Файл: Объектом является ооо.docx

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 23.11.2023

Просмотров: 446

Скачиваний: 4

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.



ВВЕДЕНИЕСегодня 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 РАЗДЕЛ1.1 Общие сведения о районе месторожденияВ 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 районаБлижайшим 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 НефтегазоносностьОдним 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 склонаПоле 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 флюидовОтобранные 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.

Смотрите также файлы