Применение средств автоматизации на буровых установках серии JZ на Кочевском месторождении. КУРСОВАЯ. Технология бурения вертикальной скважины глубиной 4220м на Самотлорское месторождении
 Скачать 337.15 Kb.
|
|
Федеральное агентство по образованию Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Южно-Российский государственный политехнический университет (Новочеркасский политехнический институт) ФАКУЛЬТЕТ Геологии, горного и нефтегазового дела КА КАФЕДРА НТиТ НАПРАВЛЕНИЕ НТиТ Курсовой проект НА ТЕМУ: «Технология бурения вертикальной скважины глубиной 4220м на Самотлорское месторождении» Выполнил студент 3 курса группы 8 Якушев Д.О. (фамилия И.О.) Руководитель Третьяк А.А. (Фамилия И.О) Новочеркасск 2022 Содержание
Введение Первые скважины в истории человечества бурили ударно-канатным способом за 2000 лет до нашей эры для добычи рассолов в Китае. До середины 19 века нефть добывалась в небольших количествах, в основном из неглубоких колодцев вблизи естественных выходов ее на дневную поверхность. Со второй половины 19 века спрос на нефть стал возрастать в связи с широким использованием паровых машин и развитием на их основе промышленности, которая требовала больших количеств смазочных веществ и более мощных, чем сальные свечи, источников света. Исследованиями последних лет установлено, что первая скважина на нефть была пробурена ручным вращательным способом на Апшеронском полуострове (Россия) в 1847 г. по инициативе В.Н. Семенова. В США первая скважина на нефть (25 м) была пробурена в Пенсильвании Эдвином Дрейком в 1959 г. Этот год считается началом развития нефтедобывающей промышленности США. Рождение российской нефтяной промышленности принято отсчитывать от 1964 г., когда на Кубани в долине реки Кудако А.Н. Новосильцев начал бурить первую скважину на нефть (глубиной 55 м) с применением механического ударно-канатного бурения. На рубеже 19–20 веков были изобретены дизельный и бензиновый двигатели внутреннего сгорания. Внедрение их в практику привело к бурному развитию мировой нефтедобывающей промышленности. В 1901 г в США впервые было применено вращательное роторное бурение с промывкой забоя циркулирующим потоком жидкости. Необходимо отметить, что вынос выбуренной породы циркулирующим потоком воды изобрел в 1848 г. французский инженер Фовелль и впервые применил этот способ при бурении артезианской скважины в монастыре св. Доминика. В Росси роторным способом первая скважина была пробурена в 1902 г. на глубину 345 м в Грозненском районе. Одной из труднейших проблем, возникших при бурении скважин, особенно при роторном способе, была проблема герметизации затрубного пространства между обсадными трубами и стенками скважины. Решил эту проблему русский инженер А.А. Богушевский, разработавший и запатентовавший в 1906 г. способ закачки цементного раствора в обсадную колонну с последующим вытеснением его через низ (баш- мак) обсадной колонны в затрубное пространство. Этот способ цементирования быстро распространился в отечественной и зарубежной практике бурения. В 1923 г. выпускник Томского технологического института М.А. Капелюшников в соавторстве с С.М. Волохом и Н.А. Корнеевым изобрели гидравлический забойный двигатель – турбобур, определивший принципиально новый путь развития технологии и техники бурения нефтяных и газовых скважин. В 1924 г. в Азербайджане была пробурена первая в мире скважина с помощью одноступенчатого турбобура, получившего название турбобура Капелюшникова. Особое место занимают турбобуры в истории развития бурения наклонных скважин. Впервые наклонная скважина была пробурена турбинным способом в 1941 г. в Азербайджане. Совершенствование такого бурения позволило ускорить разработку месторождений, расположенных под дном моря или под сильно пересеченной местностью (болота Западной Сибири). В этих случаях бурят несколько наклонных скважин с одной небольшой площадки, на строительство которой требуется значительно меньше затрат, чем на сооружение площадок под каждую буровую при бурении вертикальных скважин. Такой способ сооружения скважин получил наименование кустового бурения. В 1937–40 гг. А.П. Островским, Н.Г. Григоряном, Н.В. Александровым и другими была разработана конструкция принципиально нового забойного двигателя – электробура. В США в 1964 г. был разработан однозаходный гидравлический винтовой забойный двигатель, а в 1966 в России разработан многозаходный винтовой двигатель, позволяющий осуществлять бурение наклонно-направленных и горизонтальных скважин на нефть и газ. В Западной Сибири первая скважина, давшая мощный фонтан природного газа 23 сентября 1953 г. была пробурена у пос. Березово на севере Тюменской области. Здесь, в Березовском районе зародилась в 1963 г. газодобывающая промышленность Западной Сибири. Первая нефтяная скважина в Западной Сибири зафонтанировала 21 июня 1960 г. на Мулымьинской площади в бассейне реки Конда. 1. КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ РАБОТ 1.1. Орогидрография района Самотлорское нефтяное месторождение – крупнейшее в Западной Сибири и России – находится в Нижневартовском районе Ханты - Мансийского автономного округа Тюменской области, в 750 км к северо-востоку от г. Тюмени и в 15 км от г. Нижневартовска. Географически район месторождения приурочен к водоразделу р. Оби. Территория месторождения сильно заболочена. Растительность представлена смешанными лесами, с преобладанием хвойных пород. Климат района континентальный с коротким прохладным летом и продолжительной холодной зимой. Наиболее холодным месяцем года является январь(-50°), самым теплым - июль (+30°). По характеру выпадаемых атмосферных осадков описываемая территория относится к районам с избыточным увлажнением. Среднемноголетнее годовое количество осадков составляет 400мм. Высота снегового покрова на открытых участках составляет 0.8-1.0 м, а на заселенных –1.6 и более метров. Толщина ледяного покрова колеблется от 40 до 80 см. Населенные пункты непосредственно на площади месторождения отсутствуют. Ближайшие населенные пункты – г. Нижневартовск, г. Мегион и другие - расположены на берегу р. Оби. В пределах месторождения имеются дороги с бетонным покрытием, по которым круглогодично возможно движение всех видов транспорта. 1.2. Литолого-стратиграфическая характеристика и физико- механические свойства пород по разрезу скважины Четвертичная система. Отложения представлены песками, алевритистыми глинами с галькой и гравием. Современные осадки представлены пойменными аллювием и покровными отложениями. Толщина отложений не превышает 50 метров. Ганькинская свита завершает разрез отложений меловой системы. Литологически свита представлена глинами серыми, зеленовато-серыми, известковистыми до известковых, переходящих в мергели. Березовская свита подразделяется на две подсвиты. Нижняя сложена преимущественно опоками и глинами. Верхняя сложена светлыми зеленовато-серыми глинами. Кузнецовскую свиту слагают серые и зеленовато-серые, алевритистые с редкими включениями зерен глауконита. Уватская свитасложена неравномерным переслаиванием песков, алевролитов, слабо сцементированных, глинистых, полевошпатово-кварцевых песчаников и алевролитов, а также глин аргиллитоподобных зеленовато-серых и темно-серых. Характерно наличие обугленных и ожелезненных растительных остатков, углистого детрита, янтаря. Встречаются единичные фораминиферы. Ханты-Мансийская свитапредставлена неравномерным переслаиванием песчано-глинистых пород, причем в нижней части преобладают глинистые разности. Глины темно-серые, плотные, аргиллитоподобные, алевритистые, слюдистые, с прослоями глинистых известняков и сидеритов. Алевролиты и песчаники светло-серые и серые глинистые, не очень крепкие, слюдистые с прослоями глин. Для пород свиты в целом характерно обилие углистого детрита. Толщина отложений ханты-мансийской свиты колеблется в пределах 262-300 м. Викуловская свитаделится на две подсвиты: нижнюю - преимущественно глинистую и верхнюю - песчано-глинистую, с преобладанием песчаников и алевролитов. Нижняя подсвита сложена аргиллитами и глинами темно-серыми, плотными, аргиллитоподобными, слюдистыми, алевритистыми. Верхняя подсвита представлена, в основном, песчаниками и алевролитами серыми и светло-серыми мелкозернистыми, глинистыми. Прослои аргиллитов и глин имеют подчиненное значение. Для пород викуловской свиты характерно присутствие обильного растительного детрита. Алымская свита. Литологически свита представлена глинами и аргиллитами темно-серыми, почти черными с линзами и тонкими прослойками алевролитов, плотными, с неровным изломом, слюдистыми. Максимальная толщина 198м. Вартовская свитапредставляет толщу переслаивания песчаников и алевролитов, аргиллитов и аргиллитоподобных глин. Мегионская свита залегает в основании нижнемелового разреза и имеет пятичленное строение. Низы свиты образует подачимовская пачка темно-серых, почти черных аргиллитов плотных, массивных, слабоизвестковистых, прослоями битуминозных, содержащих фауну аммонитов, пелеципод и фораминифер берриасского яруса. 1.3. Структурно-тектоническая характеристика Самотлорское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской плиты на восточном склоне структуры первого порядка Нижневартовского свода, в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерную и Черногорскую структуры третьего порядка. Все они оконтурены изогипсой минус 2350-2475м и имеют амплитуду порядка 50-100м. По кровле горизонта БВ10 Самотлорское куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой - 2200м. Все локальные структуры внутри контура выражены довольно резко. Наиболее крупная из них - собственно Самотлорская, расположена в центральной и южной частях Тарховского поднятия. Структура оконтурена изогипсой - 2120 м, имеет изометричную форму с изрезанными контурами. Самотлорская структура имеет наибольшую амплитуду (100м). Ее вершина - наиболее высокое место всего куполовидного поднятия. Белозерная структура по кровле пласта БВ10 осложнена двумя куполами, оконтуренными изогипсой - 2120м. В целом Самотлорское куполовидное поднятие по замыкающей изогипсе -2220 м имеет размеры 32-40км, амплитуду 150м. По кровле горизонта БВ8 структурный план Самотлорского куполовидного поднятия почти полностью повторяет структуру по кровле пласта БВ10. Но, однако, отмечается незначительное выполаживание по сравнению с горизонтом БВ10. Более существенные изменения структурного плана происходят по кровле самого верхнего продуктивного пласта АВ1. Белозерное, Мартовское поднятия практически сливаются с Самотлорским, с севера и востока оконтуриваются изогипсой - 1690м и раскрываются в сторону Аганского, Ватинского, Мегионского, Мыхпайского поднятий. Углы наклона крыльев от десятков минут до 1°45’. Отдельные части Самотлорской структуры несколько различаются по истории развития. Общим для всех участков является интенсивный рост в сравнительно молодое время. Так, около 60% амплитуды Мартовского поднятия сформировалось за послеэоценовое время. На собственно Самотлорской части амплитуда послеэоценового времени составляет 40% современной амплитуды пласта БВ8, а на Белозерной -50%. Таким образом, Самотлорская структура в целом по сравнению с другими структурами Нижневартовского свода является более молодой. 1.4. Нефтегазоводоносность Промышленная нефтегазоносность связана с отложениями вартовской свиты (пласты АС4-8, АС9, БС10, БС11), мегионской свиты (пласты БС10, БС11), ачимовской толщи (пласт БС16) и тюменской свиты (пласт ЮС2). Залежи пластов БС1, БС2, БС10, БС1-2 и ЮС2 нефтяные, залежи пластов АС4-8, АС9 - газонефтяные. Месторождение включает четыре площади:Миннибаевская, Абдрахмановская, Павловская, собственно Самотлорское, Зеленогорская и Восточно-Сулеевская .На месторождении выбелено семь эксплуатационных объектов: пласты АС4-8, АС9, БС1-2, БС10, БС1-2 и ЮС2. Пласт БС10 является объектом разработки и содержит 88% извлекаемых запасов месторождения. Из семи эксплуатационных объектов АС9, БС1-2, БС10 полностью вовлечены в разработку. Пласт БС10. Газовый фактор составил 91 м3/т. По интерпретации ГИС характеризуется неясным характером насыщения. В остальных скважинах пласт водонасыщен, без признаков нефти. Пласт БС10, является основным продуктивным пластом на месторождении. Залежь пластов БС10 представляет собой обширную подгазовую, водоплвающую зону. Эта нефтяная залежь характеризуется очень сложным геологическим строением продуктивной части разреза, обусловленным резкой литолого-фациальной изменчивостью пород как по разрезу, так и по площади. Небольшие нефтенасыщенные толщины, малые толщины глинистых прослоев или их полное отсутствие на уровне ГНК и ВНК, высокая неоднородность строения коллектора. 2 Выбор диаметров, обоснование числа |