ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 23.11.2023
Просмотров: 130
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
ВВЕДЕНИЕ
Сегодня нефтегазодобывающая отрасль является одной из самых значимых для экономики России. Данная отрасль обеспечивает успешное функционирование и развитие промышленности страны. Нефть и газ являются основной статьей экспорта и создают положительный торговый баланс. Нефтегазовые доходы обеспечивают до 40 % доходов федерального бюджета и до 16 % ВВП. Основные инвестиции в стране приходятся на нефтегазовую отрасль.
Актуальность выбранной мною темы состоит в том, что потребность в ловильных работах возникает в каждой пятой бурящейся скважине и в четырех из пяти ремонтируемых. Поскольку стоимость ловильных работ может быть весьма значительной, подход к ним должен быть осторожным и взвешенным. Техника и технология этих работ совершенствовались годами и позволяют ликвидировать практически любую аварию в скважине. Именно поэтому можно прийти к выводу, что грамотное составление плана и выполнение ловильных работ очень важно для нефтегазодобывающей отрасли.
Предметом моего курсового проекта является капитальный ремонт скважин по проведению ловильных работ.
Объектом является ООО “Газпром подземремонт Уренгой”, цех № 3, Уренгойское месторождение.
Цели курсового проекта:
- поиск решения проблем, появляющихся в процессе ремонта скважин;
-
рассмотреть характеристику аварий при ремонте скважин; -
описать технологию проведения ловильных работ; -
произвести расчет и подбор подъемного агрегата; -
изучить технику безопасности при ловильных работах.
1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
1.1 Общие сведения о районе месторождения
В административном отношении Уренгойское месторождение находится на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа (рисунок 1). Месторождение расположено в Уренгойском нефтегазоносном районе Надым-Пурской нефтегазоносной области.
Рисунок 1 - Обзорная карта района
Ближайшим к объекту является город Новый Уренгой, расположенный в юго-западной части Уренгойского месторождения. Административный центр района пос. Тарко-Сале находится в 100 км от южной границы территории месторождения. Город Салехард, являющийся административным центром Ямало-Ненецкого автономного округа, расположен в 480 км западнее Уренгойского месторождения.
В настоящее время объектами разработки Уренгойского месторождения являются сеноманская и валанжинская залежи, а также нефтяные оторочки нижнемелового продуктивного комплекса. Для обеспечения добычи газа, конденсата и нефти на территории месторождения построены (отдельные объекты строятся или запроектированы к строительству) и эксплуатируются газовые, газоконденсатные и нефтяные скважины, газосборные шлейфы и коллектора, газо- и конденсатопроводы, установки комплексной подготовки газа, дожимные насосные и компрессорные станции, центральные пункты сбора нефти, завод по переработке нестабилного конденсата.
Другим важным элементом гидрографической сети рассматриваемой территории являются озера. На территории Уренгойского месторождения этот показатель составляет порядка 14,5 %. Обилие озер обусловлено плоским рельефом, близким залеганием к поверхности водоупорных горизонтов, широким распространением многолетнемерзлых пород и большой увлажненностью.
В гидрогеологическом отношении рассматриваемая территория находится в северной части Западно-Сибирского артезианского бассейна, представляющего собой гидродинамическую систему, объединяющую серию водоносных горизонтов и комплексов.
Изученность Уренгойской зоны, вытянутой с севера на юг почти на 200 км, в плане выявления сырья для производства строительных материалов неравномерна. В основном месторождения сосредоточены вокруг крупных населенных пунктов (Уренгоя, Нового Уренгоя), по долинам рек Ево-Яха, Седеяха, Табъяха и Нгарка-Табъяха, а также в притрассовой полосе железной дороги Новый Уренгой-Ямбург. Территория обладает значительными прогнозными ресурсами строительных песков, обнаруженных в долинах вышеперечисленных рек, а также на водоразделах как в контуре Уренгойской зоны, так и вокруг нее.
1.2 Нефтегазоносность
Одним из нефтегазоносных объектов вскрытой части разреза в пределах Уренгойского НГКМ является ачимовская толща нижнего мела (таблица 1).
Таблица 1 – Нефтегазоносность ачимовской толщи
| Индекс пласта | Интервал, м | Тип флюида | Плотность, кг/м3 | Прониц., мкм2 | t в пласте, °C | Пластовое давление, МПа |
| K1tn (БУ80) | 2650-2670 | Н | 0,815 | 27,81 | 75 | 26,58 |
| K1tn (БУ8) | 2674-2700 | НГК | 0,815 | 32,66 | 75 | 26,77 |
| K1srt (БУ10) | 2820-2835 | НГК | 0,847 | 26,64 | 79 | 27,75 |
| K1srt (БУ110) | 2840-2865 | НГК | 0,847 | 16,59 | 79 | 27,61 |
| K1srt (БУ121) | 2875-2900 | Н | 0,840 | 17,18 | 79 | 27,74 |
| K1srt (БУ12) | 2910- 2930 | ГК | - | 15,75 | 83 | 28,52 |
| K1srt (БУ13) | 2940-2990 | Н | 0,835 | 15,06 | 83 | 28,52 |
| K1srt (БУ14) | 3050-3065 | Г | - | 15,9 | 93 | 29,1 |
| K1srt (БУ15) | 3105- 3130 | НГК | - | - | - | - |
| K1srt (БУ16) | 3165- 3180 | НГК | 0,861 | 2,4 | 93 | 32,79 |
| K1srt (Ач1) | 3555-3577 | НГК | 0,823 | 3,8 | 103 | 54,5 |
В плане соотношение полей распространения коллекторов ачимовской толщи с контуром продуктивности основного неокомского горизонта БУ10-11 и сеноманской газовой залежи показано на рисунке 2.
Поле газоносности ачимовского пласта Ач5 по имеющимся данным лишь своей западной частью перекрывается неокомским контуром, в основной же части распространяется восточнее, в пределах восточного склона Уренгойского вала.
Рисунок 2 - Соотношение в плане контуров нефтегазоносности основных продуктивных комплексов в пределах Уренгойского вала и его восточного склона
Поле газоносности пластов Ач3-4 совпадает с контуром нефтегазоносности горизонта БУ10-11 в пределах севера ЦПЗ и восточной части юга ЦПЗ, при этом резервуар горизонта Ач3-4 имеет распространение и в пределах северной половины и юго-восточной части площади нефтегазоносности горизонта БУ10-11, однако на этой территории ачимовские коллекторы водонасыщенны по данным ГИС и испытаниям.
Газовая залежь сеномана в плане перекрывает западную часть залежи пласта Ач5 и почти полностью - поле распространения коллекторов горизонта Ач3-4, за исключением северной половины Северного купола.
Площадь развития ачимовских отложений в пределах Ново-Уренгойской зоны находится вне контуров сеноманской и неокомских залежей.
Между основными неокомскими пластами БУ80 - БУ14 и ачимовскими пластами в разрезе нижнемеловых отложений рассматриваемой территории выявлены залежи углеводородов в горизонтах БУ16 и БУ18 и пластах БУ17 и БУ19, приуроченные к восточному склону Уренгойского вала (Уренгойская, Северо-Есетинская, Есетинская, Восточно-Уренгойская, Ево-Яхинская площади). При этом по горизонтам БУ16 и БУ18 предполагаются геологические модели залежей, связанные с кулисообразно залегающими меридионально вытянутыми клиноформами.
Нефтегазоносный резервуар Ач6 развит на Восточно-Уренгойской Северо-Есетинской, Есетинской и Ево-Яхинской площадях, на восточном склоне Уренгоского вала, Ач60 –восточном склоне Уренгойского вала, на Есетинской, Северо-Есетинской, Непонятной и Самбургской площадях, Ач5
–навосточномсклонеУренгойскоговала, наЕсетинской, Восточно-Уренгойской, СамбургскойиСеверо-Самбургскойплощадях, Ач3-4 преиму-щественновсводовой части Уренгойского вала, на Самбургской и Северо-Самбургской площадях, Ач1-2 –назападномсклонеУренгойскоговала, наТабъяхинскойиХадуттейскойплощадях.
Нефтяные, газоконденсатные, газоконденсатнонефтяные залежи в резервуарах ачимовской толщи контролируются литолого-тектоническими блоками (участками, ограниченными комбинированным развитием литологических и тектонических экранов). В пределах отдельных блоков распределение флюидов связано, в основном, с гипсометрией.
Наибольшими размерами и повышенной продуктивностью характеризуются горизонты Ач3-4, Ач5. Средние дебиты газоконденсатной смеси при исследовании на различных режимах во многих скважинах превышают 500 тыс.м3/сут, а дебиты стабильного конденсата варьируют от 80 до 150 м3/сут, в то же время от-дельные участки характеризуются низкоэнергетическими свойствами и при испытании дают низкодебитные притоки газоконденсатной смеси.
Ачимовские отложения Уренгойского месторождения являются одним из наиболее сложнопостроенных объектов разреза. Достаточно хорошо прослеживаются песчано-алевритовые тела в меридиональном направлении, которые образуют ориентированные с юга на север узкие зоны повышенных мощностей песчаников (до 40-60 м при общей мощности от 90 до 100 м).
Фильтрационно-емкостные свойства ачимовских коллекторов часто низкие: проницаемость составляет от 1,0·10-3 до 10,0·10-3 мкм2, открытая пористость изменяется от 15 % до 20 %, цемент коллекторов глинисто-карбонатный, по керну и данным испытания (дебиты газа более 300 тыс. м3/сут, дебиты конденсата более 100 м3/сут), возможно, присутствуют и трещинный тип коллекторов и смешанный поровотрещинный.
1.3 Характеристика пластовых флюидов
Отобранные в процессе промысловых газоконденсатных исследований скважин пробы углеводородов были исследованы в лабораторных условиях, для определения состава пластового газа (таблица 2).
Состав пластового газа в лаборатории компании «ГАЗПРОМ» рассчитывался путем математической рекомбинации, на основе результатов хроматографии газов сепарации, дегазации и насыщенного конденсата. В остальных лабораториях (ИТЦ ООО «Газпром добыча Уренгой», ОАО «Тюменская центральная лаборатория», ООО «МНП «ГЕОДАТА»») состав пластового газа рассчитывался в соответствии с утвержденными методиками, по Российским стандартам.
Таблица 2 – Общая характеристика газа по месторождению в целом.
| Компонент | Содержание, %об. | |
| отдельно | суммарно | |
| Метан | 94,8932 | 94,8932 |
| Этан | 2,8286 | 97,7218 |
| Пропан | 0,9562 | 98,6780 |
| Изо-Бутан | 0,2030 | 98,8810 |
| Н-Бутан | 0,1932 | 99,0742 |
| Нео-Пентан | 0,0021 | 99,0763 |
| Изо-Пентан | 0,0376 | 99,1139 |
| Н-Пентан | 0,0262 | 99,1401 |
| Гексаны | 0,0183 | 99,1584 |
| Гептаны | 0,0084 | 99,1668 |
| Октаны | Менее 0,0010 | 99,1668 |
| Азот | 0,6781 | 99,8449 |
| Диоксид углерода | 0,1430 | 99,9879 |
| Кислород | Менее 0,0050 | 99,9879 |
| Гелий | 0,0107 | 99,9986 |
| Водород | 0,0014 | 100,0000 |
| Сероводород | Следы | - |
| Меркаптаны | Следы | - |
| Общая сера | Следы | - |
Всего к моменту подготовки материалов для Единой технологической схемы разработки определен 477 составов пластового газа. В подсчете запасов было учтено 311 составов пластового газа (из них 173 состава газа определено при первичных промысловых исследованиях и 138 - в процессе ОПЭ). После 2003 г. выполнено определение 166 составов пластового газа.
Состав пластового газа ачимовских залежей Уренгойской группы месторождений является, в основном метановым. Его концентрация в составе газа, определенном при первичных промысловых исследованиях, изменяется от 72,16% мольных (скважина 800, пласт Ач52-3) до 91,11% мольных (скважина 695, пласт Ач3). Суммарное содержание гомологов метана (этана, пропана, бутанов) изменяется от 6,84% мольных (скважина 695, пласт Ач3) до 22,47% мольных (скважина 707, пласт Ач4). Содержание тяжелых углеводородов (С5+В) изменяется от 1,84% мольных (скважина 1-21-02) до 18,18% мольных (скважина 707, пласт Ач4). Концентрация неуглеводородных компонентов (азота и углекислого газа) варьирует от 0,42% (скважина 746, пласт Ач3) до 2,49% (скважина 800, пласт Ач52-3). В некоторых пробах в небольшом количестве (не более 0,02% мольных) обнаружены гелий и водород.