Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин - Курсовая работа

ингибитор месторождение скважина пластовый Согласно нефтегазоносному районированию Усть-Тегусское месторождение находится в пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, в Каймысовской нефтегазоносной области, в Демьянском нефтегазоносном районе. По результатам проведенных геологоразведочных работ и исследований были выявлены промышленные залежи нефти в отложениях средней юры в пластах Ю2, Ю3, Ю4. Недропользователем является ООО «ТНК-Уват»: лицензия №ТЮМ 11239 НЭ от 18.06.2002 г. - Урненский участок (срок окончания лицензии 2014 г.) и лицензия №ТЮМ 11235 НР от 18.06.2002 г. - Усть-Тегусский участок (срок окончания лицензии 2019 г.) Первый полный подсчёт запасов по Усть-Тегусскому месторождению был выполнен по результатам бурения 14 поисково-разведочных скважин в 2006 году НАЦ РН ХМАО «им. В августе 2008 года по результатам вновь пробуренных 8 поисково-разведочных и 16 эксплуатационных скважин был выполнен оперативный пересчёт запасов Усть-Тегусского месторождения (протокол 18/823 - пр. от 23.10.2008 г.). Месторождение введено в разработку в 2009 г. Действующим проектным документом является: «Технологическая схема опытно-промышленной разработки Усть-Тегусского месторождения» принятая сроком на 5 лет. Протокол ЦКР «Роснедра» №3853 от 09.11.2006 г., согласован «Роснедра» 07.12.2006 г. №ПС-03-31/8703. Настоящая работа выполнена по состоянию на 01.01.2011 г. на дату составления отчета на месторождении пробурено 35 поисково-разведочных и 84 эксплуатационных скважин. В период после составления действующего проектного документа на месторождении проведен большой объем геологоразведочных и исследовательских работ, результаты которых существенно уточнили представления о свойствах и пространственном распространении залежей и рациональном способе их разработки. Нефедова, расположенная в 50 км к западу от участков и д. Породы фундамента были испытаны совместно с отложениями Тюменской свиты в двух скважинах (30, 31) в интервалах 2525-2640 м и 2504-2596 м соответственно. В результате испытания в скважине 30 притока не получено, в скважине 31 получен приток пластовой воды дебитом 113 м3/сут. Максимально вскрытая толща доюрских образований достигает на рассматриваемом месторождении до 60 м (скв. Толщина свиты достигает 20 м. Разломы имеют субмеридианальное и субширотное простирание, протяженность различных разломов изменяется от 2 до 11 км, с амплитудой смещения на разных пластах от 3 до 30 м. 1.4 Характеристика нефтегазоносности месторождения По пласту Ю2 выделено три залежи с разными уровнями ВНК (Табл. 2.13): Основная, залежь в районе скважины 104 и залежь в районе скважины 48 (Рис. 2.11). Залежь пластово-сводовая тектонически экранированная, высота залежи составляет 40 м, размеры залежи составляют: длина 2,5 ширина 1,0 км. ВНК принят по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 104 на а.о. -. -2403,5-2409,5 м) получен приток нефти с небольшим количеством воды, дебит нефти составил 3,8 м3/сут, воды 0,6 м3/сут. при депрессии 1,7 МПа. Восточная часть пласта тектоническими нарушениями разделена на 5 блоков: блок в районе скважины 2108, блок в районе скважины 2134, блок в районе скважины 105, блок в районе скважины 110 и блок в районе скважины 104, Блок района скважины 2108 вскрыт одной эксплуатационной скважиной, с востока ограничен разломом.