Проект строительства эксплуатационной скважины глубиной 1720 м на Южно-Харьягинском месторождении нефти - Дипломная работа

План график строительства скважины Для обоснования стоимости строительства скважины составляется смета на ее строительство. Планирование и финансирование буровых работ и расчеты с заказчиками производятся на основании смет на строительство скважин, по всем статьям затрат. Для определения затрат на строительство скважин используются следующие проекты и нормативные материалы: 1) данные технического проекта на строительство скважины; Таблица 5.5 Сметный расчет 1 на строительство скважиныВ настоящем дипломном проекте мною рассмотрены все вопросы, касающиеся проектирования строительства нефтяной эксплуатационной вертикальной скважины глубиной 1720 м на Южно - Харьягинском месторождении. В проекте приняты инженерные решения, с подробными обоснованиями, путем применения всех полученных знаний по специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин», по следующим вопросам: 1. Основываясь на геологических данных и опыте бурения в регионе, выбраны: - метод первичного вскрытия продуктивного пласта, при котором ствол скважины остается открытым. Выбран способ бурения, выполнен расчет бурильной колонны, произведен выбор компоновок бурильной колонны; Рассмотрены все вопросы заканчивания скважины - подготовки обсадной колонны к спуску и технология спуска, расчет обсадной колонны, цементирования, рассчитано количество цементировочных агрегатов и цементно-смесительных машин и выбрана схема их расстановки.

План график строительства скважины изображен на рисунке 5.1.

Процесс строительства скважины является важнейшим этапом разработки нефтяных и газовых месторождений. Сооружение высококачественных скважин обеспечивает повышение эффективности их разработки и в конечном итоге способствует увеличению объемов извлекаемой нефти. В связи с этим необходимо учитывать влияние как геолого-технических, так и организационно-экономических факторов.

Настоящий дипломный проект составлен с учетом перечисленных выше факторов, на основе анализа существующих технологий ведения буровых работ. Кроме того, при его написании использовался опыт ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» по сооружению скважин, позволяющий наиболее эффективно разрабатывать нефтяные месторождения.

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о районе работ

В административном отношении Южно-Харьягинское месторождение нефти располагается на территории Ненецкого автономного округа Архангельской области. От окружного центра - города Нарьян-Мара, который является крупным портом в устье реки Печоры, месторождение удалено на 165 км в юго-восточном направлении (рис.1.1). От районного центра Республики Коми г. Усинска, основной базы нефтедобычи ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», имеющего железнодорожное сообщение с северной железной дорогой (109 км), территория месторождения удалена на 140 км в том же направлении. От г. Усинска до месторождения проложена бетонная дорога.

Главной водной артерией территории месторождения является река Колва (приток II порядка) - наиболее крупный, первый приток реки Усы (приток I порядка), являющейся в свою очередь самым крупным притоком реки Печоры. Общая длина реки Колвы - 564 км. Долина реки широкая - 2,0 км, врез долины неглубокий, террасированные склоны большей частью залесены. Ширина русла реки в среднем течении 100-150 м, у устья до 300 м, средняя глубина реки - 1,5 м, скорость течения - 0,4 м/сек.

Рельеф территории представляет собой слабо всхолмленную, пологоволнистую равнину с абсолютными отметками от 45 до 160 метров над уровнем моря. Минимальные отметки наблюдаются в долине реки Колва на пойменной террасе, максимальные - в северной части месторождения.

Климат района умеренно-континентальный, умеренно-суровый, с прохладным дождливым и холодным летом. Самыми холодными месяцами года является январь и февраль, среднемноголетняя температура которых составляет минус 21,0-21,3 ?С. Абсолютный минимум равен минус 52 ?С. Самый теплый месяц - июль, его средняя температура равна 13 ?С; абсолютный максимум составляет плюс 33 ?С. Среднегодовая температура воздуха не превышает минус 5 ?С.

В гидрогеологическом отношении территории Южно-Харьягинского нефтяного месторождения относится к Большеземельскому артезианскому бассейну второго порядка, занимающему северо-восточную часть Печорского бассейна. Наличие многолетних мерзлых пород на территории месторождения исключило большую часть грунтовых вод из водообмена. В толще четвертичных отложений можно выделить четыре водоносных горизонта. Первые сведения о геологическом строении района Южно-Харьягинского месторождения получены в 1928 г., когда М.Н. Шульга-Нестеренко описала четвертичные отложения в бассейне правых притоков р. Усы. Маршрутные геологические исследования в бассейне р. Колва проводились в период с 1938 по 1955 гг. И.И. Красновым, Н.Е. Шмелевым и А.И. Блохиным с целью изучения четвертичных отложений и геоморфологии. В дальнейшем проводились геологическая (1956-59 гг., Б.И. Тарбаев и др.) и геоморфологическая (1962-67 гг., А.С. Бушуев и др.) съемки масштаба 1:200000. В этот же период 1958-66 гг. проводились геологические и геоморфологические исследования по рекам Колва, Харьяга и др. В результате выполненных работ изучены четвертичные отложения, разработаны их стратиграфические схемы, построены карты новейшей тектоники и дан прогноз нефтегазоносности.

Геофизические исследования в районе начаты с 1955 г. Проводились гравиметрические работы, аэромагниные съемки, электроразведка и сейсморазведочные работы МОВ, КМПВ, МОГТ.

1.2 Геологический очерк района

Стратиграфия

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза приводится согласно унифицированной стратиграфической схеме Тимано-Печорской провинции (1995 г.) на основании комплексного изучения кернового материала и промыслово-геофизических исследований.

Вскрытый разрез осадочного чехла Южно-Харьягинского месторождения представлен отложениями от нижнего девона до четвертичных включительно.

Палеозойская группа - PZ

Девонская система - D

Девонская система представлена отложениями нижнего, среднего и верхнего отделов. Верхняя граница системы проводится в подошве низкоомной глинистой пачки, охарактеризованной окским комплексом микрофауны.

Нижний отдел - D1

Нижнедевонские отложения полностью вскрыты только в скв. 1-Колва (1502 м), представлены чередованием зеленовато-серых известняков, серо-коричневых мергелей и глин. В верхней части разреза появляются прослои доломитов с включениями ангидритов.

Нижнедевонский разрез наиболее полно изучен в области Возейского поднятия, где политологическим признакам и каротажной характеристике выделены пачки O, I, II, III, IV (классификация ТП НИЦ).

Средний отдел - D2

Среднедевонские отложения представлены эйфельским и живетским ярусами. Верхняя граница отдела проводится в подошве терригенной, преимущественно глинисто-алевритовой толщи с верхнедевонским комплексом фауны. Максимальные мощности отмечаются в области Харьягинского палеопрогиба. На южной периклинали Южно-Харьягинского поднятия отложения среднего девона размыты.

Верхний отдел - D3

Породы верхнего отдела трансгрессивно залегают на размытой поверхности среднедевонских отложений. На основании фаунистического анализа (брахиоподы, остракоды) и споро-пыльцевых комплексов в разрезе прослеживаются франский и фаменский ярусы.

Каменноугольная система - С

Каменноугольные отложения представлены всеми тремя отделами. По результатам исследования керна, фауны и материалов ГИС, в разрезе установлены перерывы в осадконакоплении различной продолжительности. На Харьягинской площади размыты отложения турнейского яруса, нижне- и средневизейского подъяруса среднего карбона.

Нижний отдел - С1

Разрез нижнекаменноугольных отложений представлен в объеме окского надгоризонта верхневизейского подъяруса и серпуховского яруса.

Средний отдел - С2

Среднекаменноуголные отложения представлены только в объеме верхнемосковского подъяруса. Верхняя граница проводится в подошве высокоомного пласта по исчезновению среднекаменноугольных фораминифер и появлению в большом количестве фузулинид, характерных для отложений верхнего карбона. Разрез (11-23 м) сложен светло-серыми органогенно-детритовыми и обломочными известняками, светло-серыми, органогенно-детритовыми.

Верхний отдел - С3

Верхняя граница отдела проводится в кровле высокоомного карбонатного пласта, по смене верхнекаменноугольных фораминифер на ассельские.

Литологически отложения верхнего карбона представлены известняками серыми и коричневато-серыми, перекристаллизованными, плотными, неслоистыми, от мелко-крупнодетритовых до органогенно-обломочных, с криноидеями, мшанками, брахиоподами, фораминиферами. Отмечаются прослои глинистых известняков содержащих редкие волнистые пропластки известковистой глины. Толщина отдела в среднем составляет 30 м.

Пермская система - Р

Верхняя граница отложений пермской системы проводится в подошве базального конгломератовидного пласта песчаников Т1-I с эпидот-циозитовой ассоциацией минералов, выше которых в глинах определен нижнетриасовый спорово-пыльцевой комплекс. Пермская система представлена отложениями нижнего и верхнего отделов.

Нижний отдел - Р1

В составе отложений нижнего отдела выделяются фаунистически охарактеризованные карбонатные отложения (ассельские сакмарские и артинские), перекрываемые терригенными отложениями кунгурского яруса.

Верхний отдел - Р2

Верхнепермские отложения представлены в объеме неразделенных уфимского, казанского и татарского ярусов, сложенных различающимися по генетическим признакам терригенными породами (морские и континентальные осадки). Толщина яруса достигает 428 м. Промышленно нефтеносный горизонт.

Для удобства корреляции разреза политологическим признакам и каротажной характеристике в верхнепермской толще выделены до 15 пластов полимиктовых песчаников (по местной номенклатуре P2-I - P2-XV. Между пластами выделяются низкоомные непроницаемые глинистые разделы толщиной 5-20 м.

Песчаники пласта P2-III - серые, с коричневым и зеленоватым оттенком, чаще мелко-среднезернистые, без четкой слоистости, участками известковистые, с пелециподами, брахиоподами, фораминиферами, с галькой кремнистых, эффузивных и других пород, с глинистым или хлоритовым цементом. Характерными особенностями пласта P2-III являются значительная толщина, хорошая выдержанность развития песчаников по площади и высокие фильтрационно-емкостные параметры. Тем не менее в восточной части южной периклинали южного купола отмечается отсутствие песчаников в разрезе пласта P2-III . Выделяется несколько типов строения пласта P2-III: баровый, барово-русловой и русловой.

Мезозойская группа - Mz

На Харьягинской площади мезозойские отложения представлены триасовой, юрской и меловой системами, толщиной от 1278 до 1402 м.

Триасовая система - Т

Согласно местной стратиграфической схеме для платформенных районов Тимано-Печорской провинции, утвержденной МСК, в разрезе триасовой системы выделяются чаркабожская свита (нижний триас), шапкинская серия (нижний средний триас) в составе ангуранской и харалейской свит и нарьянмарская свита (верхний триас).

Верхняя граница системы проводится в подошве относительно высокоомной толщи кварцевых песков нижне-среднеюрского возраста. Триасовые отложения в объеме всех трех отделов имеют среднюю толщина 732 м.

Нижний отдел - Т1

Чаркабожская свита Т1 - cb

Верхняя граница уверенно проводится в подошве высокоомного пласта песчаника шапкинской серии, являющегося надежным репером в платформенной части Тимано-Печорской провинции.

В основании свиты залегает базальный пласт песчаников светло-зеленых, полимиктовых, слюдистых, разнозернистых, пористых, прослоями конгломератовидных за счет обилия разноокрашенных уплощенных окатышей глин с хлорит-каолинитовым цементом (пласт Т1-I). Прослоями песчаник розоватый с кальцитовым цементом. В присводовой части Харьягинской структуры песчаники базального пласта отсутствуют. Отложения базального пласта имеют аллювиальное происхождение. Вышележащий разрез чаркабожской свиты сложен мощной толщей глин, песчаников и алевролитов.

Глины красновато- и шоколадно-коричневые, алевритистые, неизвестковистые, слюдистые, иногда переходящие в алевролит. Алевролиты серые, со слабым зеленоватым оттенком, полимиктовые, глинистые, неизвестковистые.

Песчаники зеленовато-серые, мелко- и мелко-среднезернистые, полимиктовые, неравномерно глинистые, с неясной косой и линзовидной слоистостью, переходящие в алевролиты.

В целом, в разрезе чаркабожской свиты, кроме базального пласта T1-I, прослеживается еще до 12 пластов песчаников (T1-II - T1-XIII), разделенных прослоями шоколадно-коричневых глин.

К каждой из групп (пачек) приурочено по 3 пласта песчаников и вверх по разрезу увеличивается ширина зон их развития. Из 13 пластов продуктивными являются пласты T1-I, T1-III, T1-IV, T1-VII, T1-VIII. Вышележащий разрез чаркабожской свиты по результатам ГИС и опробования обводнен. Толщина свиты 295-383 м.

Средний отдел - Т2

Ангуранская свита - Т2 an Верхняя граница свиты проводится по появлению сероцветных глин с верхнетриасовым спорово-пыльцевым комплексом. В нижней части свиты преобладают песчаники мелко-среднезернистые с прослоями серых глин, с горизонтальной слоистостью. Выше разрез сложен пестроцветными глинами с конкрециями пирита и железистыми бобовинами. Толщина свиты 83-136 м.

Верхний отдел - Т3

Нарьянмарская свита - Т3 nm

Разрез толщиной 201-278 м сложен сероцветными глинами с верхнетриасовым спорово-пыльцевым комплексом, с прослоями алевролитов и песчаников.

Юрская система - J

На Харьягинской площади юрская система представлена всеми тремя отделами. Толщина осадков составляет 343-373 м.

Нижний отдел - J1

Харьягинская свита - J1 hr

В основании свиты залегает пачка песчаника серого и светло-серого, мелко-среднезернистого, переходящего в песок с галькой и валунами кварца, кремня. Толщина пачки 30-40 м. Выше разрез сложен глинами пестроцветными, зеленоватых тонов и серыми с нижнеюрским спорово-пыльцевым комплексом. Толщина свиты 40-65 м.

Средний отдел - J2

Отложения представлены песками светло-серыми до белых, кварцевыми, слюдистыми, с примесью каолинита, с маломощными прослоями глин и слабосцементированных песчаников. Характеризуется повышенными значениями КС и отрицательной депрессией на кривой ПС. Толщина 70-96 м.

Верхний отдел - J3

В нижней части разрез сложен алевролитами и глинами с конкрециями пирита, пелециподами и белемнитами. Выше разрез представлен преимущественно темно-серыми алевритистыми и известковистыми глинами, плитчатыми мергелями и алевролитами. Толщина 174-242 м.

Меловая система - К

Меловая система в объеме нижнего отдела сложена алевролитами зеленовато-серыми, глауконитовыми, глинами темно-серыми до черных, глауконитовыми песками светло-серыми. Толщина 206-258 м.

Четвертичная система - Q

Разрез четвертичных отложений толщиной 150-219 м представлен суглинками серыми, темно-серыми, с галькой и гравием кремня, кварцита, известняка и песками светло-серыми.

Тектоника

Южно-Харьягинское месторождение приурочено к одноименному валообразному поднятию, расположенному в центральной части Колвинского мегавала Печоро-Колвинского авлакогена. Харьягинская структура представляет собой крупную асимметричную приразломную антиклинальную складку северо-северо-западного простирания, погружающуюся в северном направлении. Харьягинская структура осложнена локальными складками более низкого порядка Южно-Харьягинской и Центрально-Харьягинской, к которым приурочено Харьягинское месторождение. Локальные складки наиболее четко выделены по нижним, среднедевонским отложениям.

Вверх по разрезу продолжается усложнение локальных складок серией небольших малоамплитудных куполов. По верхнепермским терригенным отложениям Харьягинское поднятие в целом выполаживается, уровень его локальных складок выравнивается.

Среди пермского и триасового комплекса наблюдается своя система нарушений. Дизъюнктивы имеют разную амплитуду и направленность. В результате рассматриваемый комплекс отложений получил строение близкое к блоковому. Подобные разломы часто не имеют продолжения вниз по разрезу и считаются безкорневыми.

По уфимским отложениям (пласт Р2-III) Центрально-Харьягинская антиклиналь, осложненная южным и северным куполами, имеет размеры 22х7 км в пределах замкнутой изогипсы минус 1620 м, амплитуду 100 м.

По мезозойским отложениям Харьягинское поднятие представляется в виде пологой, приподнятой над прилегающими впадинами, структуры, осложненной относительно небольшими куполами. По нижнетриасовым отложениям Центрально-Харьягинская складка распадается на ряд самостоятельных небольших малоамплитудных куполков северо-западного простирания.

В развитии района расположения Харьягинской структуры выделяется несколько крупных этапов развития.

В среднеордовикско-силурийское время вся территория Печорской синеклизы представляла собой карбонатный шельф. Формирование Колвинской рифтовой зоны в силуре-раннем девоне приходится на заключительную фазу каледонского тектоногенеза. В это время в интенсивно прогибавшемся Колвинском грабенообразном прогибе происходило накопление терригенно-карбонатных, сульфатных и терригенных отложений. На рубеже каледонского и герцинского этапов, когда море отступило в область Уральского перикратона, поверхность нижнедевонских отложений подвергалась эрозионным процессам.

Формации среднего структурного подэтажа, отвечающего герцинскому этапу, образуют наиболее завершенный ряд, позволяющий выделить стадии геотектонического развития, которым отвечают структурные ярусы.

В среднедевонское время продолжались процессы рифтогенеза. Рассматриваемый регион по-прежнему представлял собой впадину, отделенную от Большеземельского свода зоной разломов древнего заложения. В предфранское время активизация Колвинского рифта проявилась в интенсивной разломной тектонике, размыве отложений на приподнятых блоках земной коры и заполнении рифтовых прогибов продуктами размыва. Сложное ступенчатое строение грабенов обусловило неравномерность накопления и разный гранулометрический состав одновозрастных групп терригенных осадков.

В раннефранское время рифогенные процессы сменились пострифтовыми погружениями. В джьерское и тиманское время происходило накопление преимущественно терригенных лагунно-пресноводных осадков. Нижнефранские отложения характеризуются увеличением толщин в пределах палеопрогибов и плащеобразно перекрывают более древние отложения на всей территории Печеро-Колвинского авлакогена.

Следующий этап характеризуется повсеместным развитием карбонатных формаций и отсутствием резко дифференцированных движений. Палеорифтовая зона вместе со всей территорией современной Печорской плиты была вовлечена в прогибание края платформы в направление Уральского океана. Положение рифта отражается в очертаниях некомпенсированной доманиковой палеовпадины.

Окончание франско-турнейского этапа ознаменовалось глобальной регрессией, отразившейся в накоплении линз терригенных угленосных осадков турнейского возраста в пределах унаследованного древнего Колвинского прогиба.

Визейско-артинский этап соответствует по времени столкновению Восточно-Европейского континента с Тигильско-Магнитогорской островной дугой и началом образования Уральского орогена. В результате горизонтальных напряжений нижележащие отложения, накопившиеся в грабенах, подверглись сжатию и выдавливанию по отдельным древним сбросам (реверсивным разломам), образуя в верхних слоях инверсионные структуры валов и мегавалов. К концу этого периода на месте палеорифтов были сформированы палеоподнятия, на склонах, которых в ассельско-сакмарское время образовались биогермные постройки, а затем в артинское время происходило накопление регрессивных глинисто-карбонатных и терригенных осадков.

В кунгурском веке и поздней перми продолжался рост инверсионных структур. В палеогеоморфологическом плане они представляли отмели и острова мелководного моря, постепенно опресняющегося.

В триасовое время происходило накопление преимущественно континентальных пестроцветных терригенных отложений, являвшихся продуктами размыва Уральского орогена. Тогда же проявились интенсивные и контрастные блоковые подвижки, в результате которых обозначился структурный план региона, близкий в основных чертах к современному.

Отложения верхнего структурного подэтажа сплошным чехлом перекрывают разновозрастную поверхность пород, сформировавшихся в течении герцинского этапа. В составе верхнего структурного подэтажа выделяются два структурных яруса, разделенных угловым и стратиграфическим несогласиями. Нижний ярус сложен юрско-меловыми терригенными, большей частью сероцветными, морскими, шельфовыми и континентальными отложениями, верхний - неоген-четвертичными преимущественно континентальными образованиями.

Гидрогеология

В гидрогеологическом отношении территории Южно-Харьягинского нефтяного месторождения относится к Большеземельскому артезианскому бассейну второго порядка, занимающему северо-восточную часть Печорского бассейна. Наличие многолетних мерзлых пород на территории месторождения исключило большую часть грунтовых вод из водообмена. На Южно-Харьягинском месторождении выделяются следующие гидрогеологические комплексы и водоупорные толщи: 1. Водоносный комплекс среднедевонско-нижнефранских отложений (D2 - D3 f1);

2. Водоупорная толща саргаевско-тиманских отложений верхнего девона (D3 sr tm);

3. Водоносный комплекс верхнедевонских отложений (D3);

4. Водоупорная толща визейских отложений (C1 v);

5. Водоносный комплекс каменноугольно-нижнепермских отложений (C-P1 карб.);

6. Водоупорная толща кунгурских отложений нижней перми (P1 k);

7. Водоносный комплекс верхнепермско-триасовых отложений (P2-T);

8. Водоносный комплекс юрских отложений (J);

9. Водоупорная толща верхнеюрских отложений (J3);

10. Водоносный комплекс нижнемеловых и четвертичных отложений (К1-Q).

Воды среднедевонско-нижнефранского водоносного комплекса представляют собой рассолы хлоридного натриевого состава и относятся к хлоркальциевому генетическому типу. Величина минерализации находится в пределах 129,3-183,8 г/л. В анионном составе преобладает хлор (49,59-49,9 %-мг.экв.). В весьма широком диапазоне колеблется относительное количество натрия (32,48-44,33 %-мг.экв.), кальция (4,36-16,05 %-мг.экв.), магния (0,71-2,75 %-мг.экв.) и значения характерных гидродинамических отношений.

Подземные воды горячие, температура их достигает 96,5ОС. Пластовые давления среднедевонско-нижнефранского водоносного комплекса квалифицируются как аномально высокие, коэффициенты аномальности изменяются от 1,2 до 1,28. Дебиты воды достигают 15 м3/сут.

Водоносный комплекс верхнедевонских отложений сложен карбонатными породами. Подстилающим водоупором служит региональная толща джьерско-саргаевских глин, а перекрывающим - толща визейских глин.

Подземные воды рассматриваемого комплекса представляют собой хлоридные натриевые рассолы с минерализацией 131,35-191,25 г/л. Концентрации основных ионов составляют: хлора (до 49,66 %-мг.экв.), натрия (до 39,64 %-мг.экв.), кальция (до 9,49 %-мг.экв.), магния (до 2,68 %-мг.экв.).Воды характеризуются повышенной сульфатностью, содержание сульфат-иона достигает 1227,9 мг/л (0,54 %-мг.экв.). Количество брома высокое (до 510 мг/л), максимальное содержание йода отмечается в скв. 53 - 33,84 мг/л.

Водоносный комплекс каменноугольно-нижнепермских отложений толщиной 355 м включает карбонатные породы (известняки, доломиты, глинисто-алевролитово-карбонатные породы артинского возраста).

Перекрывающим водоупором служит региональная покрышка, сложенная преимущественно глинистыми отложениями кунгурского яруса, толщиной 65-81 м.

Водообильность пород находится в пределах от 2,5 до 66,3 м3/сут. Крепкие хлоридные натриевые рассолы имеют минерализацию 85,58-110,69 г/л. Генетический тип вод - хлор-кальциевый (по В.А. Сулину). Преобладающим анионом является хлор (49,51-49,88 %-мг.экв.), а в катионном отношении превалирует натрий (31,1-37,81 %-мг.экв.). Степень метаморфизации RNA- / Cl- составляет 0,63-0,75; хлор-бромный коэффициент Cl- / Br- - 263-366.

Водоносный комплекс верхнепермских и триасовых отложений, представленный терригенными породами, перекрывается водоупором из верхне-среднетриасовых глин толщиной 345 м.

Подземные воды представлены рассолами хлор-кальциевого типа с минерализацией от 20,75 г/л в триасовых отложениях до 77,7 г/л в верхнепермских. Воды отличаются значительной метаморфизацией (RNA- / Cl- - 0,66-0,70), отношение Cl- / Br- - составляет 294-347. Из микрокомпонентов в составе вод обнаружены: йод до 17 мг/л, бром до 162 мг/л, аммоний до 60 мг/л.

Водовмещающие породы характеризуются повышенной водообильностью. Дебиты при опробовании достигали до 220,2 м3/сут.

Результаты анализов растворенного в воде газа показывают, что содержание метана варьирует в пределах 60,0-69,83 %объем, азота 13,31-18,52 %объем, углекислого газа 0,1-1,1 %объем. Газовый фактор составил 1,12-1,89 м3/м3.

Содержание органического вещества, растворенного в воде, незначительное. Общего углерода содержится 58,8-81,6 мг/л, углерода нелетучего 24,0-43,2 мг/л.

Температура пластовых вод изменяется с глубиной от 19 до 40 ОС.

Перекрывающая толща содержит водоносные прослои мелко-среднезернистых песчаников. Так в скв. 81 и 82 были получены притоки слабоминерализованной воды (13,4-15,5 г/л). Величины гидрохимических отношений составляют: RNA- / Cl- - от 0,80 до 0,82; Cl-/Br- - от 313 до 354. В водах отмечено небольшое количество микрокомпонентов: йода до 4,65 мг/л, бром до 20,22 мг/л, аммоний до 90 мг/л, калий до 12,5 мг/л.

По результатам исследований скважин пластовое давление в верхнепермских водоносных пластах несколько выше или равно гидростатическому; в триасовых - ниже гидростатического.

Для залежей нефти, приуроченных к верхнепермским и триасовым отложениям, присуще проявление упругого и в меньшей степени водонапорного режима.

Водоносный комплекс юрских отложений приурочен к толще нижне-среднеюрских и низам верхнеюрских песков и песчаников, составляющей в пределах Харьягинского месторождения 220-240 м. Комплекс литологически выдержан и регионально прослеживается на всех структурах Колвинского мегавала. На Харьягинском месторождении на юрские отложения пробурены 4 скважины.

Водообильность пород находится в пределах от 130 до 450 м3/сут при снижении уровня компрессором. Статистический уровень находится на глубине 100 м. Пластовые воды имеют минерализацию 2,758-4,973 г/л. Преобладающим анионом является хлор (49,51-49,88 %-мг.экв.).

Водоупорная толща верхнеюрских отложений (до 240 м), представленная алевролитами и глинами, регионально прослеживается в северной части провинции.

Водоносный комплекс нижнемеловых и четвертичных отложений имеет повсеместное распространение. Водовмещающие породы представлены литологически невыдержанными толщами песчаников, песков, супесей. Изолирующим экраном с поверхности во многих случаях служит толща многолетнемерзлых пород, достигающих 300-380 м толщины. По немногочисленным данным воды комплекса чаще всего пресные с минерализацией 0,16-0,3 г/л, иногда слабоминерализованные. Тип воды гидрокарбонатный натриевый.

Рассмотренные материалы позволяют заключить, что палеозойские отложения на Южно-Харьягинском месторождении находятся в зоне затрудненного водообмена, характеризующейся наличием метаморфизованных рассолов, обогащенных бромом, йодом и генетически медленным движением пластовых вод. Зона затрудненного водообмена охватывает, в основном, и мезозойские осадки. Активный водообмен существует в четвертичных отложениях и, возможно, в нижнемеловых и верхней части юрских образований.

Исследования микрокомпонентного состава пластовых вод указывают на наличие практически по всему продуктивному разрезу йода и брома, а при более детальном исследовании среднедевонско-нижнефранского водоносного комплекса на наличие также и бора, лития, рубидия, цезия и стронция.

Пластовые воды среднедевонско-нижнефранских отложений могут быть квалифицированы как промышленные йодо-бромные. Неблагоприятным фактором является большая глубина залегания вмещающих пород (более 3,5 км), запечатанность резервуара, что исключает наличие активной законтурной области и использование приконтурных скважин для добычи пластовых вод, а разработка нефтяных залежей с применением закачки приведет к разубоживанию полезных компонентов.

К категории минеральных бромных, йодных или йодо-бромных могут быть отнесены все пластовые воды палеозойских отложений. Содержание брома в них повсеместно превышает 25 мг/л, а йода - 5,0 мг/л. Для окончательной оценки возможности их использования так же требуются специальные дополнительные исследования.

Параметры пластов-коллекторов Южно-Харьягинского месторождения изучены по данным керна, по материалам ГИС и по данным гидродинамических исследований скважин. При расчете средних величин параметров по керну и ГИС использованы следующие граничные значения коэффициента пористости: для отложений девонского возраста Кп гр = 7%, для отложений верхнепермского возраста Кп гр = 17% и для отложений триасового возраста Кп гр = 15%. Соответствующие граничные значения коэффициента газопроницаемости для девонских и верхнепермских отложений равны 1*10-3 мкм2, а для триасовых - 4*10-3 мкм2.

Средние значения коэффициента пористости пород-коллекторов, определенные на образцах керна при насыщении их водой, равны: - пласты D2-D3 Кп ср = 11,8% 1006 определений;

- пласты Р2I-IV Кп ср = 23,2% 1226 определений;

- пласты Р2V-XIII Кп ср = 22,8% 420 определений;

- пласты Т1I-IX Кп ср = 21,5% 473 определения.

По результатам интерпретации материалов ГИС эти параметры для пластов-коллекторов соответствующих отложений равны 13,4% , 21,2% ,21,5% и 22,3%.

Среднее значение коэффициента газопроницаемости пород-коллекторов по данным анализа керна для отложений D2-D3 равно 111*10-3 мкм2 (831 определение), для отложений Р2I-IV - 666*10-3 мкм2 (1007 определений), для Р2V-XIII - 223*10-3 мкм2 (300 определений), и для отложений Т1I-IX - 423*10-3 мкм2 (343 определения). По данным ГИС средние значения коэффициента газопроницаемости пластов-коллекторов соответствующих отложений равны 146,8*10-3 мкм2, 63,1*10-3 мкм2, 223*10-3 мкм2 и 77,7*10-3 мкм2.

По данным гидродинамических исследований проницаемость изучена по 131 скважине. Среднее значение коэффициента проницаемости для девонских отложений составило 95*10-3 мкм2 (64 определения), для отложений Р2I-IV - 138,8*10-3 мкм2 (115 определений), для Р2V-XIII - 161,7*10-3 мкм2 (27 определений) и для отложений Т1I-IX - 93,5*10-3 мкм2 (3 определения).

Среднее значение коэффициента начальной нефтенасыщенности, определенной только по данным ГИС, составляет для продуктивных отложений D2-D3 88,1%, для Р2I-IV 49%, для Р2V-XIII 49,3% и для Т1I-IX 43%.

Среднее значение коэффициента остаточной водонасыщенности пород-коллекторов по данным анализа керна составляет для отложений D2-D3 24,8% (269 определений), для Р2I-IV 47,4% (230 определений), для Р2V-XIII 47,9% (68 определений) и для Т1I-IX 41,5% (120 определений).

Анализ коллекторских свойств дает основание считать наиболее достоверными в отношении коэффициентов пористости и нефтенасыщенности данные ГИС, а в отношении коэффициента проницаемости - данные ГИС и данные гидродинамических исследований пластов. Керновые данные характеризуют преимущественно коллекторы среднего качества и недостаточно представительны в области ухудшенных и наилучших коллекторов в то время, как данные ГИС представительны во всем изменения коллекторских свойств.

Характеристика коллекторских свойств по данным ГИС.

-сведения о комплексе ГИС по выделению коллекторов.

Для выделения пластов-коллекторов, как правило, использовались прямые качественные признаки: -отрицательная аномалия СП;

-относительно низкие значения гамма-активности (ГК);

-положительные приращения по кривым микрозондирования;

-сужение диаметра скважины (DC) по сравнению с номинальным (DH);

-наличие радиального градиента кажущегося сопротивления по электрическим методам каротажа (БКЗ, БК, ИК).

Кроме того, привлекалась информация о результатах опробования пластов в скважинах.

-сведения по определению коэффициента пористости.

В отложениях пермского и триасового комплексов определение пористости пластов-коллекторов производилось по данным методов СП, АК, по комплексной связи ее с АК СП и по данным НГК.

-сведения по определению проницаемости.

Коэффициент проницаемости определялся по связям Кпр=f(Кп), уточненным по данным исследования керна: Т1 Кпр = exp((Кп-13.553)/1.854)

Р2 Кпр = 10^(17.986*lg(Кп)-22.554)

-сведения по определению коэффициента нефтенасыщенности.

Определение коэффициента нефтенасыщенности для всех продуктивных отложений производилось на основе данных электрометрии с использованием зависимостей Рп = f(Кп) и Рн = f(Кв).

Зависимости Рп = f(Кп) исследовались в условиях моделирования пластового давления и температуры на 28 образцах из отложений Р2 и 4-х образцов из Т1. Таким образом зависимость для Р2 можно считать достаточно достоверной. Для Т1 имеющихся данных недостаточно, в связи с чем для этого объекта согласно [5] принята для расчетов связь Рп = f(Кп), полученная в атмосферных условиях на 44 образцах керна. Для пластов D2 - D3dzr принята зависимость, соответствующая пластовым условиям (37 определений).

В итоге расчет коэффициента нефтенасыщенности выполнен с использованием следующих зависимостей : Т1 Рп = 2.09*(Кп)-1.53, Рн = 1.09*(Кв)-1.74, Р2 Рп = 1.649*(Кп)-1.806, lg(Рн ) = 2.29 - 7.615 * lg(lg(Кв 2))

В расчетах используются сопротивления пластовой воды, соответствующие ее минерализации и температуре пласта: Т1 rв = 0.075 ом*м, Р2 rв = 0.073 ом*м.

1.4 Свойства и состав пластовых флюидов

Из верхнепермских отложений отобрано и исследовано 124 глубинные и 3 устьевые пробы. Основная масса исследованных глубинных проб (100) приходится на долю южного купола. Наиболее хорошо изучены свойства нефтей базисных пластов: Р2-III (51 проба), Р2-V (30 проб), что в сумме составляет 65 % от общего числа отобранных из верхней перми проб. Продуктивные пласты Р2-XI и Р2-XII XIII глубинными пробами нефтей не охарактеризованы.

При анализе нефтей из верхнепермских отложений установлено (по ОР): 1. Дегазированные нефти довольно однородные: легкие (0,836 - 0,843 кг/м3), малосмолистые и смолистые (4,0 - 5,5 % масс.), лишь в пласте Р2-VIII IX достигает 8,9 % масс.; малосернистые (0,40 - 0,56 % масс.), в основном, высокопарафиновые (5,1 - 14,6 % масс.). Верхнепермские отложения (пласты Р2-II - Р2-V) в пределах северного купола содержат несколько меньшее количества парафинов (5,1 - 13,6 % масс.) в сравнении с южным (11,1 - 14,6 % масс.). В нефтях из пластов Р2-X и Р2-XII) количество парафинов меньше 10 % масс. (8,1 - 9,5 % масс.).

2. В пластовых условиях нефти, в основном, различаются по величине их газонасыщенности, которая закономерно понижается с уменьшением глубины. Соответственно, с уменьшением газосодержания увеличивается вязкость нефтей. Более высокое газосодержание нефтей в области южного купола в сравнении с нефтями северного купола объясняется более высоким гипсометрическим положением южного купола.

3. Растворенные в нефти газы относятся к категории “жирных” пропано-метано-этанового и этано-пропано-метанового типа, несероводородные, низкогелееносные (He <0,01 % мол.). Содержание азота и редких в газах, в основном, находится в интервале от 4 до 7 % мол. Концентрация углекислого газа ~ 0,1 % мол. Лишь в скв. 66 содержание углекислого газа при опробовании пласта Р2-IV составило 0,52 % мол.; пласта Р2-V - 0,55 % мол.

В результате экспериментальных работ все исследователи пришли выводу, что температура насыщения нефтей парафинами IV-VI объектов близка к начальной пластовой температуре; это обстоятельство приводит к осложнениям не только в скважине, но и в нефтяном пласте. Нагнетание холодной воды приведет к выделению парафина в продуктивных пластах.

К специфическим свойствам нефтей Южно-Харьягинского месторождения относится проявление нефтями при определенных термобарических условиях структурно-механических свойств, отличных от свойств ньютоновских жидкостей. Исследования структурно-механических свойств нефтей проводились в Печорнипинефти и ВНИИ. Сопоставление полученных результатов по максимальным температурам, при которых нефти начинают проявлять свойства, отличные от ньютоновских жидкостей, с результатами изучения температуры насыщения нефти парафином и температуры застывания нефтей показывает достаточно хорошее соответствие этих величин. Температура начала проявления механических свойств несколько ниже температуры насыщения нефти парафинами, которые в свою очередь несколько выше температуры застывания нефти. При сравнительно высоких температурах (25-40 ОС) нефти Харьягинского месторождения начинают проявлять структурно-механические свойства, ниже этих температур эффективная вязкость нефтей резко возрастает вплоть до потери текучести.

Характеристика пластов представлена в таблице 1.1.

Таблица 1.1 Характеристика продуктивных пластов

Пласт № скважины Интервал опробования, м Пластовое давление, МПА Пластовая температура, ОС Давление насыщения, МПА Газосодержание, м3/м3 Давление, МПА Температура насыщения парафином, ОС

P2-I 81 1700-1704 16,87 39,0 7,8 19,0 16,87 Р бар. 36 37

64 1676-1686 16,9 39,0 5,9 45,2 16,9 11 7 Р бар. 30 28 27 32

P2-II 64 1653-1666 16,6 38,5 8,5 56,8 16,6 11 Р бар. 35 33 37

81 1680-1693 16,64 43,0 8,0 52,9 16,64 10 Р бар. 39 38 45

P2-III 68 1674-1697 16,76 38,0 4,8 30,9 16,76 10 Р бар. 36 34,5 38,5

69 1690-1706 16,7 39,0 4,6 28,6 16,7 10 Р бар. 30 29 31

72 1674-1688 1691-1693 16,91 39,0 7,1 49,1 16,91 10 Р бар. 27 26,5 30

P2-V 73 1653-1657 17,5 37,0 3,4 19,7 17,5 15 10 5 Р бар. 36 32 30 29 38

2. Технологическая часть

Технико-экономическая эффективность строительства нефтяных и газовых скважин во многом зависит от правильного выбора и обоснования процессов углубления и промывки. Проектирование технологии этих процессов включает в себя выбор способа бурения, типа породоразрушающего инструмента и режимов бурения, рациональной конструкции КНБК, гидравлической программы и показателей свойств бурового р

В настоящем дипломном проекте мною рассмотрены все вопросы, касающиеся проектирования строительства нефтяной эксплуатационной вертикальной скважины глубиной 1720 м на Южно - Харьягинском месторождении.

В проекте приняты инженерные решения, с подробными обоснованиями, путем применения всех полученных знаний по специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин», по следующим вопросам: 1. Основываясь на геологических данных и опыте бурения в регионе, выбраны: - метод первичного вскрытия продуктивного пласта, при котором ствол скважины остается открытым. Этот метод прост в реализации и снижает стоимость буровых работ;

- конструкция скважины, состоящая из направления, кондуктора, и эксплуатационной колонны;

- типоразмеры породоразрушающего инструмента;

2. Рассчитана конструкция скважины;

3. Выбран способ бурения, выполнен расчет бурильной колонны, произведен выбор компоновок бурильной колонны;

4. Выбран тип промывочноый жидкости и рассчитана гидравлическая программа промывки;

5. Спроектированы режимы бурения;

6. Рассчитаны параметры спускоподъемных операций;

7. Рассмотрены все вопросы заканчивания скважины - подготовки обсадной колонны к спуску и технология спуска, расчет обсадной колонны, цементирования, рассчитано количество цементировочных агрегатов и цементно-смесительных машин и выбрана схема их расстановки. Также рассмотрены вопросы освоения и испытания скважины;

8. Выбрана буровая установка и необходимое оборудование.

В специальной части дипломного проекта было проведено исследование износостойких покрытий бурильных труб.

В проекте рассмотрены организационные вопросы, касающиеся: - безопасности жизнедеятельности, дана характеристика условий района ведения работ и анализ потенциальных опасностей, разработаны конкретные меры безопасности при проведении работ и меры обеспечения безопасности при чрезвычайных ситуациях (нефтегазоводопроявлениях).

- мероприятий по охране окружающей среды, произведен анализ источников загрязнения и описаны меры по охране воздуха, поверхностных и подземных вод, почв, растительности.

Также проект содержит экономическую часть, в которой произведен расчет основных технико-экономических показателей.

Подготовленный проект может быть использован на практике при строительстве скважины на описанном месторождении.

1. Булатов А.И., Аветисов А.Г. "Справочник инженера по бурению - т. 1,2" (М.: Недра, 1985).

2. Детков С.П., Детков В.П., Астахов В.А. "Охрана природы нефтегазовых районов" (М.: Недра, 1994).

3. Ильский А.Л., Миронов Ю.В., Чернобыльский А.Г. Расчет и конструирование бурового оборудования (М.: Недра, 1985)

4. Иогансен К.В. "Спутник буровика" (М.: Недра, 1986).

5. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодкий К.М. и др. "Профили направленных скважин и компоновки низа бурильных колонн" (М.: Недра)

6. Материалы собранные при прохождении производственной и преддипломной практики.

7. Методические указания по дипломному проектированию для студентов специальности 090800 «Бурение нефтяных и газовых скважин» (СПБ.: СПГГИ(ТУ), 2001).

8. "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности" (М.: НПО ОБТ, 1993).

9. "Правила пожарной безопасности в нефтяной промышленности" (М.: Недра, 1987).

10. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности: Утв. Гостехнадзором России 17.12.84.- М.: НПО ОБТ, 1993. - 134 с.

11. Элияшевский И. В. “Типовые задачи и расчеты при бурении ” (М.: Недра, 1992).

12. Проект на строительство эксплуатационных скважин на Южно-Харьягинском месторождении на 2008г., ООО «ЛУКОЙЛ-Коми».

13. Методические указания по разработке экономической части дипломного проекта для студентов специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин» (СПБ.: СПГГИ(ТУ), 2004).

Размещено на