Краткая геолого-промысловая характеристика площади

Введение

В данной курсовой рассматривается технология зарезки боковых стволов на бездействующих и малодебитных скважинах Ново-Елховского месторождения НГДУ «Елховнефть».

Зарезку новых стволов производят в случаях, если применение существующих методов РИР технически невозможно или экономически нерентабельно.

Приведены разделы, касающиеся используемых в технологии материалов и технических средств, геолого-технических требований к объектам испытаний, проведению подготовительных работ и осуществлению самого процесса проведения технологии и мерам по соблюдению требований техники безопасности и охраны окружающей среды.

 

1 Геологический раздел

Физико-химические свойства пластовых флюидов

     Изучение свойств нефти и растворенного газа Ново-Елховского месторождения проводилось в ТатНИПИнефть и в ЦНИЛе объединения «Татнефть». Исследования пластовой нефти проводились на установкахСКБ-5 (1957-65 г.г.), УИПН-2 и АСМ-300.

Анализ газов выделенных при разгазировании нефти, проводился на аппаратах ВТИ-2, ЦИАТИМ-51У и хромотографах. Анализ поверхностных проб нефти выполнялся по существующим ГОСТам при стандартных условиях (20 ⁰С и 760 мм.рт.ст.).

Таблица 1-Выполненный объем исследований глубинных проб нефти, ГПН

Площади	Горизонт	Количество
		скважин	анализов
Акташская	Д0	7	9
	Д1	27	37
Ново-Елховская	Д0	11	22
	Д1	65	96
Федотовская	Д1	5	8
Всего		115	172

 

При расчете средних значений параметров проводилась отбраковка результатов анализов, к некачественным относились результаты, где отмечалось несоответствие основных показателей, например, при высоком газосодержании - низкое давление насыщения, высокая вязкость нефти и др. Некачественные ГПН обусловлены, главным образом затрудненными условиями отбора в механизированных скважинах.

Нефть терригенных отложений девона Ново-Елховского месторождения по основным характеристикам аналогична Ромашкинской и Туймазинской:

сернистая (0,5-2 %), среднепарафинистая (1,5-6 %), содержание фракций до 350 ⁰С (30-45 %), маловязкая (до 4 мПа∙с).

В изменении средних значений основных параметров нефти отмечается закономерность увеличения газосодержания с юга на север (от Федотовской площади к Акташской) и, как следствие этого, увеличение объемного коэффициента, уменьшение плотности и вязкости нефти. Различия в свойствах нефти между горизонтами Д₀ и Д₁ хотя и имеются, но обусловлены вариацией выборочных средних, т.е. несущественны.                                                                                                                                                                                                                                                                                          

Таблица 2 - Средние параметры основных свойств пластовой нефти

Параметры	Средние значения по площадям
	Акташская	Н.Елховская	Федотовская
Давление насыщения, МПа	8,26	8,24	7,84
Газосодержание, м3/т	57,3	53,5	51,9
Пересчетный коэффициент	0,8787	0,8795	0,8849
Вязкость пл. нефти, мПа×с	3,95	3,97	4,5
Плотность пов. нефти, кг/м3 Д0 Д1	862 861	862 863	862 863
Содержание серы, % вес	1,6	1,6	1,6

 

Содержание гелия в попутном газе по месторождению 0,042 % объем.

Для залежей нефти, по которым могут быть рассмотрены варианты разработки на режимах истощения, приводятся зависимости газосодержания, объемного коэффициента и вязкости нефти от давления при пластовой температуре.

Газовый состав подземных вод азотно-метановый, преобладают углеводороды 45-74 % от объема, газонасыщение 240-460 см³/л, наибольшее газонасыщение приурочено к зонам ВНК.

Единство химического и газового состава подземных вод, примерно одинаковые статистические уровни в скважинах, вскрывших горизонты Д₀ и Д₁ свидетельствуют об одинаковых условиях формирования качественного состава вод. О наличии хорошей гидродинамической связи между горизонтами.

Подземные воды терригенного девона существенно отличаются от пластовых вод верхних водоносных горизонтов. Подземные воды каменноугольной системы меньше минерализованы, в них меньше содержание кальция, больше содержание сульфатов.

При расчете средних значений параметров проводилась отбраковка результатов анализов, к некачественным относились результаты, где отмечалось несоответствие основных показателей - низкое давление насыщения, высокая вязкость нефти и гидрокарбонатов.

Водоносность продуктивных отложений верхнего девона приурочена к песчано-алевролитовым пластам пашийского и кыновского горизонтов. Дебиты скважин колеблются от 7 до 92 м³/сут. при понижении уровня воды в скважинах на 370-400 метров от устья. Наименьшая водообильность приурочена к горизонту Д₀, в связи с небольшой толщиной пластов и их линзовидным, полосообразным распространением.

Статистические (первоначальные) уровни устанавливались на абс. отметках 15-25 метров. Первоначальное пластовое давление находилось в пределах 17,3-19,3 МПа, температура недр 36-41 ⁰С.

Подземные воды горизонтов Д₀ и Д₁ по своим физико-химическим свойствам на территории Ново-Елховского местрождения близки между собой, различие в свойствах по площадям несущественное. Это хлоркальциевые рассолы (по В.А.Сулину) с плотностью 1180-1190 кг/ м и вязкостью в пластовых условиях 1,22-1,5 мПа×с. Общая минерализация составляет 250-300 г/л. Из микрокомпонентов присутствует (мг/л) бром 605-823; йод-6,6-10; аммоний 173-200; бор-9-18; нафтеновые кислоты- следы, сероводород не обнаружен.

 

Расчетный раздел

3.1 Технологический расчет

Расчет промывки скважин

 

1. Потери напора на гидравлические сопротивления при движении жидкости в кольцевом пространстве между 168-мм и 73-мм трубами определяются по формуле

h₁ = λ ∙ H/(D - d_H) ∙ u²_H                                            (1)

H – длина колонны

D – диаметр затрубного пространства

d_{H –} диаметр колонны труб НКТ

 u²_H  - скорость движения жидкости      

По формуле (1) имеем при работе подъемника:

на скорости I

h_1I  = 0,034 ∙ (2000/ (0,15 – 0,073)) ∙ (0,276² /(2 ∙ 9,81)) = 3,4 м вод. ст;

на скорости II

h_1II = 0,034 ∙ (2000/ (0,15 – 0,073)) ∙ (0,399²(2 ∙ 9,81)) = 7,2 м вод. ст;

на скорости III

h_1III = 0,034 ∙ (2000/ (0,15 – 0,073)) ∙ (0,61²(2 ∙9,81)) = 16,8 м вод. ст;

на скорости IV

h_1IV = 0,034 ∙ (2000/ (0,15 – 0,073)) ∙ (0,88²(2 ∙ 9,81)) = 35,0 м вод.ст.

2. Потери напора на гидравлические сопротивления при движении смеси жидкости с песком в 73-мм трубах определяются по формуле

h₂ = φλ ∙ H/d_в ∙ u²_в                                                   (2)

где   u_в - скорость восходящего потока равна u_н при прямой промывке.

Пользуясь формулой (2), определим h₂ при работе подъемника:

на скорости I

h_2I = 1,2 ∙ 0,035 ∙ (2000/0,062) ∙ (1,048²/2 ∙ 9,81) = 75,6 м вод. ст;

на скорости II

h_2II = 1,2 ∙ 0,035 ∙ (2000/0,062) ∙ (1,52²/2 ∙ 9,81) = 160 м вод. ст;

на скорости III

h_2III = 1,2 ∙ 0,035 ∙ (2000/0,062) ∙ (2,32²/ 2 ∙ 9,81) =371 м вод. ст;

на скорости IV  

h_2IV = 1,2 ∙ 0,035 ∙ (2000/0,062) ∙ (3,36²/ 2 ∙ 9,81) =778 м вод.ст.

3. Потери напора на уравновешивание разности плотностей жидкостей в промывочных трубах и кольцевом пространстве определяются по формуле (3), в которую вместо f подставляют f_ц = 30,2 см2 - площадь внутреннего сечения 73-мм труб.

h₃ = ((1- m)Fl)/f ∙ [p_п/p_ж ∙(1- u_кр/u_в) - 1], м вод. ст.                       (3)

где m - пористость песчаной пробки;

   F - площадь сечения эксплуатационной колонны, см2;

   i - высота пробки, промытой за один прием, м (длина двухтрубного колена);

   f - площадь сечения кольцевого пространства скважины, см;

   p_п - площадь сечения плотность песка.кг/м³;

   р_ж - плотность воды, кг/м³;

   u_kp - скорость свободного падения песчинок, см/с (критическая скорость);

  VB — скорость восходящего потока жидкости, см/с.

Следовательно, по формуле (3) имеем h₃ при работе подъемника:

на скорости I

h_3I  = ((1 -0,3) ∙ 177 ∙ 12) / 30,2) ∙ [2600/1000 ∙(1 – 9,5/104,8) - 1] = 67,5 м вод. ст;

на скорости II

h_3II = ((1 -0,3) ∙ 177 ∙ 12) / 30,2) ∙ [2600/1000 ∙(1 – 9,5/152) - 1] = 71,0 м вод. ст;

на скорости III

h_3III  = ((1 -0,3) ∙ 177 ∙ 12) / 30,2) ∙ [2600/1000 ∙(1 – 9,5/232) - 1] = 73,5 м вод. ст;

на скорости IV

h_3IV  = ((1 -0,3) ∙ 177 ∙ 12) / 30,2) ∙ [2600/1000 ∙(1 – 9,5/336) - 1] = 75,4 м вод. ст.

4. Гидравлические потери давления в шланге и вертлюге при обратной промывке обычно отсутствуют или ничтожно малы.

5. Потери давления на гидравлические сопротивления в нагнетательной линии будут такие же, как и при прямой промывке:

на скорости I h_в = 1,3 м вод. ст.; на скорости II h_в = 2,7; на скорости III h_в = 6,2 и на скорости IV h_в = 13 м вод. ст.

 

Противопожарная защита

Плановые работы по исследованию скважин выполняются по заданию, утвержденному главным инженером и главным геологом нефтегазодобывающего управления. В этом задании должны быть указаны и меры обеспечения безопасности. Перед началом работы следует познакомиться с техническими и геологическими документами, характеризующими исследуемую скважину. Особое внимание обращают на характеристику устьевой арматуры, при этом следует удостовериться в наличии акта об опрессовке. Степень пожарной опасности работ по исследованию скважин определяется пожарными взрывоопасными свойствами нефти и углеводородных газов. Главными их характеристиками являются температур вспышки, воспламенения и самовоспламенения и концентрационные пределы воспламенения. Большинство нефтей имеет очень низкую температуру вспышки паров, благодаря чему они относятся к легковоспламеняющимся жидкостям (менее 61°C в закрытом и 63°С в открытом). Температура самовоспламенения нефтей и нефтяных газов лежит в пределах 300-650°С. Область воспламенения углеродных паров и газов ограничено нижним пределом (0,5-5% по объему в воздухе) и верхним пределом (3-15%).

Пожары на скважинах могут нанести большой материальный ущерб и вызвать несчастный случай с людьми. Горючие смеси образуются при утечках нефти и газа в атмосферу через места разрывов или не плотностей. Источниками зажигания могут быть открытый огонь, сильный нагрев, трение, статическое и атмосферное электричество и самовозгорающиеся вещества, поэтому у устья скважины запрещено пользоваться огнём, курить, включать электрооборудование и двигатели внутреннего сгорания в обычном исполнении пользоваться искрящими инструментами, проводить сварочные работы.

К противопожарной защите предприятий широко привлекают инженерно-техническим персонал, рабочих и служащих.

В соответствии с существующим законоположением для проведения мероприятий по охране от пожаров промышленных предприятий на предприятиях нефтяной промышленности организуются добровольные пожарные дружины (ДПД) из числа рабочих, ИТР и служащих.

Добровольные пожарные дружины организуются независимо от наличия военизированной или профессиональной охраны.

На добровольную пожарную дружину возлагается следующие задачи:

1) контроль за выполнением и соблюдением на объекте противопожарного режима;

2) проведение разъяснительной работы среди рабочих и служащих по

соблюдению противопожарного режима на объекте;

3) надзор за исправным состоянием первичных средств пожаротушения;

4) вызов пожарных команд в случае возникновения пожара и принятие немедленных мер к тушению возникшего пожара.

Наряду с добровольными дружинами на предприятиях приказом директора создаются постоянно действующие пожарно-технические комиссии, возлагаемые главным инженером предприятия.

Основными задачами пожарно-технической комиссии являются:

1) выявление противопожарных нарушений и недочётов в технологических процессах производства, в работе агрегатов, установок, которые могут привести к возникновению пожара, взрыва или аварии, и разработка мероприятий, направленных на устранение этих нарушений;

2) содействие пожарной охраны предприятия в организации и проведении пожарно-профилактической работы и установлении строгого противопожарного режима в производственных целях, административных зданиях;

3) организация рационализаторской и изобретательской работы по вопросам пожарной безопасности;

Основные причины и источники пожаров и взрывов.Основные причины пожаров на предприятиях: нарушение технологического режима - 33%; неисправность электроустановок - 16%; самовозгорание промасленной ветоши и другого материала - 10%.

Нарушение технологического процесса производства. Вскрытие пласта без поддержания непрерывной циркуляции промывочного раствора и контроля за его качеством может привести к выбросу, открытому фонтанированию и пожару. На одной из бурящихся скважин возник пожар, в первые минуты фонтанирования из скважины воспламенился газ. Выяснение обстоятельств привело к выводу, что основной причиной пожара послужило снижение противодавления на пласт, отступление от геолого-технологического наряда, т.е. нарушение технологического режима бурения.

Неисправность оборудования и его некачественный ремонт.Несвоевременный ремонт может привести к негерметичности оборудования, к утечкам нефти, нефтяного газа, а это приведёт к замазученности территории объекта и возможности возникновения взрывоопасной концентрации газовоздушной смеси.

Недоброкачественный ремонт, например, фонтанной или компрессорной арматуры может привести к нарушению её герметичности, разъеданию струёй фонтана и к открытому фонтанированию.

Несоответствие оборудования категории производства. Все производства по степени пожарной опасности подразделяются на пять категорий: А, Б, В, Г,Д.

При выборе оборудования необходимо учитывать его пожарную опасность, а также пожароопасную характеристику технологического процесса производства. Отступление от противопожарных норм и их нарушение способствуют возникновению пожаров. Так, например, в насосных перекачки нефти с температурой вспышки паров 45 градусов и ниже установка электродвигателей открытого типа в одном помещении с насосами не допустима, так как искры электродвигателя могут вызвать взрыв паров нефти или привести к её воспламенению.

Нарушение противопожарного режима, производственной и трудовойдисциплины. Нарушения эти весьма разнообразны: курение, разведение открытого огня, проведение огневых и ремонтных работ с нарушениями требований пожарной безопасности, отогрев оборудования огнём, оставление под напряжением силовой и осветительной линий во время фонтанирования скважины, и др.

 

Заключение

В курсовом проекте была рассмотрена технология зарезки боковых стволов на бездействующих и малодебитных скважинах Ново-Елховского месторождения НГДУ «Елховнефть».

Зарезку новых стволов производят в случаях, если применение существующих методов РИР технически невозможно или экономически нерентабельно.

Приведены разделы, касающиеся используемых в технологии материалов и технических средств, геолого-технических требований к объектам испытаний, проведению подготовительных работ и осуществлению самого процесса проведения технологии и мерам по соблюдению требований техники безопасности и охраны окружающей среды.

На основании проведенного расчета технологической эффективности от применения технологии можно сделать вывод, что данный метод обработки является технологически обоснованным. После проведения технологии на этой скважине дополнительно добыто 822,71 т/год.

Литература

Государственные стандарты

1. ГОСТ 2.106-96 ЕСКД. Текстовые документы.

2. ГОСТ 2.104-68 ЕСКД. Основные надписи.

3. ГОСТ 2.105-95 ЕСКД. Общие требования к текстовым документам.

Нормативная

 

4. Геологический отчет НГДУ «Альметьевнефть» за 2008 год.

5. Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н. И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. -М.: Недра, 1998, 316 с.

6. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ГТБ08 –200 –98) Утверждены постановлением Госгортехнадзора России от 09.04.98 №-24.

7. Годовой отчет НГДУ «Альметьевнефть» 2008 г.

8. Методические указания по подготовке и выполнению дипломного проекта.

Учебная

 

9. Муслимов Р.Х. Планирование дополнительной добычи нефти и оценке эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов: Учеб. пособие Казань; Изд-во КГУ,1999-278 с.

10. Куцын П.Н Охрана окружающей среды в нефтяной и газовой промышленности: Учебник для техникумов. – М.: Недра, 1987. – 247с.

11. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: учебник для вузов – Недра, 1990; 476 с.

12. Волков О.И. Экономика предприятия: учебник – М.: Инфра, 2003г-280с.

13. Гуреева М.А. Экономика нефтяной и газовой промышленности учебник для студенческих учреждений – М.: Издательство Центр Академия 2011г.

Введение

В данной курсовой рассматривается технология зарезки боковых стволов на бездействующих и малодебитных скважинах Ново-Елховского месторождения НГДУ «Елховнефть».

Зарезку новых стволов производят в случаях, если применение существующих методов РИР технически невозможно или экономически нерентабельно.

Приведены разделы, касающиеся используемых в технологии материалов и технических средств, геолого-технических требований к объектам испытаний, проведению подготовительных работ и осуществлению самого процесса проведения технологии и мерам по соблюдению требований техники безопасности и охраны окружающей среды.

 

1 Геологический раздел

Краткая геолого-промысловая характеристика площади

На площадях Ново-Елховского месторождения, по данным бурения, осадочная толщина представлена терригенно-карбонатными породами девонской, каменноугольной и пермской систем.

Девонская система, в составе среднего и верхнего отделов, залегает на глубинах 1280-1930 метров, и представлена в объеме четырех ярусов, от эйфельского и фаменского, и 14 горизонтов – от бийского до лебедянского включительно.

Нижняя часть разреза, до кыновского горизонта включительно, сложена терригенными породами, песчано-глинистыми, песчано-алевролитовыми, среди которых выделяется ряд пластов коллекторов, разделенных плотными и глинистыми породами. Общая толщина терригенной части девона составляет до 200 метров. Верхняя часть разреза девона от саргаевского горизонта и выше сложена карбонатными породами – известняками, доломитами и их переходными разностями. Общая толщина карбонатной части девона составляет, в среднем, 400-500 метров. В карбонатной толще девона выделяется большое число пористо-проницаемых интервалов.

Каменноугольная система представлена всеми тремя отделами в объеме семи ярусов от турнейского до гжельского, включая 15 горизонтов. Отложения вскрыты на глубинах от 460 до 1280 метров, общая толщина до 820 метров.

Основная часть разреза (более 80 %) сложена различными разностями карбонатных пород; и только бобриковский, елхово-радаевский горизонты нижнего карбона и верейский горизонт среднего карбона сложены терригенными породами – песчаниками, глины, глинистыми сланцами с прослоями карбонатов и углей.

Отложения турнейского, фаменского и франского ярусов образуют нижний карбонатный комплекс палеозоя. Здесь происходит уменьшение турнейского яруса до 120-200 метров и заметным увеличением толщи карбонатной части девона.

Пермская система представлена двумя отделами. Наиболее полно представлены отложения нижнего отдела от ассельского до кунгурского ярусов – известняки, доломиты, ангидрит, гипс. Отложения верхнего отдела – красноцветные, песчано-глинистые отложения с прослоями карбонатов, залегают с размывом на породах нижнего отдела. Отложения пермской системы залегают от дневной поверхности до 460 м.     

Четвертичные отложения имеют небольшой объем 0-28 м., и представлены глинами, супесями и суглинками. Выделяются древнечетвертичные (аллювий речных террас) и современные отложения – аллювий и делювий речных террас, пойм и склонов водоразделов.

Ново-Елховское месторождение приурочено к Акташско-Ново-Елховскому валу, структуре второго порядка, осложняющему склон Южно-Татарского свода, от центральной части короткого он отделен узким (1,5-3км) и сравнительно глубоким (50-60м) Алтунино-Шунакским прогибом меридионального простирания и протяженностью около 100 км.

На Ново-Елховском месторождении по терригенному девону выделено три площади разработки: на севере – Акташская площадь 34 тыс.га, на своде структуры – Ново-Елховская, площадью 42 тыс.га и на юге Федотовская 12 тыс.га. Каких-либо структурно-геологических границ между площадями не отмечается и выделены они условно, в основном в связи с их различной продуктивностью и разновременностью ввода в разработку.

Дизъюктивных нарушений не зафиксировано, несмотря на большое количество пробуренных скважин. Все дислокации являются пликативными. Ловушки нефти являются структурными. Все залежи нефти терригенных отложений являются пластовыми сводовыми литологическими осложненными, а в карбонатных отложениях – от массивных до пластовых сводовых литологически осложенных. Во всех СТЭ локальные поднятия, в т.ч. и Акташско-Ново-Елховская структура по терригенному девону, заполнены нефтью, полностью до перегиба слоев на крыльях и переклиналях поднятий.

На площадях Ново-Елховского месторождения нефтегазопроявления различной интенсивности и значимости по данным бурения и керна зафиксированы в различных интервалах палеозоя – от уфимских отложений на глубинах 200-250 м. до живетских (1800-1900 м) включительно.

По распределению пористо-проницаемых интервалов и нефтегазопроявлений в разрезе палеозоя на юго-востоке Татарстана, в т.ч. и на Ново-Елховском месторождении, выделяется три регионально выдержанных водоупора, которые делят разрез палеозоя на три гидродинамически самостоятельные толщи – природные резервуары первого, второго и третьего порядков.

Нижний природный резервуар – терригенные отложения девона. Здесь выделяется более 10 песчано-алевролитовых пластов: Д₀ кыновского горизонта, пласты “а-д” пашийского горизонта (горизонт Д₁) и пласты Д₂-Д₅ живетского и эйфельского ярусов.

Размеры водонефтяной зоны (ВНЗ) различны: по верхним пластам площадь ВНЗ составляет 1-15% от площади нефтенасыщенных коллекторов, а в изолированных линзах она отсутствует. Ширина ВНЗ для пластов Д₀-б составляет от 400 до 1500 метров. Значительные по размерам ВНЗ отмечаются по пластам нижнепашийского горизонта (в, г, д), а на площадях Акташской и Федотовской пласты практически полностью подстилаются подошвенной водой.

Нефтеносность пластов Д₂-Д₅ на месторождении пока не доказана, хотя имеются все благоприятные факторы.

Второй природный резервуар – терригенные отложения нижнего карбона и карбонаты турнейского яруса и верхнего девона.

Промышленные залежи нефти открыты в бобриковских и турнейских отложениях. Залежи приурочены к отдельным поднятиям, осложняющих Ново-Елховский вал, по размерам небольшие (0,2-24 км²), амплитуда 50 м.

Нефть тяжелая (910-930 кг/м³), вязкая (до 40 мПа×с). Геологические запасы по месторождению составляют 227,5 млн.т категории С₁ и 27,1 млн.т категории С₂, по подсчету 1983 г. (протокол ГКЗ № 9499-9501 от 13.06.84 г.).

Третий природный резервуар – глинисто-карбонатные отложения верейского горизонта и карбонаты башкирского яруса. Залежи нефти, также как и во втором природном резервуаре, приурочены к небольшим локальным поднятиям, совпадающим в плане друг с другом по этажам, размеры залежей до 25 км², высота залежей до 60 м. Нефть тяжелая (915 - 940 кг/м³), высоковязкая (до 80 мПа×с). Геологические запасы по месторождению составляют 29,7 млн.т категории С₁ и 20,7 млн.т категории С₂ – протокол ГКЗ СССР №9499-9501 от 13.06.84. г.