Подготовка нефтяных и газовых скважин к эксплуатации

Министерство энергетики РФ

Сахалинский топливно-энергетический техникум.

 

 

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

 

Тема:  Подготовка нефтяных и газовых скважин к эксплуатации.

 

 

Выполнил студент группы________________ _________________

              (Ф.И.О.)

 

__________________ ___________________

               (дата)                                          (подпись)

                                                                                                                            

 

Руководитель:_________________________________

                                                                 (Ф.И.О)

 

                                   _________________________________

                                                                (подпись)

 

 

 

 

 

Работа принята с оценкой:____________________________________________________

 

 

_______________________________________________________ ________________

 

Южно-Сахалинск

2009

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

Введение.

1. Геологическая часть.
1. Геологическая характеристика месторождения Каурунани.
2. Физико-литологические характеристики продуктивных пластов.
3. Физико-химические характеристики нефти и газов месторождения           Каурунани.

 

2. Расчетно-техническая часть.
1. Первичное и вторичное вскрытие продуктивного горизонта.
2. Понятие гидродинамического несовершенства скважин.
3. Конструкция забоев скважин.
4. Критерии выбора конструкции забоя скважины.
5. Скважность фильтровой части обсадной колонны.
6. Расчет скважности фильтровой части обсадной колонны.

     Заключение.

     Список литературы.

 

 

 

 

 

 

                            

 

 

введение

После того как скважина пробурена и прошла нефтяной или газовый пласт,

необходимо подготовить ее к работе. Для опробования пласта и определения производительности скважин используется специальное оборудование.

Стенки скважины должны быть очищены от глинистого раствора и твердых осколков, которые осели в процессе бурения. Плотные отложения с низкой проницаемостью торпедируются. Взрыв образует вокруг ствола скважины трещины, которые увеличивают приток нефти. С середины 20 в. взрывы в основном заменяются гидроразрывом. При этом вода и нефть, содержащие песок, проталкиваются в породы под большим давлением; породы растрескиваются, и песок входит в трещины, поэтому последние остаются открытыми и после снятия давления. Если необходимо укрепить стенки скважин у продуктивного пласта (например, в случае их рыхлости и возможного осыпания), то устанавливают обсадную колонну, а затем перфорируют ее и оборудуют фильтром для предотвращения поступления песка.

Для повышения коэффициента продуктивности на продуктивном участке могут быть созданы заполненные гравием каверны. После установления на устье скважин трубной головки, регулирующей арматуры, газового генератора, емкостей для жидкостей и насосного оборудования скважина готова к эксплуатации.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1. Геологическая характеристика месторождения Каурунани.

 

Административное расположение: Ногликский район Сахалинской области, Россия, в 30 км к северу от пос. Ноглики.

Месторождение Каурунани расположено на восточном побережье Северного Сахалина в междуречье Томи – Нельбута, охватывая прибрежную низменность и часть акватории Ныйского залива с южной частью острова Каурунани.

В непосредственной близости от площади функционируют железная дорога Оха – Ноглики и грунтовая автодорога, которые тянутся вдоль восточного побережья острова, параллельно им проходят линии связи, электропередач и ветка газопровода. Автодорога имеет ответвление ведущее на месторождение Каурунани. Ближайшей железнодорожной станцией является станция Даги, которая находится в 10 км севернее.

Территория месторождения представлена слабовсхолмлённой прибрежной равниной с абсолютными отметками до первых десятков метров. Равнинные участки, как правило, заболочены и покрыты зарослями багульника, голубики и других кустарников. Возвышенные участки суши покрыты хвойно-лиственичным лесом средней густоты со стланиково-кустарниковым  подлеском.

Гидросеть представлена ручьями, являющимися притоками двух относительно крупных рек района: Томи и Нельбута, в междуречье которых расположено месторождение, на территории района находится озеро Голубое. Водоснабжение, также можно вести из артезианских скважин, глубина залегания насыщенных пресными водами пластов нутовских  песчаников 100 – 500 м.

Климат района морской, холодный, с отрицательной средней температурой воздуха. Средние сроки ледостава – с конца октября по апрель-май. Глубина промерзания почвы 1.5 м. Характерны обильные циклоны, сопровождающиеся  штормами и резкой сменой атмосферного давления. Наибольшее число штормов (5 – 6 в месяц) приходится на сентябрь и октябрь. Часты туманы, зимой - обильные снегопады, метели. С июня по октябрь преобладают ветры восточных направлений, а с октября по май – западных направлений.

Ближайшими разрабатываемыми месторождениями являются: газоконденсатное месторождение Усть-Томи, примыкающее с юга к лицензионному участку Каурунани, нефтегазоконденсатные месторождения Монги (около 2 км на запад) и Нижнее Даги (в 10 км к северо-западу).

 

Месторождение расположено в зоне деятельности НГДУ “Катанглинефтегаз”. Управление находится в п.г.т. Ноглики. Цех по добыче нефти, цех по добыче газа, узел сбора нефти (УСН) и узел подготовки газа (УПГ) расположены на месторождении Монги. На месторождение Монги поступает продукция с месторождений Усть-Томи и Монги.

Отсепарированная жидкость с УСН “Монги” подаётся на  ЦСПН “Даги”, откуда нефть транспортируется по нефтепроводу в западном направлении до врезки в магистральный нефтепровод Оха – Комсомольск-на-Амуре.

Газ с УПГ отправляется по трем направлениям: в газопровод газлифтного газа «Монги-Мирзоева», в газопровод «Даги-Ноглики-Катангли», дальний транспорт природного газа осуществляется по магистральным газопроводам «Оха-Комсомольск-на-Амуре» и «Даги-Оха».

Бурение скважин на месторождении Каурунани осуществляет Ногликское управление буровых работ.

В целом, район месторождения обладает удовлетворительными условиями и достаточной инфраструктурой для разработки залежей углеводородов.

Геологическое изучение Каурунанинской структуры начато с 1950 г. Сейсмические исследования района проводились в: 1972-1975 гг. и 1981 г.

Детализационные сейсморазведочные работы на Каурунанинской антиклинали с целью уточнения ее строения и выбора места для заложения поисковой скважины для оценки газоносности дагинских отложений проведены в 1998-1999 гг. В 2002-2003 гг. проведена сейсмическая съемка 3Д, позволившая уточнить структуру в районе I-ых блоков и выбрать северный участок для заложения поисковой скважины.

 

 

2. Физико-литологические характеристики продуктивных пластов.

 

IV пласт. Охарактеризованная в скв. 2 часть пласта сложена песчаниками мелко-тонкозернистыми и тонко-мелкозернистыми, с медианным размером зерен от 0,08 до 0,1 мм, коэффициентом отсортированности 1,6- 1,91. Песчаники имеют светло-серый цвет, массивную текстуру, следы   Macaronichnus.   В гранулометрическом составе породы тонкопесчаная фракция составляет 28,75- 45,65%, мелкопесчаная - 25,4 –43,38%, алевритовая – 14,5-18,62%, глинистая –10,47 –12,02%. Открытая пористость (по керосину) меняется от 12,68 до  17,38 %  (в пластовых условиях –11,37 – 16,35%),  проницаемость при 400 psi составляет  3, 2-28.98   мкм2 10-3  (в пластовых условиях - 1,68 – 18.63 мкм2 10-3).

Верхние 1,09 м  керна  представлены  очень крепкими мелко-тонкозернистыми песчаниками с кальцитовым цементом, открытая пористость (пластовая)  которых равна 1,97 - 7,35 %  и пластовая  проницаемость - 0,049 – 0,245 мкм2 10-3. Такой же прослой  толщиной 11 см встречен в нижележащих песчаниках.

V пласт. Изучен в скв. 1 в интервале глубин  3001-3012 м. Керн представлен песчаниками мелко-тонкозернистыми, содержащими  редкие тонкие (до 1-2мм) прослои глин. Слоистость волнистая, неясно выраженная, прерывистая, с элементами косой.

В гранулометрическом составе песчаников тонкопесчаная фракция присутствует в количестве 39,3 – 49. 2 (в одном образце 33.09%), мелкопесчаная –12,6 – 23,5% (в одном образце 36,9%), алевритовая - 15,3-22,98%, пелитовая – 11,4 – 15,9%.   Медианный размер песчаников равен 0.07 – 0,09 мм, коэффициент отсортированности - 1,75-2,0. Открытая пористость (по керосину) песчаников колеблется от 15,3 до 18,61% (в пластовых условиях - 14,07 – 17,15 %), проницаемость при 400 psi составляет 6.5-27.6   мкм2 10-3 (в пластовых условиях- 4,32 –19,35  мкм2 10-3). 

Встречено два прослоя очень крепких песчаников с кальцитовым цементов: верхний толщиной 50 см, нижний – 3 см.  Пористость таких песчаников (в пластовых условиях) снижается до 4-5,75%, проницаемость –0,103 – 0,008 мкм2 10-3. Отмечаются прослои, обогащенные раковинами пелеципод с кальцитовыми стенками.

Глина имеет открытую пористость (по керосину) - 5,79%, плотность - 2,52 г/см3., минералогическую плотность -2,71 г/см3.

 

 

VI пласт исследован в скв. 1 в интервале глубин 3114 –3121. Представлен песчаниками тонко-мелкозернистыми, с медианным размером зерен 0,13 – 0,15 мм, коэффициентом отсортированности 1,48- 1,69. В песчаниках встречены редкие включения гравия и гальки, отмечаются тонкие прослои, обогащенные углефицированными растительными остатками. Слоистость неясно выраженная, прерывистая, параллельная.  В гранулометрическом составе песчаников преобладает мелкозернистая фракция (61,15 – 71, 96%); тонкопесчаная составляет 14,16-20,66%, алевритовая –8,61 –11,52%, пелитовая – 4,61 –7,05%.      Открытая пористость (по керосину) песчаников колеблется от 19,42 до 21,68% (в пластовых условиях -18,89 – 20,63 %), проницаемость при 400 psi составляет 157,2 - 554,7 мкм2 10-3 (в пластовых условиях - 131,2 – 463 мкм2 10-3).

Раздел между II и IIа пластом  изучен  в интервале глубин 2903 – 2906 м  и представляет подошвенную часть, сложенную плохоотсортированной песчаноалевритоглинистой породой, тонкозернистыми песчаниками c глинистыми прослоями.

Песчаники светло-серые, тонкозернистые, тонкослоистые. Реже присутствуют средне-мелкозернистые разности. Слоистость косая, разнонаправленная,  отчетливая, равномерная, обусловлена присутствием глинистых прослоев и слоев, обогащенных углистым детритом.  Толщина прослоев от 1 до 4 мм.  Тонкозернистые песчаники содержат тонкопесчаную фракцию в количестве 46,28 – 50,61%, алевритовую – 27,06 – 29,87%,  глинистую – 18,7 – 23,12%, мелкопесчаную – 0,74 – 2, 06%, имеют медианный размер 0,05 – 0,06 мм, коэффициент отсортированности - 2,04 –2,44.    Медианный размер средне-мелкозернистых песчаников равен 0,14, коэффициент отсортированности - 2,68. В их гранулометрическом составе преобладают мелкозернистые фракции –33,9%, среднезернистые составляют 24,69%, тонкозернистые – 10,57%, алевритовые -15,13%,  глинистые – 15,66%. Открытая пористость (по керосину)   песчаников равна 9,85 – 13, 81% , проницаемость при 400 psi - 1,68 – 3,93 мкм2 10-3. Фильтрационно-емкостные свойства средне-мелкозернистых песчаников такие же низкие, как тонкозернистых, за счет плохой отсортированности.

Песчано-алеврито-глинистые породы имеют неоднородную линзовидно-пятнистую текстуру, на отдельных участках отчетливую ваттовую слоистость, сильно биотурбированы (индекс биотурбации 3-4), содержат  Macaronichnus, Planolites  и другие трудноопределимые следы илоедов. В гранулометрическом составе этих пород преобладают глинистые (38,14 –40,29%) и алевритовые (39,3 – 40,8%) фракции, тонкопесчаные составляют 18,69 –19,63%, мелкозернистые –0,7 – 1,24%, среднезернистые – 0,07 –1,13%.  Медианный размер зерен равен 0,02 –0, 03 мм,

 

коэффициент отсортированности  -2,59 –2,63, открытая пористость по керосину-4,65 –7,43%, проницаемость при 400 psi –0,038 –0,203 мкм2 10-3.

Прослои глины имеют толщину от долей мм до 7 см. Глина темно-серого цвета, массивной текстуры, содержит углистый детрит на плоскостях напластования, имеет открытую пористость –3,47%, плотность - 2,50 г/см3.

Литологический состав изученного разреза, структурные и текстурные особенности пород свидетельствуют об образовании их  в условиях от приливно- отливной фации лагун до прибрежно-морской  зоны подвижных волн (верхний береговой склон).

 

 

 

3. Физико-химические характеристики нефти и газов месторождения                    Каурунани.

 

Свойства нефтей в пластовых условиях не определялись, в связи с временной неисправностью прибора, приводятся по аналогии с результатами исследования пластовой нефти III пласта месторождения Монги, отобранной из скв. 118. Таким образом, принятые для проектирования основные свойства нефти в пластовых условиях составляют: вязкость – 0.81 мПа.с, плотность – 0.73 г/см3, давление насыщения – 26.7 МПа, объёмный коэффициент – 1.228, газосодержание – 140 м3/т.

По аналогичной причине не проводились исследования газа на конденсатосодержание, которое для оперативного подсчета запасов принято по залежам III пласта равным 154 г/м3, по залежам IV пласта – 127 г/м3.

Физико-химические свойства сепарированной нефти

Физико-химические свойства  нефтей охарактеризованы по результатам исследований 4 проб (без учета пробы, состоящей из смеси нефти и конденсата), отобранных в поверхностных условиях из  скважин №№ 1, 3 блоков I и Iа   пласта III дагинского горизонта.