Технология бурения нефтяных и газовых скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования Республики Татарстан

Альметьевский нефтяной государственный институт

Отчёт

по учебной практике

Выполнил: ст.гр.69-13ВТ

Принял:

Альметьевск 2011

Содержание

1. Производственная и организационная структура НГДУ

2. Геолого-физическая характеристика объектов

3. Бурение скважин

4. Разработка нефтяных месторождений

5. Система поддержания пластового давления

6. Эксплуатация нефтяных и нагнетательных скважин

7. Исследование скважин

8. Методы увеличения производительности скважин

9. Текущий и капитальный ремонт скважин

10. Сбор и подготовка нефти, газа и воды

11. Техника безопасности, охрана труда и окружающей среды

Список литературы

1. ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ И ОРГАНИЗАЦИОННАЯ СТРУКТУРА НГДУ

Организация производственных процессов в НГДУ «Альметьевнефть»:

ОППД" отдел поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи пласта Главная задача-разработка и организация выполнения мероприятий, направленных на выполнение плана закачки технологической жидкости в пласт, повышение эффективности использования нагнетательного фонда скважин и другого оборудования системы ПДД контроль за своевременным выполнением мероприятий, направленных на повышение нефтеотдачи пластов, контроль за выполнением природоохранных мер при эксплуатации объектов ППД.

ЦИТС обеспечение выполнения суточных и месячных планов добычи нефти и газа, организация и контроль выполнения суточных заданий, ежедневный анализ производственной ситуации, круглосуточная организация и контроль работ всех объектив, осуществление координации с вспомогательным производством.

ТОДНиРП- технологический отдел по добыче нефти и развитию производства, Главная задача: разработка перспективных, годовых, квартальных и месячных планов добычи нефти, ввода скважин в эксплуатацию, подземных и капитальных ремонтов скважин и скважин на механизированную добычу нефти.

ОKPC - обеспечение качественного ремонта скважин от написания планов работ до окончания ремонт, разработка организационно-технических мероприятий, направленных на повышение эффективности ремонта скважин, осуществление контроля за соблюдением технологического процесса при капитальном ремонте скважин, внедрение новых технологий, материалов.

ООСС- отдел организации строительства скважин осуществляет контроль над своевременным выполнением работ по строительству скважин при условии не превышения лимита затрат.

CПСН служба по приему - сдаче нефти. Главной задачей по приему сдачи нефти, является организация приема нефти от подразделений ОАО «Татнефть» и сдачи ее на объединенных узлах учета в систему магистральных нефтепроводов АК «Транснефть».

СПБиОТ - служба промышленной безопасности и охраны труда (Основной задачей является обеспечение промышленной безопасности и охраны труда в подразделениях управления, организация и координация работы в этом направлении.

Технический отдел - осуществляет руководство работами по внедрению и эксплуатации на объектах НГДУ средств новой техники, передовой технологии.

ОМТСиКО отдел материального - технического снабжения и комплектации оборудования. Осуществляет корпоративного управления процессом материального - технического обеспечения производством.

Отдел главного энергетика - осуществляет техническое и методическое руководство энергетической службой управления, разрабатывает и контролирует внедрение мероприятий по рациональной эксплуатации энергетического и теплотехнического оборудования.

Отдел главного механика. Главной задачей является осуществление технического и методического руководства механоремонтной службы управления, обеспечения рациональной эксплуатации оборудования.

Отдел главного технолога. Главной задачей является организация выполнения планов по подготовке и перекачке нефти, выработке широкой фракции, мероприятий, направленных на улучшение качества и снижения потерь подготовленной нефти.

ТОРНиГМ - технологический отдел по разработке нефтяных и газовых месторождений. Главной задачей отдела является внедрение, утверждение технологических схем и проектов разработки месторождений.

Геологический отдел. Главной задачей геологического отдела является детальное изучение нефтяных и газовых месторождений в период разбуривания их эксплуатационными и нагнетательными скважинами.

МГС - маркшейдерско-геодезическая служба. Главной задачей МГС является своевременное и качественное проведение предусмотренного нормативными требованиями комплекса маркшейдерских работ, достаточных для обеспечения безопасного ведения работ, связанных с пользованием недрами, наиболее полного извлечения из недр запасов полезных ископаемых, обеспечения технологического цикла горных, строительно-монтажных работ, а гак же для прогнозирования опасных ситуаций при ведении таких работ.

ОВП - отдел вспомогательного производства. Главной задачей отдела является изучение социологических проблем организации труда, быта и отдыха работников, разработка социальных программ, организация их выполнения и контроль, за ходом их реализации.

СОИ - служба обработки информации. Главной задачей является внедрение и обеспечение эффективного функционирования информационной системы НГДУ, сбор первичной информации, своевременная выдача потребителям результатов вычислений.

ПООМ - производственный отдел по обустройству месторождений. Главной задачей является разработка мероприятий по своевременному вводу в эксплуатацию строящихся объектов, текущих и перспективных планов капитального строительства.

ОЭР и П - отдел экономических расчетов и прогнозирования. Главной задачей является организация и совершенствование расчетов и обоснований по прогнозированию и оперативному анализу финансовой деятельности управления, расчеты и обоснования финансового плана по самостоятельным структурным подразделениям.

ООТиЗП - отдел организации труда заработной платы. Главной задачей является создание условий для прогрессивной и эффективной трудовой деятельности за счет разработки и внедрения передовых форм организации труда.

ОКС - отдел капитального строительства. Главной задачей отдела является составление текущих и перспективных планов капитального строительства городских объектов жилищно-гражданского назначения, финансируемых ОАО «Татнефть» и другими источниками финансирования, контроль за ходом строительства и финансирования сооружаемых объектов, обеспечение своевременного ввода в эксплуатацию законченных строительством объектов.

Отдел регистрации имущества - Главной задачей отдела является представление НГДУ «Альметьевнефть» по вопросам Государственной регистрации прав на имущество и при заключении сделок (аренды, купле-продаже) с имуществом, а также учет, контроль и анализ эффективности использования имущества, принадлежащего НГДУ «Альметьевнефть» и разработка предложений по его улучшению.

ПСО - проектно - сметный отдел. Главной задачей является своевременная выдача проектно - сметой документации «Заказчику» согласно мероприятиям, разработанным по своевременному вводу в эксплуатации. Строящихся объектов, текущих и перспективных планов строительства новых, реконструкции существующих объектов собственными силами.

ЦДНГ - цеха по добыче нефти и газа. Главная задача - обеспечение разработки нефтяных и газовых месторождений.

ЦППД - цех поддержания пластового давления. Главная задача - поддержание пластового давления на объектах разработки.

ЦКППН - цех комплексной подготовки и перекачки нефти. Главная задача - прием нефти с ЦДНГ в резервуарные парки, сепарация нефти при товарных парках, выработка широкой фракции легких углеводородов, сдача подготовленной нефти

ЦКПРС - цех капитального и подземного ремонта скважин. Основной задачей является своевременная и качественная замена вышедших из строя электроцентробежных установок и подземного оборудования.

ПРЦГНО - прокатно-ремонтный цех глубинно-насосного оборудования. Основной задачей является осуществление ремонта ревизии опрессовки.

ЦПСН - цех по приему-сдаче нефти. Главной задачей является организационно-техническое обеспечение приемо-сдаточных операций нефти, обеспечение достоверности учета и контроля качества нефти.

ПРЦЭиЭ - прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения. Основная задача - обеспечение надежной, экономичной, безопасной работы электроустановок, проведение ремонта электрооборудования во всех подразделениях НГДУ.

ТЭЦ - теплоэнергетический цех. Главной задачей цеха является бесперебойное, рациональное обеспечение тепло энергией объектов НГДУ, ОАО «Татнефть» с минимальными затратами и предотвращением потерь энергоносителя.

ПРЦЭО - прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования. Главной задачей цеха является обеспечение надежной и бесперебойной работы нефтепромыслового оборудования.

ЦАП - цех автоматизации производства. Главной задачей является техническое обслуживание и обеспечение надежной работы КИП.

АУТТ-1 - Альметьевске управление технологического транспорта. Главной задачей АУТТ-1 является качественное и своевременное транспортное обслуживание и выполнение работ специальной техникой для предприятий, организаций и структурных подразделений НГДУ в целях обеспечения выполнения плановых заданий по добыче нефти и газа, строительству нефтяных и газовых скважин.

ЦАКЗО - цех по антикоррозийной защите оборудования. Главной задачей цеха является увеличение срока службы нефтепромыслового оборудования с помощью применения технологий по защите от коррозии.

СОЦ - Спортивно-оздоровительный цех НГДУ «АН». Главной задачей цеха является обеспечение условий для укрепления здоровья и разностороннего физического развития работников НГДУ «АН» и членов их семей.

ЦПЭ - цех производственной эстетики. Главной задачей цеха является осуществление эстетической организации производственной сферы, капитальный ремонт зданий и сооружений НГДУ, строительство объектов производственного и гражданского назначения.

База отдыха «Юность». Главной задачей является обеспечение отдыха работников НГДУ и их семей.

Центральный склад. В задачи склада входит: прием, обработка, хранение и отпуск материальных ценностей и оборудования.

УКК - Учебный курсовой комбинат. Главной задачей является: подготовка, переподготовка, повышение квалификации рабочих, обучение бригадиров и их резервов, участие в работе по профессиональной ориентации молодежи, проводимой службами подразделений.

2.ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТОВ

Ромашкинское месторождение -- расположено в 70 км к западу от г. Альметьевск Татарской ACCP; входит в Волго-Уральскую нефтегазоносную провинцию. Открыто в 1948, разрабатывается с 1952. Приурочено к Альметьевской вершине Татарского свода размером 65х75 км, присводовая часть осложнена многочисленными локальными поднятиями. Месторождение многопластовое. Основная промышленная нефтеносность связана с терригенными толщами среднего, верхнего девона и среднего карбона (бобриковский горизонт); меньшие по размерам залежи расположены в карбонатных коллекторах верхнего девона, нижнего и среднего карбона. Выявлено свыше 200 залежей нефти. Основная залежь высотой 50 м находится в пашийском горизонте. Коллекторы представлены кварцевыми песчаниками суммарной мощностью от нескольких до 50 м, средняя нефтенасыщенная мощность 10-15 м. Пористость песчаников 15-26%, проницаемость 40-2000 мД. Нефть нафтеново-парафинового состава, плотностью 796-820 кг/м³, содержание S 1,5-2,1%, парафина 2,6-5,4%. Состав попутного газа (%): CH₄ 30-40, С₂Н₆+высшие 27-55. Залежь кыновского горизонта верхнего девона (мощность песчаных коллекторов до 9 м, средняя нефтенасыщенная мощность 3,2 м) гидродинамически связана с пашийской залежью. Остальные залежи в терригенных отложениях (нижний карбон) приурочены к песчано-алевролитовым коллекторам суммарной мощностью до 18 м. Режим залежей водонапорный и упруговодонапорный. Основные залежи разрабатываются с поддержанием пластового давления (внутриконтурное и законтурное заводнение), механизированным способом. Центр добычи -- Альметьевск.

Миннибаевская площадь является одной из центральных площадей месторождения. Площадь начала вводиться в промышленную разработку в 1952г. Первые нагнетательные скважины Альметьевско - Миннибаевского разрезающего ряда переведены под закачку воды в 1954 г. Сегодня это одна из наиболее выработанных площадей Ромашкинского месторождения, находится в промышленной разработке 37 лет.

Рис. 1

I - Ромашкинское месторождение:

площади: 1 - Березовская, 2 - Северо-Альметьевская, 3 - Альметьевская, 4 - Миннибаевская, 5 - Зай-Каратайская, 6 - Куакбашская, 7 - Ташлиярская, 8 - Чишминская, 9 - Алькеевская, 10 - Восточно-Судеевская, 11 - Абдрахмановская, 12 - Южно-Ромашкинская, 13 - Западно-Лениногорска, 14 - Павловская, 15 - Зеленогорская, 16 Восточно - Лениногорская, 17 - Азнакаевская, 18 - Холмовская, 19 Каракалинская, 20 - Южная, 21 - Сармановская;

II - Ново-Елховское месторождение;

III-Бавлинскоеместорождение

а - границы месторождений;

б - границы площадей.

Характеристика геологического строения

Миннибаевская площадь является одной из центральных площадей Ромашкинского месторождения с размерами 19,5 х 13,3 км и общей площадью 255,6 км². Она приурочена к западно-центральной части структуры II порядка - Южно - Татарскому своду. С запада ограничена Алтунино-Шунакским прогибом, отделяющим площадь от Ново-Елховской структуры.

Основным эксплуатационным объектом являются продуктивные отложения кыновского (Д₀) и пашийского (Д₁) горизонтов, залегающие в среднем на глубине 1750 - 1770 м. Эксплуатационный объект представлен переслаиванием песчаных, песчано - алевролитовых и аргиллитовых пород. Коллекторами служат хорошо отсортированные мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты.

В разрезе кыновского и пашийского горизонтов выделяют 9 продуктивных пластов: Д_о (кыновский горизонт), а, б₁, б₂, б₃, в, г_1, г₂₊₃, д (пашийский горизонт).

Коллекторы пласта Д_о приурочены к средней части кыновского горизонта и развиты преимущественно в северо-западной и центральной частях площади, залегают в виде линз и полос различной величины от весьма крупных до мелких, вскрытых одной скважиной. Средняя толщина продуктивных пластов-коллекторов составляет 16,5 м. Тип пласта Д_о пластово-сводовый.

Корреляция пластов пашийского горизонта осуществляется с использованием репера «верхний известняк», выделяемого в кровле горизонта и репера «муллинские глины», залегающего в подошве пашийский отложений. Репер «верхний известняк» в пределах площади выделяется повсеместно, а репер «муллинские глины» на отдельных, небольших участках площади отсутствует в связи со слиянием коллекторов пласта Д₁ и нижезалегающего пласта Д₂. В средней части горизонта выделяется дополнительный репер «аргиллит», расчленяющий отложения пашийского горизонта на две различающиеся между собой по характеру строения пачки: верхнепашийская, включающая пласты а, б₁. б₂, б₃, и нижнепашийская, сложенная пластами в, г_1, г_2+3, д.

Верхнепашийские отложения характеризуются линзовидным и полосообразным залеганием коллекторов, небольшими толщинами пластов (1-3м) и преобладающим распространением низкопродуктивных коллекторов.

Нижнепашийским отложениям присуще площадное распространение коллекторов (в, г₂₊₃, частично д) на большей части площади представленных высокопродуктивными пластами с значительно большей толщиной (в среднем 5-7 м).

Водонефтяной контакт в пределах Миннибаевской площади прослеживается, в основном, в пластах г₁, г₂₊₃ и д. Исключение составляет Чупаевский участок (блок №7), где на границе с Алтунино-Шунакским прогибом выделяется узкая полоса водонефтяной зоны в пластах а, б, в. В пределах площади ВНК выполнен в 182 скважинах. Среднее его положение по площади в целом составляет - 1488,1 м. Отмечается понижение положения ВНК по направлению с севера на юг. Если в пределах блоков №3, №4 ВНК расположен соответственно на отметках -- 1488,6 м и -- 1489 м, то в северной части площади (блок №1) водонефтяной контакт выделяется на абсолютной отметке в среднем равной -1486,4 м (табл. 1.). Также заметно погружение ВНК по направлению к Алтунино-Шунакскому прогибу, где в пределах блока №7 среднее положение находится на уровне -1489,1 м.

Пористость, проницаемость и начальная нефтенасыщенность

Породы, слагающие горизонт Д_о и Д₁ по литологической характеристике делятся на две категории: песчано-алевролитовые, являющиеся коллекторами, глинисто-алевролитовые и аргиллитовые, которые представляют не коллекторы и служат непроницаемыми разделами между пластами-коллекторами.

В работе по подсчёту запасов нефти горизонтов Д_о и Д] Ромашкинского нефтяного месторождения дифференциация на группы осуществлялась по двум параметрам: проницаемости и глинистости. За нижнюю границу принято предельное значение проницаемости, при которой пласт может обводняться пластовой (солёной) водой, равное 0,025 мкм². Коллекторы разделены на две группы: высокопродуктивные с к > 0,100 мкм² и малопродуктивные с 0,025мкм² < к < 0,100 мкм².

В первой группе коллекторов выделяются две подгруппы, критерием для деления которых служит величина глинистости, равная 2%. Первая подгруппа имеет¹ глинистость менее 2% и названа «высокопродуктивными неглинистыми коллекторами». Вторая подгруппа с глинистостью более 2% называется «высокопродуктивные глинистые коллекторы». Принятое деление пород-коллекторов по величине глинистости исходит из предположения о невозможности заводнения коллекторов 2 подгруппы пресной закачиваемой водой, ввиду разбухания глинистых частици резкого снижения проницаемости, и наличии такой возможности у коллекторов 1 подгруппы.

Таблица 1.

Средние абсолютные отметки начального положения ВНК

№ блока	Кол-во скважин	Средняя отметка ВНК, м	Среднее квадратическое отклонение, м
1 2 3 4 5 6 7	32 22 44 36 10 24 14	-1486,4 -1488,2 -1488,5 -1489,0 -1487,5 -1487,0 -1489,1	±1,9 ±1,9 ±1,9 ±2,2 ±0,7 ±1,6 ±2,1
По площади в целом	182	-1488,1	±2,2

Во второй группе пород-коллекторов с проницаемостью, изменяющейся в пределах от 0,025 мкм² до 0,100 мкм², преобладают разности с глинистостью более 2%, но встречается и небольшая доля пластов с глинистостью меньше 2%. Пласты, сложенные коллекторами второй группы, пресной закачиваемой водой не заводняются.

Учитывая высокую сходимость средних значений пористости, нефтенасыщенности и проницаемости, определённых по данным анализов керна и методов промысловой геофизики, хорошую корреляцию данных керна и промыслово-геофизических параметров и существенно большую полноту охвата промыслово-геофизическими исследованиями и результатами их интерпретации по площади и разрезу, чем по материалам лабораторных анализов керна, основные коллекторские параметры пласта приняты по данным интерпретации промыслово-геофизических методов.

Анализ приведённых данных показывает, что по емкостным свойствам коллекторы первой группы второй подгруппы занимают промежуточное положение между высокопродуктивными неглинистыми и малопродуктивными коллекторами, а по фильтрационным свойствам и условиям заводнения ближе к малопродуктивным. Рассматривая характер изменения абсолютной проницаемости по разрезу, можно отметить, что достаточно хорошо выявляется закономерность её увеличения по направлению сверху вниз. Аналогичная закономерность рассматривается и в изменении нефтенасыщенности пластов-коллекторов.

Наилучшими фильтрационными свойствами среди всех выделенных пластов по подгруппе «высокопродуктивных неглинистых коллекторов» отличаются пласты б₃, в, г₂₊₃ (1,032 - 1,089 мкм²), а самыми низкими - пласт Д₀, где проницаемость практически в два раза ниже проницаемости рассматриваемых пластов. Проницаемость этого типа коллекторов в остальных пластах занимает промежуточное положение. Среди «высокопродуктивных глинистых коллекторов» более высокой проницаемостью обладают пласты б₂, б₃ и в (0,322 -0,391 мкм²). В низкопродуктивных коллекторах всех пластов коэффициент проницаемости изменяется в небольших пределах от 0,056 мкм² до 0,056 мкм², при среднем его значении в целом по объекту разработки равном 0,061 мкм².

По емкостным свойствам «высокопродуктивных песчанистых коллекторов» более низкими значениями пористости характеризуются пласты Д₀ и а. В оставшихся пластах данной подгруппы средние значения пористости близки между собой и изменяются в пределах от 21,3% до 22%. Емкостные характеристики пластов по каждой из двух других групп близки между собой.

Оценивая фильтрационную характеристику групп коллекторов в целом по блокам, необходимо отметить их достаточную близость, за исключением блока №5, который отличается более низкой величиной проницаемости в высокопродуктивных неглинистых коллекторах, что, очевидно, в определённой степени должно отразиться на состоянии разработки этого блока.

Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщен-ности пластов Д₀ и Д₁ - в табл.2.

Толщины пластов

На Миннибаевской площади, как рассматривалось выше, путём детальной послойной корреляции выделено 9 продуктивных пластов.

Верхний из них, пласт Д₀, коллектором представлен на 47% площади в основном в виде одного пропластка. В отдельных скважинах количество прослоев увеличивается до двух-трёх. Толщина пласта изменяется от 0,8 до 6,2 м и в среднем составляет 1,7 м. От нижезалегающего пласта а горизонта Д₁ пласт Д_о отделен глинистой толщей, представленной пачкой зеленовато-коричневых аргиллитов толщиной 1 - 16,8 м, являющейся наиболее выдержанной по площади (выделяется во всех пробуренных скважинах). По направлению к Алтунино-Шунакскому прогибу её толщина уменьшается.

Общая толщина горизонта Д₁ колеблется в пределах от 32,2 м до 56,0 м, а средние значения по блокам изменяются от 39,2 до 43м. Эффективные и нефтенасыщенные толщины в целом по горизонту изменяются соответственно от 3,6 до 41,2 м и от 1,0 до 37,2 м. Наименьшими толщинами характеризуются 5 и 7 блоки.

Разделы между выделенными в разрезе горизонта Д₁ пластами сложены, в основном, глинистыми алевролитами с прослоями аргиллитов.

Пласт а коллектором представлен на 52,4% площади, из них в 27,6% скважин залегает совместно с пластом б₁. Коэффициент связанности составляет (к_св) 0,171. средняя толщина пласта а равна 1,9 м, от пласта б₁ он отделён глинистой перемычкой, толщиной в среднем равной 2 м при коэффициенте вариации 61,3%.

Пласт б₁ является наименее выдержанным по площади. Вероятность вскрытия коллектора по блокам изменяется от 0,150 до 0,312, в средне по площади составляет 0,234. Коллекторы пласта залегают в виде небольших полос и линз. Толщина пласта по блокам в среднем колеблется от 1,4 до 2,8м. Пласт в 62,1% скважин залегает совместно с пластом аив 48,2% скважин совместно с пластом б_:2. Коэффициент связанности с нижележащим пластом меняется от 0 до 0,579, соответственно на 5 и 7 блоках. Толщина глинистой перемычки между пластами 6₁ и б₂ равна 1,6 м, коэффициент вариации составляет 58,9%.

Таблица 2.

Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенноети пластов Д₀ иД₁

Метод определения	Наименование	Проницае мость, мкм2	Порис тость, доли ед.	Нефте насы щен ностъ, доли ед.	Насыщен ность связан ной во дой, доли ед.
Лабораторные исследования керна	Количество скважин,шт Количество определений,шт Среднее значение Коэффициент вариации, доли ед. Интервал изменения	33 400 0,547 0,87 н/пр-3,396	33 477 0,210 0,210 0,037-0,240	6 222 0,875 0,180 0,304-0,969	6 222 0,125 - 0,031-0,696
Геофизические исследования скважин	Количество скважин, шт Количество определений,шт Среднее значение Коэффициент вариации, доли ед. Интервал изменения Принятая при анализе	624 2773 0,656 1,169 0,030-3,648 0,656	629 3528 0,201 0,161 0,135- 0,249 0,201	634 2736 0,843 0,108 0,55-0,945 0,843	0,157 0,157

бурение нефтяная газовая скважина

Пласт б₂ отличается от вышележащего несколько большим распространением по площади (Р = 0,402) и залегает преимущественно в виде достаточно крупных полос и линз. Средняя толщина пласта по площади равна 1,9 м. По характеру залегания по отношению к смежным пластам он в 26,2% скважин вскрыт совместно с пластом б₁ и в 13,5% скважин совместно с б₃. Связанность с пластом 6₁ по блокам различна, изменяется от 0 (5 блок) до 0,722 (7 блок). Непроницаемый раздел между пластами б₂ и б₃ характеризуется толщиной в среднем равной 1,9 м.

Пласт б₃ сложен коллектором на 55,3% площади, из них в 10% залегает совместно с пластом б₂ и в 67,4% с в. По характеру распространения коллекторов по площади он представлен ещё более крупными линзами и полосами чем пласт б₂. Средняя толщина его в целом по площади составляет 2,4 м. От нижележащего пласта в пласт б₃ отделен наиболее выдержанной в разрезе горизонта Д₁ глинистой перемычкой («аргиллит») толщиной около 4м. Основные зоны слияния пластов б₃ и в выделены на 1 и 4 блоках. На остальной части площади слияний коллекторов рассматриваемых пластов либо нет (2 блок), либо они вскрыты в единичных скважинах.

Пласт г₁ сложен в виде крупных линз и полос, прерывистость е уменьшается с востока на запад, вероятность встречи коллектора составляет 0,65, в 83,3% и 96,3% скважин, соответственно, перекрывается и подстилается пластами а и г₂₊₃. Коэффициент связанности с пластом г₂₊₃ изменяется от 0,146 до 0,425. Толщина глинистой перемычки с пластом г₂₊₃ составляет 1,9 м.

Наиболее выдержанным из всех пластов объекта разработки является пласт г₂₊₃ (Р = 0,939), зоны отсутствия коллекторов выделяются, в основном, в пределах первого блока. От пласта д отделен глинистым разделом с толщиной, колеблющейся в среднем от 2,4 м до 4,5 м. В 37,7% скважин, вскрывших пласты г₂₊₃ и д, их коллекторы находятся в слиянии. Средняя толщина пласта г₂₊₃ составляет 3,5 м.

Самый нижний из пластов горизонта Д₁ - пласт д, в центральной и нижней частях площади имеет близкое к площадному распространение, в северной части (1 блок) залегают в виде полос различного направления. Пласт характеризуется наибольшей толщиной продуктивных коллекторов, в среднем равной 3,8 м, практически на всей площади распространения перекрывается коллекторами пласта г₂₊₃.

Таблица 3.

Статистические показатели характеристик неоднородности пластов

№. блока	Пласт	Количество скважин, для определения	Коэффициент песчанистости Кп	Коэффициент расчлененности Кр
			среднее значение	коэффициент вариации	среднее значение	коэффици-ент вариации
1	2	3	4	5	6	7
1 2 3 4 5 6 7	Дм+Д. До+Д.1 До+Д. До+Дл До+Д( До+Д. До+Д1	131 161 199 166 70 170 36	0,294 0,397 0,408 0,429 0,352 0,409 0,392 0,426 0,305 0,329 0,450 0,468 0,275 0,404	0,50 0,348 0,305 0,296 0,355 0,281 0,311 0,312 0,358 0,316 0,248 0,265 0,381 0,319	3,9 4,4 5,3 5,5 4,5 4,7 4,4 4,5 3,9 4,1 4,9 5,0 3,3 4,1	0,401 0,356 0,111 0,285 0,407 0,381 0,361 0,342 0,370 0,357 0,350 0,350 0,489 0,361
В целом по площади		933	0,373 0,417	0,374 0,315	4,5 4,7	0,386 0,358

Подошвой горизонта Д₁ является пачка «муллинских глин», толщиной в средне равной 6 м. На Миннибаевской площади она достаточно выдержана. Зоны слияния пласта д горизонта Д₁ с коллекторами горизонта Д₂ выделяются в единичных скважинах, что свидетельствует о невысокой, гидродинамической связи коллекторов горизонта Д₁ и Д₂.

Рассматривая в целом характер распространения коллекторов горизонта Д₁ необходимо отметить невысокую (за исключением 1 и 7 блоков) связанность коллекторов верхнепашийских отложений, что исключает значительные перетоки нефти и воды между пластами. В достаточной степени изолированным от верхнепашийских и пластов г - д нижнепашийских коллекторов является пласт в. Коллекторы пластов г - д в большей степени связаны между собой. Основная доля слияний смежных пластов, как правило, вскрыта двумя и более скважинами, т.е. рассматриваемые пласты являются практически единой гидродинамической системой.

Показатели неоднородности пластов

В таблице 3 приведены статистические показатели неоднородности объекта разработки по его разрезу, по блокам и площади в целом. В числителе показаны коэффициенты песчанистости и расчлененности в продуктивной части разреза, и а знаменателе по разрезу в целом.

Наибольшей песчанистостью характеризуется объект разработки на 6 блоке, где она достигает в продуктивной части 0,45, а самая низкая в пределах 1 и 7 блоков, где пласты г - д в части скважин являются водоносными. Песчанистость в целом пот разрезу изменяется не столь значительно от 0,397 до 0,468 и в среднем по площади равна 0,417.

Расчлененность эксплуатационного объекта Миннибаевской площади в 1,5 - 2 раза выше, чем на краевых площадях Ромашкинского месторождения. По площади она также неоднозначна. Самый низкий коэффициент расчлененности в продуктивной части разреза отмечается на 1,5 и 7 блоках (3,3; 3,9; 3,9), где пласты г₂₊₃ и д частично водоносны и наиболее высокий в пределах 2 и 6 блоков, соответственно, 5,3 и 4,9.

Таблица 4.

Свойства пластовой нефти и газа

Наименование	Пласт 1
	Количество исследованных	Диапазон наименования	Среднее значение
	скважин	проб
а) Нефть Давление насыщения газом, МПа	57	85	2,20 - 9,70	8,38
Газосодержание, м3 /т	59	85	30,29 - 95,29	62,30
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т, Р1=0,5 МПа Т1=9°С Р2=0,1 МПа Т2=9°С	59 59	80 80	16,00-66,00 5,00-14,00	43,1 6,9
Суммарный газовый фактор, м7т				49,0
Плотность, кг/м'	72	85	765,0-856,9	802,3
Вязкость, мПа * с	45	80	2,20 - 4,84	3,55
Объёмный коэффициент при дифференцированном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.	81	85	1,0829-1,2729	1,1587
Температура насыщения парафином, °С
Пластовая температура, °С				40
б) Газ газовой шапки на месторождении отсутствует

Высокие коэффициенты расчленённости, неоднородность объекта разработки, но песчанистости указывает на его сложное геологическое строение.

Таблица 5.

Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %)

	Пласт
Наименование	При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях	При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях	Пластовая нефть
	выделившийся газ	нефть	выделившийся газ	нефть
Кислород Углекислый газ Редкие В т.ч. гелий метан этан пропан изобутан и.бутан изопентан н. пентан гексаны гептаны Остаток (С8+ высшие) Молекулярная масса остатка Плотность Ki/'м	0,03 037 8,32 37,58 24,31 17,57 2,09 5,77 1,59 1,45 0,92 31,10 1,2930	3,45 1,84 1,25 0,95 0,95 0,77 0,77 90,02 211,18 660,6	0,44 9,70 45,59 21,97 14,37 1,51 4,00 0,76 0,88 0,67		0,00 0,37 2,40 12,34 7,63 7,94 1,29 4,22 1,97 1,99 59,85 143,20 802,8

Физико-химические свойства пластовой нефти и газа

Физико-химические свойства нефтей и газов исследовались в лаборатории пластовых нефтей и газов «ТатНИПИнефть». Отбор и анализ проб проводились с помощью известной аппаратуры по общепринятой методике и в соответствии с государственными стандартами. Результаты исследований нефти и газа приведены в таблицах 4, 5, 6.

Таблица 6.

Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти

	Пласт
Наименование	Кол-во исследований	Диапазон наименования	Среднее значение
	скв.	проб
1)Месторождение, площадь 2) Горизонт 3) Вязкость, сП при 20°С при 50°С 4)Температура застывания,°С 5)Температура насыщения парафином, °С 6) Массовое содержание - смол селикагелевых - серы - асфальтенов - парафинов 7) Объемный выход фракнии,% -Н.К. - 100°С - до 150°С - до 200°С - до 300°С	35 30 33 34 34 28 16 16 32 32	40 35 40 41 41 33 23 16 39 39	Ромашкинское Д 5,8 - 36,7 3,0-11,8 3,1-24,6 1,2-2,4 1,7 - 7,4 2,6 - 8,5 50,0 - 80,0 6,9-12,5 15,0-38,2 37,5 - 56,3	21,7 7,0 15,5 1,6 - 2,7 9,0 19,4 20,4

Физико-химические свойства пластовых нефтей девонского горизонта были исследованы по 85 качественным пластовым пробам и 40 поверхностным. Параметры пластовых и поверхностных нефтей изменяются в следующих пределах:

- давление насыщения - от 2,2 МПа до 9,7 МПа, среднее значение 8,38 МПа,

- пластовым газовый фактор- от 30,29м³/т до 95,29 м³/т, среднее значение 62,30м³/т;

- плотность пластовой нефти - от 765кг/м³ до 856,9кг/м³, среднее значение 802,Зкг/м³;

- объёмный коэффициент -- от 1,0829 до 1,2729, среднее значение 1,1554;

- вязкость пластовой нефти - от 2,20 мПа * с до 4,84 мПа * с, среднее значение 3,55 мПа * с.

Параметры поверхностной нефти (плотность сепарированной нефти 860,6 кг/м³) по плотности нефти относятся к типу средних нефтей. Содержание серы в нефти колеблется от 1,2% до 2,4%, средне 1,6%; содержание парафинов от 2,6: до 8,5%, среднее 4,5%.

Следовательно, нефти девонского горизонта Миннибаевской площади относятся к классу сернистых и парафинистых нефтей. Среднее значение выхода светлых фракций составляет при Т = 100 °С - 9,3%, при Т = 200 °С - 24,7%, при Т = 300 °С - 46,8%.

Среднее значение состава газа, разгазированной и пластовой нефти приведены в таблице 5.

Материальный баланс распределения углеводородов. Пластовый газовый фактор в среднем по площади для девонских отложений составляет 62,30м³ /т. В процессе сбора, транспорта и подготовки нефти рабочий газовый фактор, т.е. количество выделенного газа на 1-ой и 2-ой ступенях сепарации равняется 50,10 м³/т. Потери нефти от испарения лёгких фракций при дальнейшей её подготовке составляют 3,84 м³/т, а её потери в процессе подготовки сточных вод порядка 0,022 м³/т. Таким образом, разница между пластовым газовым фактором и суммарным количеством газа, выделенным в процессе подготовки нефти, составляет 8,25м³/т. Эта разница ушла вместе с товарной нефтью.

Таблица 7.

Свойства и ионный состав пластовой воды

№	Наименование	Кол-во исследов. скважин	Диапазон наименования	Среднее значение
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12	Газосодержание, м3/т В т.ч. сероводорода,µм3/т Объёмный коэффициент,bв Вязкость µ, мПа * с Общая минерализация, г/л Плотность р, т/м2 Сl SO4 НСОз Содержание ионов , мг / л мг-экв / л Са++ Mg++ Na+ + K+	2 2 5 15 15 15 13 12 15 15 15	0,343 - 0,360 не обнаружено не определялся 1,8701-1,9714 244,1063-279,8230 1,1728-1,1898 152190.-174100,2 4292,15-4910,17 2,4-60,3 0,05-1,18 5,9 -- 73,3 0,12-1,18 21251,5-29567,9 1060,45-1475,84 2302.4-4695,7 271,45-386,16 64872,2-78155,4 2820,53 - 3398,06	0,352 - - 1,8722 262,0991 1,1808 164856 4649,41 48,4 1,01 48,4 0,79 23272,4 1161,29 3340,3 324,04 72815,2 3165,88

Физико-химические свойства пластовой воды

Пластовые воды продуктивных отложений терригенного девона представляют собой рассолы хлоркальциевого типа с общей минерализацией изменяющейся от 244 г/л до 262 г/л. В таблице 7. приведены данные по результатам исследований проб пластовой воды Миннибаевской площади.

3. БУРЕНИЕ СКВАЖИН

В цикл строительства скважины входят:

- подготовительные работы (в ходе подготовительных работ выбирают место для буровой, прокладывают подъездную дорогу, подводят системы электроснабжения, водоснабжения и связи; если рельеф местности неровный, то планируют площадку);

- монтаж вышки и оборудования (производится в соответствии с принятой для данных конкретных условий схемой их размещения; оборудование стараются разместить так, чтобы обеспечить безопасность в работе, удобство в обслуживании, низкую стоимость строительно-монтажных работ и компактность в расположении всех элементов буровой);

- подготовка к бурению;

- процесс бурения;

- крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж (целью тампонажа затрубного пространства обсадных колонн является разобщение продуктивных пластов);

- вскрытие пласта и испытание на приток нефти и газа.

Бурильная колонна (БК) соединяет долото (или забойный двигатель и долото) с наземным оборудованием (вертлюгом).

БК предназначена для следующих целей:

передачи вращения от ротора к долоту;

восприятия реактивного момента забойного двигателя;

создания нагрузки на долото;

подъема и спуска долота;

проведения вспомогательных работ (проработка, расширение и промывка скважины, испытание пластов, ловильные работы и т.д.).

БК состоит (рис.2) из свинченных друг с другом ведущей трубы 4, бурильных труб 8 и утяжеленных бурильных труб (УБТ) 12 и 13. Верхняя часть БК, представленная ведущей трубой 4, присоединяется к вертлюгу 1 с помощью верхнего переводника ведущей трубы 3 и переводника вертлюга 2. Ведущая труба присоединяется к первой бурильной трубе 8 с помощью нижнего переводника ведущей трубы 5, предохранительного переводника 6 и муфты бурильного замка 7. Бурильные трубы 8 свинчиваются друг с другом бурильными замками, состоящими из муфты 7 бурильного замка и его ниппеля 9 или соединительными муфтами 10. УБТ 12 и 13 свинчиваются друг с другом непосредственно. Верхняя УБТ присоединяется к бурильной трубе с помощью переводника 11, а нижняя привинчивается через переводник 14 к долоту (при роторном бурении) или к забойному двигателю с долотом.

Для выноса на поверхность выбуренной породы (шлама), применяют промывочные жидкости (буровые растворы). Основная задача промывки - обеспечение эффективного процесса бурения скважин - включает в себя сохранение как устойчивости стенок скважин, так и керна.

Рис. 2. Бурильная колонна:

1 - вертлюг; 2 - переводник вертлюга; 3 - верхний переводник; 4 - ведущая труба; 5 - нижний переводник; 6 - предохранительный переводник; 7 - муфта бурильного замка; 8 - бурильная труба; 9 - ниппель;10 - соединительная муфта;11 - переводник; 12, 13 - утяжелитель бурильных труб; 14 - переводник.

Промывочная жидкость имеет кроме основной функции ряд других:

- Охлаждение и смазка трущихся деталей долота

- Предотвращение обвалов стенок скважины, за счет гидростати-ческого давления столба жидкости; склеивания частиц обваливающихся пород; ограничение попадания фильтрата раствора (водоотдача) в пласты

- Уравновешивание пластового давления нефтегазоносных пластов.

- Смазка бурильных труб, стенок скважины, обсадных труб, частей бурового насоса и т.п.

- Удержание осколков выбуренной породы во взвешенном состоянии и предотвращение выпадения их на забой;

- Обеспечение осаждения песка и частиц выбуренной породы в отстойных емкостях. Таким образом, раствор должен иметь две противоположные особенности: удерживать выбуренную породу во взвешенном состоянии в стволе скважины и в то же время осаждать ее в отстойных емкостях;

- Передача энергии гидравлическим забойным двигателям;

- Передача сигналов от забойных приборов на принимающие приборы на поверхности.

Для химической обработки промывочных жидкостей используют большое число веществ - реагентов, при малых добавках которых существенно изменяются свойства промывочной жидкости.

Все реагенты условно можно подразделить на низкомолекулярные неорганические и высокомолекулярные органические реагенты.

Существует два вида химических обработок: первичная и повторная. В зависимости от горно-геологических условий первичная обработка может быть простой или сложной.

Вскрытие пласта -- это комплекс операций для сообщения продуктивного пласта со скважиной. Различают первичное и вторичное вскрытие пласта. Первичное вскрытие -- это процесс углубления забоя скважины от кровли до подошвы продуктивного пласта. Вторичное -- это создание перфорационных каналов после спуска и цементирования обсадной (эксплуатационной) колонны. После вскрытия пласта скважину осваивают, вызывая приток жидкости из пласта, восстанавливая (частично) продуктивные характеристики призабойной зоны. От эффективности операций вскрытия продуктивного пласта и освоения скважин зависит величина притока жидкости из пласта, т. е. эффективность последующей эксплуатации скважин.

Вторичное вскрытие продуктивного пласта производят перфораторами различных конструкций. Существует несколько типов перфораторов: гидропескоструйные, кумулятивные, пулевые, торпедные.

Конструкция эксплуатационной скважины определяется числом рядов труб, спускаемых в скважину и цементируемых в процессе бурения для успешной проводки скважин, а также оборудованием ее забоя. В скважину спускают следующие ряды труб:

- направление - это колонна труб, спускаемая в скважину до некоторой глубины (5-40 м), которая цементируется от устья по всей длине и служит для надежного крепления верхних интервалов и предотвращения размыва устья скважины.

- кондуктор служит для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции верхних водоносных горизонтов от загрязнения, а также для возможности установки на устье противовыбросового и устьевого оборудования.

- промежуточная обсадная колонна предназначена для крепления и изоляции вышележащих зон, несовместимых по условиям бурения с нижележащими зонами для предотвращения осложнений и аварий при бурении последующих интервалов.

- эксплуатационная колонна крепит и разобщает продуктивные пласты и вышележащие зоны геологического разреза от продуктивных пластов, обеспечивает размещение в ней оборудования для подъема жидкости или закачки необходимых агентов в пласт. Эксплуатационную колонну оборудуют элементами колонной и заколонной оснастки - пакеры, башмак, обратный клапан, центратор, упорное кольцо и т.п. Диаметр труб э/колонны выбирают в зависимости от типоразмера применяемого оборудования.



Рис. 3. 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.

Конструкция забоя скважины бывает двух типов - открытого и закрытого. Открытый забой, не обсаженный колонной, используют в твердых породах, где исключены обвалы. При закрытом забое продуктивный пласт обсаживают колонной с последующим цементированием и перфорацией.

Промежуточная обсадная колонна предназначена для крепления и изоляции вышележащих зон, несовместимых по условиям бурения с нижележащими зонами для предотвращения осложнений и аварий при бурении последующих интервалов.

Обсадную колонну собирают из обсадных труб либо одного номинального размера (одноразмерная колонна), либо двух номинальных размеров (комбинированная колонна). Трубы подбирают в секции в соответствии с запроектированной конструкцией обсадной колонны.

Разобщение пластов при существующей технологии крепления скважин - завершающий и наиболее ответственный этап, от качества выполнения которого в значительной степени зависит успешное строительство скважины. Под разобщением пластов понимается комплекс процессов и операций, проводимых для закачки тампонажного раствора в затрубное пространство (т. е. в пространство за обсадной колонной) с целью создания там надежной изоляции в виде плотного материала, образующегося со временем в результате отвердения тампонажного раствора. Поскольку в качестве тампонажного наиболее широко применяется цементный раствор, то и для обозначения работ по разобщению используется термин «цементирование».

Цементирование включает пять основных видов работ: приготовление тампонажного раствора, закачку его в скважину, подачу тампонажного раствора в затрубное пространство, ожидание затвердения закачанного материала и проверку качества цементировочных работ.

Физико-химические свойства тампонажных цементов. Тампонажным цементном называется продукт, состоящий из вяжущих веществ (портландцемента, шлака, извести и т. д.), минеральных (кварцевого песка, асбеста, глины, шлака и др.) или органических (отходов целлюлозного производства и др.) добавок, дающих после затворения с водой раствор, а затем камень.

Цементы, применяемые в нефтяной промышленности, должны обладать: 1) замедленным началом схватывания; 2) ускоренным началом твердения с соответствующей этому моменту высокой прочностью; 3) низкой проницаемостью после схватывания и твердения; 4) большой текучестью; 5) тонкостью помола; 6) высокой плотностью.

Освоение скважины - комплекс технологических операций по вызову притока и обеспечению ее продуктивности, соответствующей локальным возможностям пласта. Цель освоения - восстановление естественной проницаемости коллектора на всем протяжении вплоть до обнаженной поверхности пласта перфорационных каналов и получения продукции скважины, соответствующей ее потенциальным возможностям.

Можно выделить шесть основных способов вызова притока: тартание, поршневание, замена скважинной жидкости на более легкую, компрессорный метод, прокачка газожидкостной смеси, откачка глубинными насосами.

Тартание - это извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на тонком (16 мм) канате с помощью лебедки. Желонка изготавливается из трубы длиной 8 м, имеющей в нижней части клапан со штоком, открывающимся при упоре на шток. В верхней части желонки предусматривается скоба для прикрепления каната. Диаметр желонки обычно не превышает 0,7 диаметра обсадной колонны. За один спуск желонка выносит жидкость объемом, не превышающим 0,06 м³.

Поршневание. При поршневании (свабировании) поршень или сваб спускается на канате в НКТ. Поршень представляет собой трубу малого диаметра (25 - 37,5 мм) с клапаном, в нижней части открывающимся вверх. На наружной поверхности трубы (в стыках) укреплены эластичные резиновые манжеты (3 - 4 шт.), армированные проволочной сеткой. При спуске поршня под уровень жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме клапан закрывается, а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над ними, прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются. За один подъем поршень выносит столб жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью тартального каната и обычно не превышает 75 - 150 м. Поршневание в 10 - 15 раз производительнее тартания. Устье при поршневании также остается открытым, что связано с опасностями неожиданного выброса.

Замена скважинной жидкости. Замена осуществляется при спущенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные проявления. Выходящая из бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором. Производя промывку скважины (прямую или обратную) водой или дегазированной нефтью.

Компрессорный способ освоения. Этот способ нашел наиболее широкое распространение при освоении фонтанных, полуфонтанных и частично механизированных скважин. В скважину спускается колонна НКТ, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному пространству присоединяется нагнетательный трубопровод от передвижного компрессора.

Освоение скважин закачкой газированной жидкости. Освоение скважин путем закачки газированной жидкости заключается в том, что вместо чистого газа или воздуха в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность такой газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Поскольку плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, то это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление.

Освоение скважинными насосами. На истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, когда не ожидаются фонтанные проявления, скважины могут быть освоены откачкой из них жидкости скважинными насосами, спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке из скважины жидкости насосами забойное давление уменьшается, пока не достигнет величины, при которой устанавливается приток из пласта.

4. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Разработка нефтяных месторождений -- комплекс работ по извлечению нефтяного флюида из пласта-коллектора. Добываемые нефть и попутный газ на поверхности подвергаются первичной обработке. Ввод нефтяного месторождения в разработку осуществляется на основе проекта пробной эксплуатации, технологической схемы промышленной или опытно-промышленной разработки, проекта разработки. В проекте разработки на основании данных разведки и пробной эксплуатации определяют условия, при которых будет вестись эксплуатация месторождения: его геологическое строение, коллекторские свойства пород, физико-химические свойства флюидов, насыщенность горных пород водой, газом, нефтью, пластовые давления, температуры и др. Базируясь на этих данных, при помощи гидродинамических расчётов устанавливают технические показатели эксплуатации залежи для различных вариантов системы разработки, производят экономическую оценку вариантов и выбирают оптимальный.