Файл: Расчет сметной стоимости строительства эксплуатационной скважины на нефть на месторождении Зыбза глубокий Яр ооо рнюганскнефтегаз.docx

При рассмотрении анализов нефти по горизонтам устанавливается некоторая закономерность в уменьшении удельного веса нефти и содержании акционных смол с глубиной.

В миоцене плотность нефти высокая (табл.3). На участке Зыбза она изменяется в пределах 0,945 – 0,981 г/см³. Среднее значение составляет 0,970 г/см³. В среднем, для миоцена, значение плотности принято равным 0,970 г/см³.

Таблица 2- Геолого-физическая характеристика миоценовых залежей месторождения Зыбза-Глубокий-Яр

Параметры	Зыбза	Горка+Кипячий+Новокипячий	Южно-Карский	В целом
1. Абсолютная отметка кровли (интервал изменения), м	276-894	228-1055	87-200	87-1055
2. Абсолютная отметка ВНК (интервал изменения), м	679-894	292-1055	80-200	80-1055
3. Тип залежей	пластово-сводовый, литологически и тектонически экранированный
4. Тип коллектора	поровый, терригенный
5. Площадь нефтеноcности, тыс. м²	--	--	--	5210
6. Средняя общая толщина, м	--	--	--	150
7. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина, м	--	--	--	33,5
8. Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,353	--	--	--
9. Коэффициент расчленённости, доли ед.	20,3	--	--	--
10. Средний коэффициент проницаемости, х10-3 мкм²	900	860	900	887
11. Средний коэффициент пористости, доли ед.	0,251	0,272(Г); 0,229(К); 0,286(НК)	0,224	0.250
12. Средний коэффициент начальной нефтенасыщенности, доли ед.	0.734	0.734	0.728	0.734
13. Начальная пластовая температура, °С	46	43	18	36
14. Начальное пластовое давление, МПа	7.3	7.0	2.1	--
15. Давление насыщения нефти газом, МПа	2.5	3.6	9.0	--
16. Газовый фактор нефти, м³/т	7.2	61.1	2.8	9.6
17. Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м³	--	--	--	--
18. Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м³	970	970	975	970
19. Вязкость нефти в пластовых условиях, мПас	277.420	138.424	401.700	--
20. Объёмный коэф. нефти, ед.	1.0163	1.0163	1.0299	1.0172
21. Плотность воды в пластовых условиях, кг/м³	1.008	1.008	1.0043	1.007
22. Вязкость воды в пластовых условиях, мПас	0.72	0.72	0.65	0.70
23. Удельный коэффициент продуктивности, м³/(сутМПам)	--	--	--	--
24. Коэффициент вытеснения нефти водой (газом), доли ед.	--	--	--	--

Таблица 3-Свойства пластовой и дегазированной нефти (Зыбза)

Наименование параметра	диапазон значений	среднее значение
Свойства пластовой нефти	--	--
1. Давление пластовое, МПа	--	--
2. Температура пластовая, °С	30-75	46
3. Давление насыщения нефти газом, МПа	--	--
4. Газосодержание нефти (стандартная сепарация), м³/т	--	7,2
5. Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м³/т	--	--
6. Плотность нефти в условиях пласта, кг/м³	0,945-0,981	0,970
7. Вязкость нефти в условиях пласта, мПас	--	277,42
8. Коэффициент сжимаемости, 1/МПах10-4	--	--
9. Плотность растворённого газа, кг/м³ , при 20 °C:	--	--
- при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании
10. Плотность дегазированной нефти, кг/м³ , при 20 °С:	--	--
- при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании
11. Пересчётный коэффициент, доли ед.	--	--
12. Кол-во исследованных глубинных проб (скважин)	--	--

Вязкость нефти изменяется в широких пределах в зависимости от температурных условий. На участке Зыбза она варьирует от 16,36 стокса (16,36х10^-4 м²/с) до 0,6 стокса (0,6х10^-4 м²/с) при температурах от 30 до 75

^оС. Средняя величина пластовой температуры составляет 46 ^оС.

Для температуры 50 ^оС, при которой выполнено наибольшее количество определений, средняя величина вязкости составляет 2,86 стоксов (2,86х10^-4 м²/с). Динамическая вязкость в пластовых условиях составляет 277,42 мПас.

2.5 Конструкция скважины

Бурение — это процесс сооружения скважины путем разрушения горных пород. Скважиной называют горную выработку круглого сечения, сооружаемую без доступа в нее людей, у которой длина во много раз больше диаметра.

Верхняя часть скважины называется устьем, дно - забоем, боковая поверхность - стенкой, а пространство, ограниченное стенкой - стволом скважины.

Длина скважины — это расстояние от устья до забоя по оси ствола, а глубина - проекция длины на вертикальную ось. Длина и глубина численно равны только для вертикальных скважин. Однако они не совпадают у наклонных и искривленных скважин.

Элементы конструкции скважин приведены на рис. 3. Начальный участок I скважин называют направлением. Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород его необходимо укреплять. В связи с этим направление выполняют следующим образом. Сначала бурят шурф - колодец до глубины залегания устойчивых горных пород (4...8 м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором 2.

Рис. 2. Конструкция скважины:1 - обсадные трубы; 2 - цементный камень; 3 - пласт; 4 - перфорация в обсадной трубе и цементном камне; I - направление; II - кондуктор; III - промежуточная колонна; IV - эксплуатационная колонна.

Нижерасположенные участки скважины - цилиндрические. Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50 до 400 м диаметром до 900 мм. Этот участок скважины закрепляют обсадной трубой 1 (состоящей из свинченных стальных труб), которую называют кондуктором II. Затрубное пространство кондуктора цементируют.

С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые породы, осложняющие процесс бурения. После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых осложняющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют еще одну колонну III, называемую промежуточной. Если продуктивный пласт, для разработки которого предназначена скважина, залегает очень глубоко, то количество промежуточных колонн может быть больше одной. Последний участок IV скважины закрепляют эксплуатационной колонной.

Она предназначена для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт с целью поддержания давления в нем. Во избежание перетоков нефти и газа в вышележащие горизонты, а воды в продуктивные пласты пространство между стенкой эксплуатационной колонны и стенкой скважины заполняют цементным раствором. Для извлечения из пластов нефти и газа применяют различные методы вскрытия и оборудования забоя скважины. В большинстве случаев в нижней части эксплуатационной колонны, находящейся в продуктивном пласте, простреливают (перфорируют) ряд отверстий 4 в стенке обсадных труб и цементной оболочке. В устойчивых породах призабойную зону скважины оборудуют различными фильтрами и не цементируют или обсадную колонну опускают только до кровли продуктивного пласта, а его разбуривание и эксплуатацию производят без крепления ствола скважины. Устье скважины в зависимости от ее назначения оборудуют арматурой (колонная головка, задвижки, крестовина и др.).

3 Организация ведения буровых работ

3.1 Общие сведения о компании ведущей буровые работы

ООО «РН-Бурение» создано в марте 2006 года в результате консолидации сервисных активов НК «Роснефть».

Общество осуществляет деятельность по бурению нефтяных и газовых эксплуатационных и разведочных скважин.

Общество обладает одной из самых разветвленных филиальных сетей в России среди буровых компаний, работающих в Российской Федерации (10 филиалов).

Парк буровых установок ООО «РН-Бурение», с учетом созданного Нижневартовского филиала, составляет 257 единиц.

3.2 Технологии строительства скважин

Современный процесс бурения скважины — это сложный технико-технологический процесс, состоящий из цепи звеньев, выход из строя одного из которых может привести к осложнениям, авариям или даже к гибели скважины.

Безотносительно к способу разрушения горных пород процесс бурения скважины включает ряд операций: