Ножовское месторождение, скважина №113. Ножовское месторождение нефти


Ножовская группа месторождений - Справочник химика 21

Химия и химическая технология

Статьи Рисунки Таблицы О сайте Реклама     НОЖОВСКАЯ ГРУППА МЕСТОРОЖДЕНИИ [c.82]

    Промышленная нефтеносность ножовской группы месторождений установлена в терригенных коллекторах тульского и бобриковского горизонтов и в карбонатных коллекторах турнейского и башкирского ярусов каменноугольной системы. [c.83]

    Падунское поднятие (Ножовской группы месторождений). Яснополянский надгоризонт представлен бобриковским и тульским горизонтами. [c.69]

    Ножовская группа месторождений, открытая в 1966 г., расположена на Ножовском структурном выступе, находящемся в пределах Верхнекамской впадины, который осложнен рядом поднятий. Кроме собственно Ножовского поднятия, представляющего собой брахиантиклинальную складку, вытянутую в меридиональном направлении и состоящую из двух отдельных куполов, сюда входят Оналихинское, Березовское, По-дунское поднятия, в свою очередь также состоящие из двух или нескольких куполов. [c.82]

    Растворенные в нефти газы содержат большое количество азота и относительно малое метана. При низком газосодержании в нефтях ножовской группы месторождений в составе растворенного газа преобладает азот. [c.83]

    В поверхностных условиях нефти ножовской группы месторождений высокосернистые (класс III), парафиновые (вид Пг), смолистые. В нефти содержится значительное количество асфальтенов. Коксуемость нефтей всех горизонтов высокая. [c.84]

Смотреть страницы где упоминается термин Ножовская группа месторождений: [c.63]    Смотреть главы в:

Нефти месторождений Советского Союза Справочник Изд.2 -> Ножовская группа месторождений

© 2018 chem21.info Реклама на сайте

chem21.info

Общие сведения о месторождении

Поиск Лекций

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального

Образования «Пермский государственный национальный исследовательский университет»

 

Кафедра геофизики

 

 

ОТЧЕТ

ПО ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРАКТИКЕ

 

 

Выполнила:

Студентка 4 курса

Ямова И.С.

 

Руководитель:

доцент Митюнина И.Ю.

 

 

Пермь 2012 г.

Содержание

 

Введение…………………………………………………………………………...3

1. Геолого-геофизическая характеристика……………………………………...5

1.1. Общие сведения о месторождении………………………………….…...5

1.2. Литология и стратиграфия…………………………………………….….6

1.3. Тектоника………………………………………………………………....12

1.4. Нефтеносность……………………………..…………………………..…14

2. Интерпретация полевого материала…………………………………..……...15

3. Прохождение практики.…………………………………………...………….20

Заключение…………………………………………………………………….…21

Список литературы.………………………………………………………….…..22

Приложения………………………………………………………………….…...23

 

 
 

 

 

 

 

Введение

 

Производственную практику я проходила в ОАО «Пермнефтегеофизика» с 4.06.2002 по 12.08.2002. В центре обработки и интерпретации геофизических данных. Руководителем на месте прохождения практики была: Сальникова О.Л. – главный геолог ЦОИ.

ОАО "Пермнефтегеофизика" - динамично развивающаяся компания, имеющая большой опыт в области геофизических исследований, использующая современные технологии.

Компания оказывает широкий спектр услуг в области скважинных геофизических исследований, геолого-технологических работ при бурении скважин, а также перфорационные работы:

— геофизические исследования и работы в бурящихся скважинах;— изучение технического состояния стволов скважин; — вторичное всрытие пластов и взрывные работы в скважинах; — геофизические и гидродинамиче ские исследования и работы при контроле за разработкой и капитальном ремонте скважин.

Одной из основных задач данного предприятия является геофизическое исследование скважин (ГИС) в процессе бурения и их эксплуатации, в результате которых получают оперативную и систематизированную информацию о скважинах и пластах, необходимую для проведения геолого-технических мероприятий и управления процессами разработки залежей нефти и газа.

Геофизическое исследование скважин позволяют: определить работающие толщины пластов в эксплуатационных и нагнетательных скважинах; устанавливать состав и структуру жидкости в стволе скважины; определять режим работы оборудования подъёма нефти; выявлять места поступления воды и интервалы негерметичности скважины; осуществлять диагностику технического состояния скважины; определять положение и наблюдать за продвижением водонефтяного и газожидкостного контактов в процессе вырабатывания нефтяных пластов; наблюдать за перемещением нагнетаемой воды по пласту; оценивать текущую и конечную нефтенасыщенность и нефтеотдачу пласта; уточнять геологическое строение и распределение запасов нефти в разрабатываемом нефтяном объекте и др.

 

 

 
 

 

 

Глава 1. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

Общие сведения о месторождении

Нефтяное месторождение Ножовское расположено в Частинском районе Пермской области Российской Федерации. Приурочено к одноименному поднятию, выявленному в 1963 году в результате проведения сейсморазведочных работ. Месторождение расположено в Частинском районе Пермской области, на правом берегу Воткинского водохранилища, в 135км юго-западнее г. Перми.

На территории месторождения находятся населенные пункты с. Ножовка и с. Верхнее Рождественское, которые между собой связаны грунтовой дорогой.

Ближайшая железнодорожная станция - г. Воткинск, расположенная в 45км к юго-западу от месторождения. В 30 км восточнее Ножовской группы месторождений находится одно из крупнейших в Пермской области месторождение Осинское, через которое проходит нефтепровод Пермь-Альметьевск.

Рис. 1. Географическое положение Ножовского месторождения.

poisk-ru.ru

"ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ": добыча нефти, диаграмма - iv_g

ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" владеет 123 лицензиями на пользование недрами с целью поиска, разведки и добычи углеводородов. В эксплуатации находится 134 месторождения. Остаточные извлекаемые запасы на 01.01.2010 г. составляют 461,1 млн. тонн нефти.

Наиболее перспективные разрабатываемые месторождения: Уньвинское, Сибирское, Шершневское, Гагаринское, Москудьинское, Шагиртско-Гожанское, Павловское, Ножовское.

В последние годы добыча нефти по Группе предприятий "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" неуклонно растет. Так, за период 2002-2009 гг. она выросла на 22% и перевалила рубеж в 12 млн. тонн.

В 2009 году добыто 12 миллионов 126 тысяч тонн.

За 2009 год достигнуты следующие показатели эффективности геолого-технических мероприятий – средний прирост дебита нефти на 1 скважину составил 8,3 тонн в сутки. Ввод новых скважин 82 шт., в том числе из эксплуатационного бурения 65 скважин, соответственно объём эксплуатационного бурения составил 162,148 тыс. метров в год.

В 2009 году введено в промышленную эксплуатацию 2 новых месторождения – Викторинское и Бортомское. Организована система поддержания пластового давления на Ножовском нефтяном месторождении.

Эффективность геолого-технических мероприятий повышается с помощью новых технологий. В частности, на месторождениях «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» используется метод большеобъёмного гидроразрыва пласта. В 2009 году в целом по Группе предприятий «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» по ГРП произведено 18 операций, средний прирост дебита нефти составил 23,9 тонн в сутки.

Ещё один эффективный метод – кислотный гидроразрыв пласта. За 2009 год КГРП было проведено 59 операций. В итоге средний прирост дебита составил 9,8 тонн в сутки.

Кроме того, на месторождениях предприятия широко применяется радиальное бурение и бурение боковых стволов. По сравнению с 2008 годом, количество скважин, охваченных радиальным бурением, увеличилось 92 до 96, средний прирост дебита нефти за 2009 год 6,1 тонн в сутки.

Бурение боковых стволов проведено на 44 скважинах, в результате, средний прирост дебита нефти составил до 12,2 тонн в сутки.

Ежегодный рост добычи нефти по Группе предприятий «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» в среднем составляет 3% в год.http://lukoil-perm.ru/static.asp?id=67

iv-g.livejournal.com

Газы - содержонок - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Газы - содержонок

Cтраница 3

Образующиеся при реакции газы содержат окись углерода, метан и водород. Написать точно уравнение этой реакции пока невозможно.  [31]

Паро-воздушный и полуводяной газы содержат шесть компонентов ( С02, СО, Н2, СН4, N2 и Н20), следовательно, для расчета равновесного состава газа нужно решить систему уравнений с шестью неизвестными. В этом случае, как и при расчете равновесного состава воздушного газа и последующих расчетах для других видов дутья, в систему уравнений должны войти определяемые равновесные концентрации всех компонентов получаемого газа и члены, характеризующие их зависимость от температуры, давления и состава дутья.  [33]

Растворенные в нефти газы содержат большое количество азота и относительно малое метана. При низком газосодержании в нефтях ножовской группы месторождений в составе растворенного газа преобладает азот.  [35]

Растворенные в нефтях газы содержат значительное количество гомологов метана, небольшое количество углекислого газа.  [36]

Растворенные в нефтях газы содержат большие количества гомологов метана и углекислый газ, не содержат азота. Газ из нефти кумского горизонта более тяжелый.  [37]

Выходящие из реактора газы содержат летучие, частично сильно кислые компоненты, которые в приемниках после конденсаторов разделяются на два слоя: маслянистый и водный. Выходящие из сепараторов газы все еще содержат летучие вещества, которые отмывают в скруббере, орошаемом водой, циркулирующей в системе. В этой воде накапливается масло, вследствие чего ее надо время от времени заменять свежей.  [38]

Выделяющиеся в производстве газы содержат фтористый водород и пары серной и фосфорной кислот. Кроме того, в производстве имеют место выбросы пыли апатитового концентрата.  [39]

Выделяющиеся в производстве газы содержат фтористый водород, пары серной и фосфорной кислот. Кроме того, имеют место выбросы пылевидных частиц апатитового концентрата.  [40]

После поглощения кислотой газы содержат пары HNO3 и частично окислы азота. Во избежание потерь окислов азота газы пропускают через двухступенчатую промывную колонну. В первой ступени газы промываются кислотой, полученной в газовом холодильнике, при этом улавливается основная часть паров HNO3 и часть NOa. Во второй ступени газы промываются чистой водой, которую далее направляют на использование в другие цехи, либо нейтрализуют и выводят из системы.  [41]

После кислотного поглощения газы содержат пары HNO3 и частично окислы азота. Во избежание потерь связанного азота газы пропускают через двухступенчатую колонну. В первой ступени газы промываются кислотой, полученной в газовом холодильнике, при этом улавливается основная часть паров HNO3 и часть NOa. Во второй ступени газы промываются свежей водой, которую далее направляют на использование в другие цехи, либо частично вводят в цикл для компенсации потерь воды, либо нейтрали-1 зуют и выводят из системы.  [42]

Прорвавшиеся в картер газы содержат пары бензина, пары воды, сернистый газ, хлор и другие вещества. Пары бензина, конденсируясь, разжижают масло, при этом уровень масла может увеличиваться, уменьшается его вязкость и ухудшаются смазочные свойства. Часть паров воды проникает в картер и конденсируется. Наличие воды в масле приводит к вспениванию его во время работы двигателя и к образованию густых и липких эмульсий, что, особенно в зимнее время, нарушает нормальную циркуляцию масла в системе смазки и может вызвать перебои в подаче масла к трущимся поверхностям. Сернистый газ при конденсации паров виды, растворяясь в воде, образует сернистую кислоту, переходящую в присутствий кислорода воздуха в серную кислоту. Серная кислота, попадая на трущиеся поверхности деталей, вызывает сильный коррозийный износ деталей, особенно подшипников с антифрикционными сплавами на свинцовой основе.  [43]

Отходящие из конденсаторов газы содержат пары малеино-вого ангидрида и небольшое количество фталевого ангидрида в виде твердых частиц. На некоторых установках для производства фталевого ангидрида газы, перед выпуском в атмосферу, подвергаются очистке от примесей. С этой целью газ, выходящий из последнего конденсатора, сначала направляют в ловушку, в которой отделяются частицы фталевого ангидрида.  [44]

Выходящие из отверстия печи газы содержат до 25 % окиси углерода. Их сжигают в особых аппаратах - кауперах, предназначенных для предварительного нагревания вдуваемого в печь воздуха.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Ножовское месторождение, скважина №113 — курсовая работа

 

 

 

2.5 Возможные осложнения при строительстве скважин

Таблица 3 Поглощение бурового раствора

индекс стратиграфического подразделения

интервал, м

условие возникновения

Р2и

0-550

р > 1,08  г/см3

C1s+v3

1370-1595

р > 1,00  г/см3

 

Таблица 4 Осыпи и обвалы стенок скважины

индекс стратиграфического подразделения

интервал, м

Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.д.)

Q-P2u

0-550

1) Спуск направления и кондуктора

2) Проработка, промывка

3) Спуск технической  колонны

4) Цементирование неустойчивых  пород

C2 ks

1200-1240

C2 vr

1240-1290

C1 tl(k)

1590-1610

C1 tl(Т)

1610-1645

C1вв

1645-1660

 

 

Талица 5 Нефтегазопроявления

индекс стратиграфического подразделения

интервал, м

Условия возникновения

Характеристика проявления

С2 в

1300-1350

При бурении с промывкой буровым раствором без создания противодавления (на 5-10%) гидростатического над пластовым

 

 

нефть

C1 tl(Т)

1620-1645

C1вв

1645-1660

С1t

1660-1731

 

 

 

 

 

 

 

 

2.6 Интервалы отбора керна и шлама

Целевым назначением отбора керна является:

  • изучение литолого-фациальных характеристик продуктивных пластов, вторичных изменений пород-коллекторов, а также свойств и качества покрышек;
  • количественная оценка ФЕС коллекторов продуктивных пластов с целью обоснования петрофизических моделей: керн-керн и керн-ГИС, необходимых при интерпретации кривых ГИС и определения подсчетных параметров.

(Примечание: в связи с недостаточностью  керна по месторождению Ножовское  в настоящее время обоснование  петрофизических моделей осуществлено  с привлечением образцов керна, отобранного на месторождениях  Первомайское, Рябчатское и Березовское).

Частота отбора керна для определения ФЕС и нефтенасыщенности, Кнг коллекторов принимается из расчета 3 образца на 1 пог.м, что соответствует существующим требованиям по оценке запасов промышленных категорий. Вынос керна по продуктивным пластам должен быть не менее 80%.

В процессе реализации «Технологической схемы разработки Ножовского нефтяного месторождения» каждую 5 скважину целесообразно бурить с отбором керна с целью изучения ФЕС коллекторов и уточнения Квыт., и остаточной нефтенасыщенности, Кно, что является необходимым условием в случае достаточно высокой изменчивости вязкости нефтей и ФЕС коллекторов в залежах.

Так как скважина №113 является эксплуатационной, и разрез месторождения хорошо изучен, отбор керна в данной скважине можно производить по необходимости, а отбор шламма производить через 5 метров в интервалах: 0-250, 900-1100, 1460-1710 м.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.7 Геофизические исследования в скважине

При проектировании эксплуатационных скважин предусматривается комплекс промыслово-геофизических исследований, обеспечивающий расчленение пройденного разреза, выявление продуктивных пластов и определение их коллекторских свойств.

Таблица 6 Комплекс ГИС, проведенных в кондукторе

Наименование геофизических исследований

Масштаб

Интервалы исследований, м

АК с ВС, ДС

1:500

70-541

АКЦ с ВС, ГГЦ

1:500

0-70

гироскоп

 

0-100

АКЦ с ВС, ГГЦ, ЭМДСТ, ГК, ННК

1:500

0-541

 

Таблица 7 Комплекс ГИС, проводимых в эксплуатационной колонне

Наименование геофизических исследований

Масштаб

Интервалы исследований, м

стандартный каротаж, КС, ПС, АК с ВС, ГК, ННК, ДС

1:500

541-1731

АК с ВС, ГК, ННК, ДС, МЗ, БКЗ, МБК, ИК

1:200

1218-1360, 1588-1731

АКЦ с ВС, СГДТ, ЭМДСТ

1:500

0-1721

АКЦ с ВС, СГДТ

1:200

1218-1360, 1588-1721

 

 

2.8 Интервалы испытания продуктивных горизонтов

Для уточнения нефтеносности продуктивных объектов, проектируется испытание  продуктивных горизонтов сверху вниз в открытом стволе в процессе бурения скважин испытателем пластов.

Ориентировочно интервалы испытания испытателем пластов в процессе бурения в проектной эксплуатационной скважине №113 указаны в таблице 8. И должен оперативно корректироваться геологической службой в зависимости от фактической  его глубины.

 

 

 

 

 

Таблица 8 Интервалы опробования пластов

индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

C2 pd

1112-1156

C2 ks

1170-1196

С2 в

1329-1355

C1s+v3

1470-1511

С1t

1689-1703

 

Количество объектов испытания в эксплуатационной колонне зависит от фактической нефтеносности разреза, степени изученности залежей на данном этапе работ, их сравнительной характеристики и т.п. Интервал испытания предполагаемых продуктивных горизонтов через колонну в проектных скважине №113 приведены в таблице 9.

Таблица 9 Интервалы испытания пластов

индекс стратиграфического подразделения

Интервал

С1tl(t)

1620-1640

 

Все объекты, подлежащий испытанию, должны быть опробованы  на приток пластовой жидкости с целью определения дебитов на различных режимах работы скважины, суточного рабочего дебита нефти по замерам фактической непрерывной суточной добычи, коэффициентов продуктивности, статических уровней, пластовых и забойных давлений, пластовых температур.

Помимо замеров дебитов должен быть произведен отбор глубинных и приповерхностных проб нефти, замеры пластовых, забойных и устьевых давлений.

Если залежь имеет промышленное значение, должны быть проведены гидродинамические и потокометрические (при наличии двух и более проницаемых пластов) исследования с целью получения эксплуатационной характеристики пласта. При низкой производительности (дебита) скважины должны быть проведены работы по интенсификации притоков нефти (в карбонатных отложениях - объемная солянокислотная обработка с пакером).

 

 

 

 

 

  1. Технологическая часть

3.1 Проектирование конструкции  скважины

3.1.1 Выбор числа обсадных колонн и глубины их спуска

Для выбора числа обсадных колонн и глубины их спуска строят совмещенный график изменения пластового давления, давления гидроразрыва пород (ГРП) и гидростатического давления столба бурового раствора в координатах «глубина – эквивалент градиента давления».

    Под  эквивалентом градиента давления  понимают относительную плотность  жидкости, столб которой в скважине  на глубине определения создает  давление, равное пластовому или давлению ГРП, т.е.

αпл =Рпл / (0,01·Нпл)                       αгрп = Ргрп / (0,01·Нпл)

    Величины  пластовых давлений для проницаемых  пластов берутся из геологической  характеристики района работ, для  непроницаемых пород в расчете  принимают поровое давление, которое  чаще всего принимают равным  гидростатическому [1].

     Величины  давлений ГРП по разрезу скважины определяются расчетным путем:                     Ргрп = Агрп · Нпл ,                     

 Градиент  давления ГРП (Агрп) выбирается следующим образом:

Агрп = 0,012 МПа/м для потенциально поглощающих пластов независимо от глубины;

Агрп = 0,026 МПа/м для непоглощающих пластов при глубине до 1000 м;

 Агрп = 0,0234 МПа/м для непоглощающих пластов при глубине более 1000 м.

1) интервал 0-20 м (середина 10 м). Агрп=0,012 МПа/м. Ргрп=0,012*10=0,12МПа, αпл =0,08 / (0,01·10)=0,8,  αгрп = 0,12 / (0,01·10)=1,2.                    

2) интервал 20-540 м (середина 280 м). Агрп=0,012 МПа/м. Ргрп=0,012*280=3,36МПа, αпл =2,2 / (0,01·280)=0,8, αгрп = 3,36 / (0,01·280)=1,2.                     

3) интервал 540-610 м (середина 575 м). Агрп=0,012 МПа/м. Ргрп=0,012*575=6,84МПа, αпл =3,9 / (0,01·575)=0,7, αгрп = 6,84 / (0,01·575)=1,2.                     

4) интервал 610-655 м (середина 635,5 м). Агрп=0,026 МПа/м. Ргрп=0,026*635,5=16,52МПа, αпл =6,3 / (0,01·635,5)=1,0, αгрп = 16,52 / (0,01·635,5)=2,6.                     

5) интервал 655-760 м (середина 707,5 м). Агрп=0,026 МПа/м. Ргрп=0,026*707,5=18,4МПа, αпл =7,4 / (0,01·707,5)=1,0, αгрп = 18,4 / (0,01·707,5)=2,6.                     

6) интервал 760-970 м (середина 865 м). Агрп=0,026 МПа/м. Ргрп=0,026*865=22,49МПа, αпл =9,5 / (0,01·865)=1,1, αгрп = 22,49 / (0,01·865)=2,6.                     

7) интервал 970-1045 м (середина 1007,5 м). Агрп=0,0234 МПа/м. Ргрп=0,0234*1007,5=23,58МПа, αпл =11,2 / (0,01·1007,5)=1,1, αгрп = 23,58/ (0,01·1007,5)=2,3.                     

8) интервал 1045-1160 м (середина 1102,5 м). Агрп=0,0234 МПа/м. Ргрп=0,0234*1102,5=25,8МПа, αпл =11,5 / (0,01·1102,5)=1,0, αгрп = 25,8 / (0,01·1102,5)=2,3.                     

9) интервал 1160-1230 м (середина 1195 м). Агрп=0,0234 а/м. Ргрп=0,0234*1195=27,96МПа, αпл =11,8 / (0,01·1195)=1,0,  αгрп = 27,96 / (0,01·1195)=2,3.                    

10) интервал 1230-1290 м (середина 1260 м). Агрп=0,0234 МПа/м. Ргрп=0,0234*1260=29,48МПа, αпл =12,2 / (0,01·1260)=1,0, αгрп = 29,48 / (0,01·1260)=2,3.                     

11) интервал 1290-1370 м (середина 1330 м). Агрп=0,0234 МПа/м. Ргрп=0,0234*1330=31,12МПа, αпл =12,4 / (0,01·1330)=0,9, αгрп = 31,12 / (0,01·1330)=2,3.                     

12) интервал 1370-1590 м (середина 1480 м). Агрп=0,0234 МПа/м. Ргрп=0,0234*1480=34,63МПа, αпл =13,5 / (0,01·1480)=0,9, αгрп = 34,63 / (0,01·1480)=2,3.                     

13) интервал 1590-1610 м (середина 1600 м). Агрп=0,0234 МПа/м. Ргрп=0,0234*1600=37,44МПа, αпл =14,3 / (0,01·1600)=0,9, αгрп = 37,44 / (0,01·1600)=2,3.                       

14) интервал 1610-1645 м (середина 1627,5 м). Агрп=0,0234 МПа/м. Ргрп=0,0234*1627,5=38,08МПа, αпл =15,7 / (0,01·1627,5)=1,0, αгрп = 38,08 / (0,01·1627,5)=2,3.                     

15) интервал 1645-1660 м (середина 1652,5 м). Агрп=0,0234 МПа/м. Ргрп=0,0234*1652,5=38,67МПа, αпл =15,7 / (0,01·1652,5)=1,0, αгрп = 38,67 / (0,01·1652,5)=2,3.                     

16) интервал 1660-1731 м (середина 1695,5 м). Агрп=0,0234 МПа/м. Ргрп=0,0234*1695,5=39,67МПа, αпл =16,3 / (0,01·1695,5)=1,0, αгрп = 39,67 / (0,01·1695,5)=2,3.                      

Занесем полученные результаты в таблицу 10.

Таблица 10.  Расчет αпл , αгрп , Ргрп , параметры пластов

 

интервал

середина интервала

Р пл

Р грп

α пл

α грп

от

до

0

20

10

0,08

0,12

0,8

1,2

20

540

280

2,2

3,36

0,8

1,2

540

610

575

3,9

6,84

0,7

1,2

610

655

635,5

6,3

16,52

1,0

2,6

655

760

707,5

7,4

18,40

1,0

2,6

760

970

865

9,5

22,49

1,1

2,6

970

1045

1007,5

11,2

23,58

1,1

2,3

1045

1160

1102,5

11,5

25,80

1,0

2,3

1160

1230

1195

11,8

27,96

1,0

2,3

1230

1290

1260

12,2

29,48

1,0

2,3

1290

1370

1330

12,4

31,12

0,9

2,3

1370

1590

1480

13,5

34,63

0,9

2,3

1590

1610

1600

14,3

37,44

0,9

2,3

1610

1645

1627,5

15,7

38,08

1,0

2,3

1645

1660

1652,5

15,7

38,67

1,0

2,3

1660

1731

1695,5

16,3

39,67

1,0

2,3

myunivercity.ru

Ножовское месторождение, скважина №113 — курсовая работа

Федеральное агентство по образованию РФ

Пермский Государственный Технический Университет

Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Курсовая работа по дисциплине «Бурение нефтяных и газовых месторождений».

Ножовское месторождение, скважина №113

 

 

 

 

 

 

 

Выполнила: ст. гр. РНГМ 07-2

                                  Гуляева Татьяна

 Проверил: Предеин А. П.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Пермь, 2010

 

Оглавление

 

1 Введение                                                                                                                                     4

2. Геологическая часть                                                                                                                 5

    2.1 Тектоническое  строение месторождения                                                                         5

    2.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза                                                   5

    2.3 Интервалы  водоносности                                                                                                 8

    2.4 Нефтегазоносность                                                                                                            10

    2.5 Возможные  осложнения при бурении                                                                             13

    2.6 Интервалы  отбора керна и шлама                                                                                    14

    2.7 Геофизические  исследования в скважине                                                                       15        

    2.8 Интервалы  испытания продуктивных пластов                                                               15

3. Технологическая часть                                                                                                            17

    3.1 Проектирование  конструкции скважины                                                                        17

        3.1.1 Выбор числа ОК и глубины  их спуска                                                                     17

        3.1.2 Выбор диаметров ОК и долот                                                                                   20

        3.1.3 Расчет профиля ствола скважины                                                                             22

        3.1.4 Расчет ЭК на наружное избыточное давление                                                        23

        3.1.5 Расчет ЭК на внутреннее избыточное давление на момент опрессовки в один момент без пакера                                                                                                                       25 

        3.1.6 Расчет ЭК на страгивание резьб при спуске                                                           26

       3.1.7 Интервалы  цементирования затрубного пространства  ОК                                    26

       3.1.8 Расчет  цементирования ЭК                                                                                       27

       3.1.9 Гидравлический  расчет цементирования                                                                 28

       3.1.10 Расчет  необходимого количества машин                                                               29

       3.1.11 Расчет  продолжительности цементирования                                                        30

   3.2 Выбор способа  бурения                                                                                                    30

   3.3 Буровые растворы                                                                                                             31

   3.4 Выбор бурильного  инструмента                                                                                      33

      3.4.1 Расчет  бурильной колонны                                                                                        33

      3.4.2 Компоновка  низа бурильной колонны                                                                      35

   3.5 Выбор типов долот, режимов бурения                                                                           36

   3.6 Крепление скважины                                                                                                        37

      3.6.1 Технологическая  оснастка ОК                                                                                   37

 

  3.7 Испытание продуктивных пластов                                                                               38

4. Техническая часть                                                                                                              40

5. Заключение                                                                                                                         41

Список используемой литературы                                                                                       42

Приложения

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 Введение

 

В административном отношении месторождение Ножовское расположено в Частинском районе Пермской области, на правом берегу Воткинского водохранилища, в 135 км юго-западнее г.Перми.

На территории месторождения находятся населенные пункты с. Ножовка и с. Верхнерождественское. Между собой села связаны грунтовой дорогой, а с.Ножовка и с районным центром с.Частые, который находится в 26 км от нее. Ближайшая железнодорожная станция - г. Воткинск, который расположен в 45км к юго-западу от месторождения.

В отношении рельефа данный район представляет собой всхолмленную равнину. Собственно через месторождение протекает с севера на юг р. Ножовка, впадающая в Воткинское водохранилище. Для местности характерно наличие логов, в основном широтного простирания с перепадом высот 10-15м.

Климат района - континентальный, с холодной продолжительной зимой и теплым коротким летом.  Среднегодовая температура воздуха - +1.5°С, максимальная температура в июле +35°С, минимальная в январе -43°С. Среднегодовое количество осадков - 518мм. Направление ветра в основном - юго-западное, 21 градус. Устойчивый снежный покров устанавливается в начале ноября. Высота снежного покрова - 55-60см.

В районе развита нефтедобывающая, деревообрабатывающая и легкая местная промышленность.

Ближайшими к месторождению Ножовское разрабатываемыми месторождениями являются: Первомайское, Змеевское, Падунское, Березовское и Восточно-Опалихинское.

В связи со слаборазвитой дорожной сетью, большим количеством мелких речек и ручьев, а также в связи с тем, что в пределах месторождения находятся населенные пункты с.Ножовка и В.Рождественка бурение скважин затруднено. Бурение скважин в пределах месторождения также затруднено из-за того, что большая часть месторождения находится в водоохранных зонах, зонах санитарной охраны водозаборов III пояса, а также санитарно-защитных зонах с.с.Ножовка и Верхнее Рождество.

С 1999 года недропользователем на площади Ножовского месторождениня является ЗАО «Лукойл-Пермь».

Изучаемая в данной работе скважина № 123 Ножовского месторождения – эксплуатационная, наклонно-направленная с проложением основного ствола 530,6м, с проектной глубиной 2019 (-1392) м и турнейским проектным горизонтом.    

 

2 Геологическая часть

2.1 Тектоническое строение месторождения

     В тектоническом отношении месторождение Ножовское входит в состав южной части Верхнекамской впадины и приурочено к Ножовскому выступу, расположенному на сочленении Шалымского и Сарамревского прогибов Камско-Кинельской системы впадин (ККСВ).

       Собственно Ножовское поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку субмеридианального направления простирания с практически не меняющимися ее размерами по всем отложениям.

     Для исследуемой площади характерны позднедевонские органогенные постройки, проявляющиеся в виде трех рифовых гряд субширотного и северо-восточного направления простирания.

     Установлено, что рифовые гряды субширотного северо-восточного простирания и тектонические линейные структуры субмеридианальной ориентировки, образуют сложнопостроенную систему поднятий. В пределах площадь Ножовская поднятия находят свое выражение по горизонтам каменноугольной (ОГIII, IIк и IIп), а наиболее амплитудные – и пермской систем. Именно рифы в наибольшей степени повлияли на формирование структурных планов покрывающих отложений.

 

2.2. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

     В разрезе месторождения Ножовское  вскрываются породы девонской (Д), каменноугольной (С) и пермской (Р) систем, перекрытые четвертичными отложениями.  Максимальная глубина вскрываемых пород – 4008м (скв.92).

  • Нижний карбон, С1, турнейский ярус, С1t, малевско-упинский и черепетский горизонты, пласт Т

      Установлено, что коллекторы пласта Т прослеживаются  в интервале палеоглубин от 19 до 40 м, что соответствует малевско-упинским отложениям. В интервале палеоглубин от 14 до 19 м в разрезе в основном встречаются маломощные невыдержанные по площади прослои коллекторов черепетского яруса. Роль покрышек или флюидоупоров для залежей, связанных с пластом Т, выполняют уплотненные известняки с прослоями аргиллитов черепетского горизонта, а также глины радаевского возраста.

Покрышкой для залежей пласта Т являются плотные разновидности известняков турнейского яруса, С1t толщиной 6-8м, а также аргиллиты малиновского надгоризонта толщиной 0.8-6.2м.

Коллекторы в основном представлены известняками водорослевыми, комковато-сгустковыми и детрито-биоморфными.

Тип коллектора - карбонатный, смешанный.

  • Нижний карбон, С1, визейский ярус, С1v, бобриковский горизонт, пласт Бб1

     Пласт Бб1 входит в состав визейских терригенных отложений (С1v), для которых характерна цикличность осадконакопления, обусловившая закономерное чередование прослоев песчаников и глин, толщиной 33-52м. Всего в терригенных отложениях визейского яруса выделяется 3 цикла седиментогенеза: радаевский, бобриковский и тульский.

     С начала радаевского времени и почти до конца тульского в пределах изучаемой площади осадконакопление происходило в условиях низменной аккумулятивной равнины.

     Отличительной особенностью осадков бобриковского времени является преобладание среди них обломочных разновидностей, накапливающихся в условиях дельтовых протоков. В пределах изучаемой площади прослеживаются две протоки палеодельты с толщиной накопившихся в них песчаных осадков до 10-25м и шириной русел до 2км.

Коллекторами являются песчаники и алевролиты бобриковского горизонта (С1v), перекрытых аргиллитами толщиной 2.4-11.2м. Тип коллектора - терригенный, поровый.

  • Нижний карбон, С1, визейский ярус (С1v), тульский горизонт, пласт Тл-2б

     Генетические признаки песчано-алевролитовых отложений, в частности углистость, плохая сортировка обломочного материала и характер контактов с подстилающими породами, свидетельствуют об унаследованности палеогеографических обстановок осадконакопления и формировании коллекторов пласта Тл-2б в условиях русловых фаций.

В пласте Тл-2б установлены 3 залежи. Они связаны с алевролитами и песчаниками тульского горизонта толщиной 2.0-5.9м, перекрытого пластом аргиллитов толщиной 1.2-2.8м. Тип коллектора - терригенный, поровый.

myunivercity.ru

Ножовское месторождение, скважина №113 — курсовая работа

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. Техническая часть

Буровая установка – сложный комплекс машин, механизмов, металлоконструкций, средств контроля и управления, расположенных на поверхности земли.

Тип буровой установки (БУ) выбирается с таким расчетом, чтобы вес наиболее тяжелой колонны в воздухе составлял не более 60% от допустимой нагрузки на крюке. Разрешается в процессе работы буровой установки при необходимости (спуск обсадной колонны, аварийные работы) доводить нагрузку на крюке до 90% от допустимой.

Вес бурильной колонны (Qбк) складывается из веса отдельных ее секций. Обычно расчет ведется по весу бурильной колонны, используемой при бурении под эксплуатационную колонну, т.к. она чаще является наиболее тяжелой:

QБК=(QЗД+qУБТ*LУБТ+qБТ*LБТ) =(1350+163,7*12+26,2*1853,3)*10 = 518,7 кН,

            где qубт,qбт - вес одного погонного метра утяжеленных и бурильных труб соответственно, Н,

                  Lубт, Lбт - длина секций утяжеленных и бурильных труб соответственно, м;

Вес эксплуатационной колонны  рассчитан в разделе Расчет эксплуатационной колонны на страгивание резьб при спуске.

Qэк=715,5 кН > QБКè выбор БУ будем вести по весу ЭК.

Учитывая наличие буровых станков, их максимальную грузоподъемность и проектную глубину (1731м), для бурения проектируемых скважин рекомендуется установка БУ-2500-ЭП, оснащенная буровыми насосами НБТ-600.

Для этой установки максимально допустимая нагрузка на крюке 1600 кН.

Проверим условие

717,5<0,6*1600=960кНèустановка удовлетворяет требованиям безопасности. 

Противовыбросовое оборудование (ПВО) устанавливается на кондукторе. ПВО выбирают по максимальному ожидаемому давлению на устье скважины при газонефтеводопроявлении (ГНВП) и по диаметру долота, используемого для бурения под колонну, на которое оно установлено.

Максимальное устьевое давление при проявлении нефтяного пласта составит:

РПВО ≥1,5 РУ ≥ 1,07 МПа

Выберем противовыбросовое оборудование: ОП2-230*35.

 

 

 

5. Заключение

Скважина планируется к бурению на Ножовском месторождении с целью добычи нефти. Проектным горизонтом является турнейский. Проектная глубина равна 1731 м. Бурение рекомендуется вести с помощью буровой установки БУ2500-ЭП. Рекомендуемое  противовыбросовое оборудование ОП2-230*35.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список используемой литературы

1) Булатов А. И., Долгов С. В. Спутник буровика, в 2 томах. – М.: Недра, 2006

2) Ганджумян Р. А. Расчеты в бурении. – М.: Изд-во РГГРУ, 2007

3) Иогансен К. В. Спутник буровика. – М.: Недра, 1986

4) Калинин А. Г., Левицкий А. З. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2001

 

 

 

myunivercity.ru