, второй известняками темно-серого цвета с прослоями чёрных известковых аргиллитов.

Мелководный тип представлен известняками биоморфно-детритовыми толщиной до 1448 м, рифовый тип - светло-серыми, преимущественно водорослями толщиной до 623 м, глубоководные - темно-серыми и серыми плитчатыми, микрослоистыми известняками и доломитами толщиной до 27 м.

Средний отдел - C₂

Среднекаменноугольные отложения представлены только башкирским ярусом (C₂b), который включает в себя только краснополянский горизонт и развиты исключительно в краевых частях структуры.

Сложены башкирские отложения мелководно-морским типом, представленным органогенно-обломочными водорослевыми известняками и глубоководным типом, разреза представленным переслаиванием известняков и доломитов серой и темно-серой окраски, содержащими глинистый материал. Толщина отложений изменяется от 9 до 55 м.

Пермская система - Р

Отложения пермского возраста в пределах месторождения залегают на каменноугольных со стратиграфическим перерывом. Пермская система сложена нижней карбонатной, средней соленосной и верхней терригенной толщами.

Нижний отдел - Р₁

Изученность этого отдела позволяет выделить в его составе ассельский, сакмарский, артинский и кунгурский ярусы.

Ассельский ярус (Р₁as) сложен тремя типами разреза. Первый - биогермными известняками. Второй - склоновый - биоморфно-детритовыми известняками. Третий - глубоководный - почти чёрными битуминозными породами. Максимальная толщина ассельских отложений биогенного типа достигает 557 м, склонового от 42 до 216 м. Глубоководные ассельско-артинские отложения общей толщиной 20-40 м на ярусы не подразделяются.

Сакмарский ярус (Р₁sk) - в рифовой фации представлены серыми водорослевыми известняками, в склоновых типах - органогенно-детритовыми и пелитоморфными известняками. Толщина первого типа от 23 до 90 м, второго от 15 до 56м.

В относительно глубоководном типе разреза сакмарские отложения выделяются условно.

Артинский ярус (Р₁art) - в рифовом и склоновом типах разреза подразделяется на 2 подъяруса: нижне - и верхнеартинский. Первый сложен из разрезов двух типов рифового (биоморфно-детритового известняка) и склонового (в основном вторичные доломиты) и достигают толщины 90 м. Второй по литологии и типу разреза сходен с первым подярусом. Толщина артинских отложений в биогенном типе разреза от 143 до 303 м, в склоновом типе от 5 до 217м.

Кунгурский ярус (Р₁knr) - в наиболее полных разрезах представлен нижней толщей карбонато-сульфатной. Серые, голубовато-серые ангидриты с прослоями доломитов, и верхней соленосной - каменная соль и соленосно-терригенными породами. Толщина первой колеблется от 1 до 300 м толщина соленосных отложений изменяется от 172 до 3028 м.

Верхний отдел - Р₃

Отложения отдела выделяются в объёме уфимского, казанского и татарского ярусов с известной условностью. Они сложены красноцветными, коричневато серыми глинами с прослоями и гнёздами соли, гипса, ангидритов. Толщина уфимского яруса меняется от 84 до 1630 м, казанского - калиновская свита от 138 до 180 м и сосновская свита - от 192 до 1118 м, татарского от 700 до 1925м.

Мезозойская группа - МZ

Триасовая система - Т

Отложения триасовой системы представлены терригенной толщей пород, дробное расчленение которой невозможно. Это красно-коричневые глины, песчаники, алевролиты. В разрезе преобладают песчаники и алевролиты. Толщина колеблется от 1068 до 2040 м. Значительные сокращения приурочены к своду (60 - 578 м).

Юрская система - J

Отложения юрской системы представлены средним и верхним отделами.

Средний отдел - J₂

Среднеюрские отложения - сложены песчаниками глинистыми и глинами со значительным содержанием растительного детрита. Толщина среднеюрских отложений меняется от 121 до 392 м.

Верхний отдел - J₃

Верхний отдел представлен породами келловей - оксфорд-кимериджского возраста, сложен глинами, алевролитами, песчаниками, глинисто-мергелевой толщей волжского яруса.

Толщина первых до 50-80 м толщина волжских отложений колеблется от 53 до 140 м.

Меловая система - К.

Отложения меловой системы выделены в объёме нижнего отдела, условно расчленённый на валанжинский-готеривский (пачка глин с прослоями мергелей), барремский (глины чёрные, грубо-слойчатые) и аптский ярус (глины тёмно-серые), неизвестковистые.

Толщина ярусов составляет от 13 до 44 м, от 24 до 80 м, до76 м.

Неогеновая система - N.

Плиоцен - N₂

Отложения плиоцена залегают на разновозрастных породах: нижнего мела, юры и триаса. Сложены они глинами зеленовато-серыми, серыми известняками с прослойками песчаников и алевролитов, общей толщиной от 20 до 125 м.

Четвертичная система - Q

Породы четвертичной системы представлены суглинками, супесями, песками с линзами галечников и прослоями глин.

Толщина глин колеблется от 8 до 20 м.

1.3 Тектоника

В тектоническом отношении Карачаганакское месторождение находится во внутренней части северной бортовой зоны Прикаспийской впадины, характеризующейся большой толщиной осадочного чехла и проявлением соляной тектоники. В районе месторождения по данным сейсмической съёмки на глубине 6-7 км выделяется выступ фундамента со сложным строением.

Месторождение связано с поднятием фундамента амплитудой около 400 м, ограниченным с севера дугообразным прогибом. С юга поднятие окаймляется двумя ветвями субширотного сброса, по которым поверхность фундамента ступенчато погружается с севера на юг. Амплитуда сбросов нарастает в западном направлении, достигая 1200 м. Сбросы древнего заложения и по кровле терригенного девона не прослеживаются. Об унаследованном характере южной ветви сброса свидетельствует крутое крыло Карачаганакского поднятия по каменноугольным и нижнепермским отложениям.

Субширотная и субмеридианальная ориентировка тектонических элементов древнего заложения находит отражение в форме локального поднятия по кровле отложений терригенного девона.

Основной карбонатный массив Карачаганакского месторождения связан с фаменско-артинским структурным этажом, образующим крупный подсолевой массив широтного простирания, ориентированный параллельно борту Прикаспийской впадины (Рис.1.3.1)

Размеры массива составляют 14.5*28 км, высота его 1600 м при общей толщине подсолевых карбонатных верхнедевонско-нижнепермских отложений до 2000 м. За пределами массива толщина этих отложений не превышает 600 м. Структурный этаж разделяется на три подэтажа: верхнедевонско-турнейский, визейско-башкирский и раннепермский, при этом каждый подэтаж характеризуется несколько отличным от других структурным планом.

Строение визейско-башкирского структурного подэтажа, по сравнению с более древними, на месторождении изучено значительно лучше. Сверху подэтаж ограничен поверхностью предпермского перерыва в осадконакоплении. Структурная поверхность отложений карбона образована при активном влиянии денудационных процессов, сопряжённых с перерывом в осадконакоплении и приведших к срезанию верхней части визейско-башкирского карбонатного массива и выравниванию его поверхности. Массив приобретает в плане форму с широкой восточной частью и сужающейся западной периклиналью. При этом плоская слабо деформированная верхняя часть поднятия круто погружается на крыльях и периклиналях с углами наклона до 40-50^o.

В пределах уплощённой сводовой части поднятия, в районе скважин 420, 933, 304, 27, 24, 223, 43, где ширина свода достигает максимальных размеров, его вершина приобретает серпообразный изогнутый в плане вид. Эта часть поднятия оконтуривается изогипсой - 4500 м и служит цоколем для нижнепермской постройки, возвышающейся над остальной частью карбонатного каменноугольного массива более чем на 100 м.

Для раннепермского структурного подэтажа характерно наращивание вершины восточной расширенной части каменноугольного основания рифовой постройкой, высота которой равна высоте всего каменноугольного карбонатного массива. По результатам поисково-разведочного бурения на западе также выделялся участок развития нижнепермских отложений с размерами 3*4 км и высотой до 100 м. В настоящее время эксплуатационными скважинами 423 и 424 вскрыты нижнепермские отложения, в результате чего восточный и западный участки соединяются полосой развития нижнепермских карбонатных отложений шириной порядка 6 км.

Кунгурско-триасовый структурный этаж, отличающийся развитием соляной тектоники, играет роль покрышки Карачаганакского месторождения. Особенности проявления соляной тектоники привели к формированию в краевых частях подсолевой структуры с запада на восток соляных гряд со сложными переходами от галогенных к терригенным отложениям. Средняя часть подсолевой структуры в плане совпадает с межкупольной мульдой, где практически полностью отсутствует соль, а сульфатная пачка кунгура последовательно перекрывается уфимскими, нижне - и верхнеказанскими отложениями по мере движения с северо-востока на юго-запад.

1.4 Нефтегазоносность

Основная нефтегазоконденсатная залежь приурочена к крупному нижнепермскому карбонатному массиву размерами 29x16 км и амплитудой около 1700 м.

Залежь массивная экранируется галогенно-терригенной покрышкой, представленной отложениями кунгурского яруса и верхней перми.

Кроме основной нефтегазоконденсатной залежи установлена продуктивность карбонатного пласта филлиповского сульфатно-карбонатного горизонта, из которого в скважине №30 получен приток газа с конденсатом дебитом 47,7 тыс. м3/сут и 47,5 тыс. м3/сут соответственно. Толщина филипповского горизонта колеблется от первых метров до 302 метров. В горизонте практически повсеместно встречаются доломитовые прослои толщиной от долей до 10м. Ловушка в горизонте пластов литологический замещённая, границы залежей в краевых частях структуры определены уровнем ГНК основной залежи. Коллекторские свойства пласта невысокие. По ГИС средние значения пористости в скважинах колеблются от 6% до 9%, достигая иногда 13%.

Небольшая нефтяная залежь выявлена в спорадически развитых в пределах межкупольной мульды низкопорово-трещиноватых коллекторах залегающих непосредственно над филипповским горизонтом. Из скважин № 112 получен приток нефти дебитом 30 м³/сут. Толщина продуктивности пласта от 2 до 20 м. Тип ловушки пластовый, литологически ограниченный.

Получение притока лёгкой нефти дебитом 72,6 м³/сут и газа 69,1 м³/сут при опробовании интервала 5670-5764 м в скважине № 15 доказана промышленная продуктивность среднедевонских отложений.

Залежь состоит из двух частей газоконденсата, приурочено к нижне-пермско-каменноугольным отложениям и нефтяной подушки в каменноугольных отложениях.

Дебиты газа составляют 40-1980 м3/сут, а конденсата 30-1354 м³/сут. Площадь газоносности равен 197,9 млн. м², при высоте залежи 1390 м. ГНК принят в среднем на абсолютной отметке - 4950 м.

Зоны развития максимальных эффективных нефтенасыщенных толщин приурочены к краевым частям залежи. Эффективные толщины колеблются от 4,2 до 189 м. В пределах нефтяного слоя выделяются два поля: юго-западное и северо-западное с различными скважинами нефти: плотность 861кг/м3 и 830кг/м3 и газосодержанием 900 м3/м3 и 520 м³/м³ соответственно. Максимальный дебит нефти 326 м³/сут получен в скважине № 27. ВНК принят на отметке минус 5150м. Пластовая газоконденсатная смесь состоит из трёх основных групп: углеводородов (87,8-91,5% об.), кислых (8,0-11,4% об.) и инертных (0,6-1,1% об.).

Плотность дебутанизированных конденсатов находится в пределах 780-800 кг/м³, на границе с ГНК плотность повышается до 814 кг/м³. Увеличение плотности конденсатов в приконтактной зоне с 785 до 810,5 кг/ м³ приводит к повышению его вязкости с 2,07x10 до 3,598x10 м²/с, повышение температуры застывания на 15°С, возрастанию содержания твёрдых парафинов с 1,76 до 3,0% масел и смол от 0,28 до 0,78% масс. Характерные особенности конденсатам придают значительные содержания серы. Из сераорганических соединений присутствуют сульфиды, дисульфиды. Из кислородосодержащих содержащих - смолы и асфальтены.

Физико-химические свойства девонской нефти изучены по одной пробе, отобранной в скважине № 15 из интервала 5647-5754 м. Плотность девонской нефти равен 803,5 кг/м³. По компонентному составу нефть малосернистая (0,30% масс) смолистая (0,89% масс.) с невысокой концентрацией асфальтенов (0,056% масс.). Содержание твердого парафина составляет 4,38% масс. Фракционный состав нефти относительно лёгкий. Растворённый в нефти газ представляет собой сложную смесь, состоящую из углеводородов и не углеводородных компонентов. Углеводородная часть представлена главным образом, метаном (74,2-78,4% масс.) и его гомологами (10,2-14,1%). Не углеводородная часть состоит из сероводорода (1,78-7,6%), двуокиси углерода (4,96-7,69%) и азота (0,44-0,89%). Суммарное соединение тяжёлых углеводородов (С) не превышает 0,49% мол.

По товарным характеристикам конденсаты и нефти месторождения содержат бензиновые, керосиновые, дизельные, масляные фракции и остатки выше 450°С. Потенциальные содержания фракций следующие: бензиновая 22,0% до 51,9% мае, легкая керосиновая от 11,6 до 15,8% мае, дизельная от 3,6 до! 0,6% масс, масляная от 12,7 до 20,5% масс, остаток выше 450°С (мазут) от 6,1 до 38,0% мае. Балансовые запасы газа 600 млрд. м³, конденсат 500 млн. т., нефти 200 млн. т.

1.5 Коллекторские свойства продуктивных объектов

Породы продуктивной толщи характеризуются постседиментационными изменениями: доломитизацией, ангидритизацией, кальцитизацией, окремнением, перекристаллизацией, выщелачиванием, трещинообразованием. Вторичные преобразования оказали значительное влияние на вещественный состав отложений, обусловили структурно-текстурные особенности карбонатных пород, привели к трансформации первичного пустотного пространства коллекторов. В породах продуктивного комплекса выделяются межформенные, внутриформенные, межзерновые поры и поры выщелачивания, форма, размеры и другие характеристики которых достаточно хорошо изучены в процессе разведки месторождения.

К поровым коллекторам отнесены породы с пористостью выше 6%. Пористость коллекторов, определённая по керну, колеблется от 7,3 до 15,4%, составляя в среднем для перми 10,6. Для газонасыщенной части карбона пористость составляет 10,4% и для нефтенасыщенной - 9,5%. Средние значения пористости для отдельных частей залежи (пермская, газовая в карбоне и нефтяная), определённые по геофизическим исследованиям скважин, составляют 8,9%, 8,6% и 8,9%.

Пористость коллекторов, определённая по керну, колеблется от 7,3 до 15.4%, составляя в среднем для перми 10.6, для газонасыщенной части карбона - 10,4 и для нефтенасыщенной - 9,5%. Средние значения пористости для отдельных частей залежи (пермская, газовая в карбоне и нефтяная), определённые по геофизическим исследованиям, составляют 8,9; 8,6 и 8,9%.

Значение коэффициента газонасыщенности по результатам промыслово-геофизических исследований скважин в среднем по 1 объекту с учётом остаточной нефтенасыщенности (0,045) равно 0,894, по 2 объекту - 0,962, а коэффициент нефтенасыщенности для 3 объекта оценивается величиной 0,923. При этом взвешенные по объёму и принятые в подсчёте геологических запасов величины газо - и нефтенасыщенности равны соответственно 0,914 и 0,920 [5].

1.6 Запасы нефти, газа и конденсата

Начальные геологические запасы углеводородов в нижнепермско-верхнедевонской нефтегазоконденсатной залежи подсчитаны по состоянию изученности на 01.01.99 г. и утверждены Государственной комиссией запасов (ГКЗ) РК 28.05.99 г.

Запасы подсчитаны по трём объектам, соответствующим принятым во всех проектных документах эксплуатационным объектам: первый - газоконденсатная часть залежи в пермских отложениях, второй - газоконденсатная часть в каменноугольных отложениях и третий - нефтяная часть залежи, в пределах последнего подсчёт проводился раздельно для юго-западного и северо-восточного участков, различающихся свойствами нефти, в частности, её плотностью.

Запасы свободного газа и конденсата классифицированы по категории В в тех же границах, что и в 1988 г., и С₁ на остальной площади залежи, а запасы нефти и растворённого в ней газа - по категории С₁ за исключением района скважины 21, где запасы оценены по категории С₂. По результатам анализа материалов опытно-промышленной эксплуатации месторождения запасы газа, конденсата и содержащихся в них компонентов переведены в категорию В по I и II объектам на части площади.

Запасы свободного газа, конденсата, нефти и растворённого в ней газа подсчитывались объёмным методом. Взвешивание параметров производилось в программах Irap Mapping, разработанных норвежской компанией Smedvig Technologies.

Поскольку коллекторы в нижнепермских отложениях, с которыми связан I подсчётный объект, присутствуют не на всём месторождении, площадь газоносности определена по границе распространения этих коллекторов. Газоносная площадь II объекта определялась по контуру газоносности, снятому с карты по поверхности резервуара (структурная карта по кровле коллектора).

Нефтеносносная площадь III объекта определялась раздельно для юго-западного и северо-восточного участков с различной плотностью нефти по границе этих участков и контуру нефтеносности, а в пределах юго-западного участка отдельно определена площадь, с которой связаны запасы категории С₂.

В каждой скважине среднее значение пористости по подсчётному объекту определялось как средневзвешенная по толщине величина и на основе этих данных составлялись карты пористости. Для определения порового объёма газо - и нефтенасыщенных пород использовались непосредственно сами карты пористости, которые умножались на карты эффективных газо - и нефтенасыщенных толщин.

Коэффициент нефтегазонасыщенности по скважинам для каждого подсчётного объекта рассчитывался как величина, средневзвешенная по пористости и толщине. По этим значениям строились карты нефтегазонасыщенности, а определение нефтегазонасыщенного объёма проводилось по картам, являющимся произведением этих карт на карты поровых объёмов по соответствующим объектам.

Обоснованная ранее остаточная нефтенасыщенность (4.5%) учитывалась при подсчёте запасов газа следующим образом: из нефтегазонасыщенного объёма по объекту вычитался поровый объём, умноженный на 0.045.

Значения подсчётных параметров, связанных с термобарическими условиями и флюидной системой, определялись как средневзвешенные величины по поровому объёму продуктивных пород.

При подсчёте запасов параметры взвешивались по слоям толщиной 100 м, и в нижней части залежи, где происходят более существенные изменения параметров - через 50 м. Это повысило точность оценки средневзвешенных значений параметров по сравнению с предыдущим подсчетом запасов [1], так как в пределах меньшего по толщине слоя более уверенно можно говорить о его средней величине. Кроме того, более точными стали и зависимости изменения параметров от глубины, поскольку за 10 лет значительно увеличился объём исследований и на их основе создана компьютерная флюидальная модель.

Запасы газа и жидкости для I и II объектов рассчитывались по потенциальному содержанию С_5+высш. и доле сухого газа в пластовом, а по III объекту - исходя из условий однократного разгазирования пластовой нефти.

Коэффициенты извлечения и извлекаемые запасы углеводородов подсчитаны по состоянию изученности на 01.01.99 г. и утверждены ГКЗ РК 14.11.99 г. (протокол № 42-99-Y).

Остаточные геологические и извлекаемые запасы определялись как разница между начальными запасами и добычей, откорректированной на объемы сухого газа и потенциального содержание С_5+высш. в добываемом газе, а нефти и растворенного газа - пересчитанные на условия однократного разгазирования.

В таблицах 1.6.1 и 1.6.2 приведены утверждённые ГКЗ РК геологические и извлекаемые начальные запасы газа, конденсата, нефти и растворённого в ней газа и остаточные по состоянию на 01.01.99 г.

Таблица 1.6.1 Начальные и остаточные по состоянию на 01.01.99 г. геологические и извлекаемые запасы сухого газа и конденсата (данные из подсчета запасов 1988 года)

Таблица 1.6.2 Начальные и остаточные по состоянию на 01.01.99г. геологические и извлекаемые запасы нефти и растворенного газа (данные из подсчета запасов 1988 года)

2. Технико-технологическая часть

2.1 Конструкция скважины

Таблица 4.1 - Глубина спуска и диаметры обсадных колонн

Наименование обсадной колонны	Интервал установки, м	Диаметр, мм	Ограничения на толщину стенки, мм	Расстояние от устья до уровня цемента, м	Причина спуска колонны
	от	до	долота	колонны
1	2	3	4	5	6	7	8
Кондуктор	0	300	660,4	508	11	0	Перекрытие верхних неустойчивых отложений. Монтаж дивертора для безопасного вскрытия возможного техногенного газа
Промежуточная 1	0	2250	406,4	339,7	11	0	Перекрытие неустойчивых отложений. Монтаж ПВО для безопасного вскрытия иреньских и филипповских отложений
Промежуточная 2	0	4521	311,15	244,5	11	0	Перекрытие зоны с несовместимыми условиями бурения. Монтаж ПВО для безопасного вскрытия продуктивной толщи
Хвостовик 177,8 мм.	2700	5131	215,9 (212,7)	177,8	11	2700	Перекрытие I и II объектов, испытание и эксплуатация III объекта
Надставка	0	2700	216,8	177,8	11	0	Испытание и эксплуатации III объекта

Рис.4.1 График совмещенных давлений

Таблица 4.2 - Допустимая репрессия в открытом стволе скважины при выполнении технологических операций

Интервал, м	Допустимая репрессия на границе интервала, кгс/	Примечание
верх	низ	верхней	нижней
1	2	3	4	5
По условию предупреждения поглощений	Депрессия в процессе бурения не предусматривается
Поглощения не ожидаются
По условию предупреждения гидроразрыва
300	2250	12	92
2250	4521	99	203
4521	4635	262	269
4635	5400	246	286
5118	5560	307	312	Прямолинейный наклонно-направленный открытый участок ствола скважины

Таблица 4.3 - Технико-технологические мероприятия, предусмотренные при строительстве скважины по проектной конструкции с целью предупреждения осложнений и аварий

№пп	Наименование мероприятий или краткое описание	Причины проведения мероприятий
1	2	3
1	До начала бурения скважин производить дополнительное обучение буровой бригады по методам раннего обнаружения и ликвидации НГП и проверку их знаний. Дальнейшая периодичность учебных тревог устанавливается буровым предприятием	Предупреждение и борьба с НГП
2	Монтаж средств контроля за уровнями бурового раствора в приемной и доливных емкостях	Раннее обнаружение НГП
3	Монтаж диверторной установки на кондукторе	Предупреждение гидроразрыва пород под башмаком
4	В соответствии с п.10.14 Единых технических правил [4] иметьна буровой следующие объемы бурового раствора по интервалам бурения: 0-300 рабочий - 200 300-2250 рабочий - 570 2250-4521 рабочий - 600 , запасной - 400 4521-5400 рабочий - 300 , запасной - 200 4938-5131 рабочий - 300 , запасной - 200 5131-5560 рабочий - 230 , запасной - 155	Предупреждение открытых нефтегазовых фонтанов
5	Ограничение притока пластового флюида в соответствии с РД 39-2-803-82. Допустимый объём притока при этом составит: в процессе бурения - 1.5 ; при СПО - 1.0	Раннее обнаружение НГП
6	Долив скважины при подъеме бурильной колонны производить: бурильные трубы - через 5 свечей, УБТ - через каждую. В процессе СПО производить постоянный контроль долива раствора при подъеме бурильной колонны и объем вытесняемого раствора при её спуске.	Предупреждение, раннее обнаружение НГП
7	При ликвидации НГП в процессе СПО спуск бурильной колонны без герметизации устья производить до максимально-возможной глубины.	Предупреждение разрушения обсадных колонн при ликвидации НГП
8	Ликвидацию возникших НГП производить в строгом соответствии с "Методикой глушения при ГНП", М., 1979 г.	Обеспечение безопасности успешности работ
9	С учетом геологических условий бурения проектных скважин принят буровой раствор на углеводордной основе (запасной вариант - соленасыщенный буровой раствор).	Предупреждение текучести солей и снижение кавернозности
10	Предусмторено прекрытие соли двумя обсадными колоннами	Для повышения надежности скважины
11	На буровой необходимо иметь запас кислоторастворимых наполнителей на случай возможных поглощений	Ликвидация поглощений
12	Использовать переводники для ведущих труб с протекторными кольцами	Защита верхних обсадных труб

3. Профиль ствола скважины

Проектируемая скважина - наклонно-направленная

Пилотный ствол - вертикальный или наклонно-направленный (азимут пилотного ствола - по азимуту горизонтального ствола, угол наклона пилотного ствола ). Парметры пилотного ствола уточняются по данным сесморазведки 3D.

Параметры основного ствола уточняются по результатам бурения пилотного ствола и данным сейсморазведки 3D.

Для постоянного контроля за траекторией ствола скважины на буровой использовать интегрированную анализирующую систему для бурения MWD.

Таблица 3.1 - Профиль ствола скважины

Интервал по вертикали	Длина интервала По вертикали, м	Зенитный угол, град	Горизонталь-ное отклонение, м	Длина по стволу
от (верх)	до (низ)		в начале интер вала	в конце интервала	за интер вал	об-щее	Интер-вала м	Общая, м
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Пилотный ствол
0.00	4968.71	4968.7	0.00	0.00	0.00	0.00	4968.71	4968.71
4968.71	4970.00	1.29	0.00	0.52	0.01	0.01	1.29	4970.00
4970.00	4979.99	9.99	0.52	4.52	0.43	0.44	10.00	4980.00
4979.99	4989.92	9.93	4.52	8.51	1.14	1.58	10.00	4990.00
4989.92	4999.75	9.83	8.51	12.51	1.82	3.40	10.00	5000.00
4999.75	5009.43	9.68	12.51	16.51	2.50	5.90	10.00	5010.00
5009.43	5018.91	9.48	16.51	20.51	3.17	9.07	10.00	5020.00
5018.91	5028.15	9.24	20.51	24.51	3.82	12.89	10.00	5030.00
5028.15	5037.09	8.94	24.51	28.51	4.46	17.35	10.00	5040.00
5037.09	5045.71	8.62	28.51	32.51	5.07	22.42	10.00	5050.00
5045.71	5053.95	8.24	32.51	36.51	5.66	28.08	10.00	5060.00
5053.95	5061.77	7.82	36.51	40.51	6.21	34.29	10.00	5070.00
5061.77	5069.14	7.37	40.51	44.51	6.75	41.04	10.00	5080.00
5069.14	5070.01	0.87	44.51	45.00	0.86	41.90	1.22	5081.22
5070.01	5295.42	225.41	45.00	45.00	225.10	267.00	318.78	5400.00
Боковой ствол
	5080.00			45.00		51.88		5095.36
5080.00	5083.23	3.23	45.00	46.86	3.33	55.21	4.64	5100.00
5083.23	5089.81	6.58	46.86	50.86	7.52	62.73	10.00	5110.00
5089.81	5095.84	6.03	50.86	54.86	7.96	70.69	10.00	5120.00
5095.84	5101.31	5.47	54.86	58.86	8.36	79.05	10.00	5130.00
5101.31	5106.18	4.87	58.86	62.86	8.72	87.77	10.00	5140.00
5106.18	5110.43	4.25	62.86	66.86	9.04	96.81	10.00	5150.00
5110.43	5114.03	3.60	66.86	70.86	9.31	106.12	10.00	5160.00
5114.03	5116.98	2.95	70.86	74.86	9.54	115.66	10.00	5170.00
5116.98	5118.82	1.84	74.86	78.00	7.63	123.29	7.86	5177.86
5118.82	5198.27	79.45	78.00	78.00	373.27	496.56	382.14	5560.00

4. Буровые растворы

Таблица 4.1 - Типы и параметры буровых растворов

Тип раствора	Интервал бурения, м	Параметры бурового раствора
	От	до	водоотдача, см3 за 30 мин.	Плотность, г/см3	Условная вязкость, с.	СНС, мгс/см2	Пластическая вязкость, см3	Корка, мм	pН
			РК	API			Через 1 мин.	Через 10 мин.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
I Полимерный раствор	0	300	<8	<10	1.08	60-70	18-25	33-44	8-10	<1	8-9.5
II Соленасыщенный ингибированный раствор	300	2250	<4	<5	1.35	30-45	28-40	48-60	15-20	<1	8-9.5
III Соленасыщенный ингибированный раствор	2250	4521	<4	<5	1.55	35-50	28-44	48-67	17-22	<1	>10
IV Полимерный раствор (Perflow DIF	4521	5400	3-4	<5	1.17	30-45	18-23	33-44	10-12	<1	>10
V Полимерный раствор (Perflow DIF)	5095	5560	3-4	<5	1.10	30-45	18-23	33-44	8-10	<1	>10

Таблица 4.2.1 - Потребность бурового раствора, воды и компонентов для его приготовления, обработки, утяжеления

Интервал, м	Тип бурового раствора и его компонентов для обработки	Норма расхода бурового раствора м3/м и его компонентов в кг/м в интервале	Потребность бурового раствора, м3 и его компонентов, т
от	до		величина	источ ник нормы	поправочный коэффициент	Запас на поверх ности	На исход ный объем	На бурение интервала
1	2	3	4	5	6	7	8	9
I интервал	Полимерный раствор, м3 Вода NaOH Flowzan Milpac R Барит	960 1.5 0.7 3.0 7.0 108				50.0 48000.0 75.0 35.0 150.0 350.0 5400.0	143.3 137570.1 215.0 100.3 429.9 1003.1 154766
0	300
II интервал	Соленасыщенный ингибированный раствор, м3 Рассол NaCl NaCL KCl Flowzan Permalose HT NaOH Milpac R Newdrill Plus Soltex K Biolose X-Cide 207 Барит	1025 32.6 40.0 2.0 5.0 1.5 0.7 3.0 5.0 15.0 3.0 0.1 221				174.0 0.0 54244.4 6958.9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 869.9 2609.6 521.9 17.4 17919.1	451.7 462957.5 14724.3 18066.6 903.3 2258.3 677.5 316.2 1355.0 2258.3 6775.0 1355.0 45.2 99818.2
300	2250

Таблицы 4.2.2

1	2	3	4	5	6	7	8	9
III интервал	Соленасыщенный ингибированный раствор, м3 Рассол NaCl NaCL KCl Flowzan Permalose HT NaOH Milpac R KD-40 Milgard Newdrill Plus Soltex K Biolose X-Cide 207 Барит	884 32.6 40.0 2.0 5.0 1.5 0.7 3.0 1.0 6.0 5.0 15.0 3.0 0.1 555			398.3 352124.2 12985.6 15933.2 796.7 1991.7 597.5 278.8 1195.0 398.3 2390.0 1991.7 5975.0 1195.0 39.8 221073.5	563.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 563.1 3378.4 0.0 0.0 0.0 0.0 177931.4	94.2 83247.6 3070.0 3766.9 188.3 470.9 141.3 65.9 282.5 94.2 565.0 470.9 1412.6 282.5 9.4 52265.2
2250	4521
IV интервал	Полимерный раствор (Perflow DIF), м3 Вода Perflow DIF Biolose Teqlube KD-40 NaOH Milgard Magnesium Oxide Milcarb 100 X-Cide 207	825 157 3.0 31.1 1.0 1.5 0.7 6.0 3.0 143.0 0.1			203.36 167770.7 31927.3 610.08 6324.45 203.36 305.04 142.35 1220.15 610.08 29080.25 20.34		335.54 276821.65 52680.00 1006.62 10435.34 335.54 503.31 234.88 2013.25 1006.62 47982.42 33.55 ...

Страница:

•  1 
•  2 
•  3 
•  4 

дипломная работа "Технологический процесс строительства скважин на примере месторождения Карачаганак" скачать

Подобные документы

• Исследование физико-химических свойств нефти месторождения Карачаганак. Составление шифра нефти

  Общая характеристика месторождения Карачаганак: расположение, запасы нефти и газа, хроники реализации проекта. Особенности нефтеперерабатывающих заводов Казахстана. Перспективы развития нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности Казахстана.
  
  реферат [166,1 K], добавлен 08.12.2011
  

• Повышение эффективности работ ШНСУ с помощью якоря

  Геологическое строение месторождения. Коллекторские свойства продуктивных объектов. Свойства и состав нефти, газа и воды. Схема разработки месторождения. Характеристика показателей способов эксплуатации скважин. Экономический эффект от внедрения якоря.
  
  дипломная работа [3,0 M], добавлен 17.09.2012
  

• Применение соляно-кислотной обработки призабойных зон скважин

  Характеристика Ромашкинского месторождения: орогидрография, стратиграфия, тектоника. Коллекторские свойства продуктивных горизонтов. Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды. Причины низкой продуктивности скважин и пути их разрешения.
  
  дипломная работа [76,5 K], добавлен 25.06.2010
  

• Добыча нефти из скважин

  Орогидрография Самотлорского нефтяного месторождения. Тектоника и стратиграфия. Коллекторские свойства продуктивных пластов. Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях. Технология добычи нефти. Методы борьбы с осложнениями, применяемые в ОАО "СНГ".
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 25.09.2013
  

• Анализ добывных возможностей скважин, оборудованных УШГН, верейской залежи Гожанской площади Шагиртско-Гожанского месторождения

  Общие сведения о Шагиртско-Гожанском месторождении. Физико-химические свойства нефти, газа, воды и коллекторов продуктивных горизонтов. Распределение добывающего фонда скважин, анализ их технологических режимов. Принцип действия поршневых насосов.
  
  курсовая работа [7,5 M], добавлен 16.02.2016
  

• Разработка месторождения Акинген

  Геологическое строение месторождения Акинген. Запасы нефти и растворенного газа. Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и их продуктивности. Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных горизонтов и их неоднородности.
  
  дипломная работа [171,7 K], добавлен 08.02.2015
  

• Проект пробной эксплуатации южной части Приобского месторождения

  Характеристика текущего состояния разработки Южно-Приобского месторождения. Организационная структура УБР. Техника бурения нефтяных скважин. Конструкция скважин, спуск обсадных колонн и крепление скважин. Промысловый сбор и подготовка нефти и газа.
  
  отчет по практике [1,5 M], добавлен 07.06.2013
  

• Применение горизонтальных скважин для повышения эффективности разработки месторождений на примере 302-303 залежей Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН"

  Геолого-физическая характеристика Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН". Коллекторские свойства продуктивных пластов, пластовых флюидов. Анализ фонда скважин, текущих дебитов и обводненности. Применяемые горизонтальные технологии на объекте разработки.
  
  дипломная работа [1,3 M], добавлен 02.06.2010
  

• Гидродинамические исследования скважин Ямсовейского газоконденсатного месторождения

  Геологическая и орографическая характеристика продуктивных пластов Ямсовейского газоконденсатного месторождения. Технологический режим работы скважин при наличии на забое столба жидкости и песчаной пробки. Исследование газовых и газоконденсатных скважин.
  
  курсовая работа [683,4 K], добавлен 13.01.2011
  

• Определение влияния геологических и технологических факторов на производительность горизонтальных скважин на примере морского нефтяного месторождения Кравцовское Д-6

  Анализ результатов испытания скважин Кравцовского месторождения. Обоснование способов воздействия на пласт и призабойную зону. Технология и техника добычи нефти и газа. Исследование влияния различных факторов на производительность горизонтальных скважин.
  
  дипломная работа [4,8 M], добавлен 25.09.2012
  

• Осложнения в процессе эксплуатации скважин Талаканского месторождения

  Процесс добычи нефти и природного газа. Эксплуатация скважин с помощью штанговых глубинно-насосных установок. Исследование процесса эксплуатации скважин Талаканского месторождения. Анализ основных осложнений, способы их предупреждения и ликвидация.
  
  курсовая работа [2,2 M], добавлен 11.06.2014
  

• Определение технологической эффективности ГРП на объекте Усть-Балыкского месторождения, пласт БС

  Краткая геологическая характеристика месторождения и продуктивных пластов. Состояние разработки месторождения и фонда скважин. Конструкция скважин, подземного и устьевого оборудования. Основные направления научно-технического прогресса в нефтедобыче.
  
  дипломная работа [978,0 K], добавлен 16.06.2009
  

• Анализ разработки месторождения Акинген

  Структурные карты по кровле коллектора. Обоснование выделения эксплуатационных объектов по геолого-физическим характеристикам пластов. Основные коллекторские свойства продуктивных горизонтов. Запасы нефти и растворенного газа на территории разработки.
  
  дипломная работа [7,3 M], добавлен 31.12.2015
  

• Анализ эффективности эксплуатации скважин в условиях формирования асфальтосмолопарафиновых отложений и высоковязких эмульсий на скважинах, оборудованных штангововыми насосными установками на примере Манчаровской площади Игметского месторождения

  Геологическое строение эксплуатационных объектов и емкостно-коллекторские свойства продуктивных отложений. Состав и физико-химические свойства пластовых флюидов. Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин. Рекомендации по их эксплуатации.
  
  курсовая работа [4,9 M], добавлен 15.02.2012
  

• Анализ работы горизонтальных скважин на Ромашкинском месторождении

  Коллекторские свойства продуктивных пластов. Физико-химические свойства пластовых флюидов. Конструкции горизонтальных скважин Ромашкинского месторождения. Анализ текущего состояния разработки. Выбор и проектирование профиля горизонтальной скважины.
  
  дипломная работа [3,2 M], добавлен 19.05.2012
  

• Геофизические исследования скважин

  Физико–химические свойства нефти, газа и воды. Стратиграфия, нефтегазоносность месторождения. Анализ добывных возможностей и технологических режимов работы скважины. Определение пластового давления. Кислотная обработка забоев и призабойных зон скважин.
  
  курсовая работа [2,0 M], добавлен 06.04.2016
  

• Структурная модель Менеузовского месторождения

  Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов и их неоднородности. Схемы размещения добывающих и нагнетательных скважин на месторождении. Технологические режимы работы скважин и установок при добыче и транспортировке нефти и газа.
  
  отчет по практике [380,2 K], добавлен 11.01.2014
  

• Применение технологии солянокислотной обработки установок ЭЦН на Мишкинском месторождении

  Геолого-физическая и гидродинамическая характеристика месторождения, продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек. Запаси, состав и свойства нефти, газа, конденсата и воды. Обработка скважин соляной кислотой и осложнения при их эксплуатации.
  
  курсовая работа [421,9 K], добавлен 17.01.2011
  

• Анализ разработки Локосовского месторождения

  Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Сведения о запасах и свойствах пластовых флюидов. Показатели разработки месторождения, работы фонда скважин, выполнения проектных решений. Проблема обводненности скважин. Выбор метода водоизоляции.
  
  дипломная работа [4,1 M], добавлен 26.05.2012
  

• Основы промысловой добычи и подготовки нефти

  Физико-химические свойства нефти. Свойства турбулентной диффузии. Промысловый сбор и транспорт продукции скважин. Особенности разработки и обустройства нефтяного месторождения, технологическое оборудование, автоматизация технологических процессов.
  
  курс лекций [9,1 M], добавлен 29.12.2010
  

Другие документы, подобные "Технологический процесс строительства скважин на примере месторождения Карачаганак"

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам