Для скважин, оборудованных штанговыми глубинными или погружными электронасосами:
Т=16К1 ·К2 , (2.42)
К1 и К2 – коэффициенты, учитывающие климатические условия и метод строительства (кустовой или индивидуальный), соответственно выдают плановые отделы.
Перед стаскиванием (демонтажом) бурового оборудования в скважину, как правило, закачивают жидкость, давление гидростатического столба которой равно или превышает пластовое. Поэтому при освоении скважины приходится повторно вызывать приток из пласта. В связи с этим при глушении скважины следует использовать жидкости, не ухудшающие проницаемость, имеющуюся после испытания. Это хлоркальциевые растворы, пластовая вода, БИЭР, нефть.
Вытеснение жидкости глушения в фонтанной скважине осуществляется одним из методов снижения забойного давления. В насосных скважинах раствор, содержащий твердые частицы, следует заменять на рассол или пластовую воду до спуска насоса.
С целью сокращения промежутка времени между испытанием и вводом скважины в эксплуатацию, снижения затрат на освоение и получение дополнительной добычи продукции время испытания и освоения скважин следует совмещать.
ОТЗЫВ
На представляемый к защите дипломный проект по теме :
«Восстановление скважины №60 Золотухинского месторождения методом бурения второго ствола»
студента ГГТУ им. П.О.Сухого
Войтова Юрия Викторовича
Кафедра «Разработка, эксплуатация нефтяных месторождений и транспорт нефти»
Руководитель проекта – А.В.Танкевич – Начальник ЦИТС УПНПиРС
Дипломный проект, выполнен в соответствии с заданием кафедры университета. В расчетно-пояснительной записке, достаточно хорошо отражены все разделы проекта.
В геологической части дана краткая характеристика стратиграфии и литологии разреза, тектонической характеристики продуктивных горизонтов, нефтеносности.
Основной раздел проекта «Технология бурения второго ствола»- отражаетобоснование выбора скважины, подлежащей восстановлению. Выполнены необходимые инженерные расчеты, режим бурения, подбор бурового и специального инструмента для проводки ствола; расчет «хвостовика», с учетом горного давления, и другие. Подробно рассмотрен вопрос заканчивания скважины, интенсификации притока.
Приведена экономическая эффективность бурения винтовым забойным двигателем. В достаточной степени приведены данные по охране труда, технике безопасности и промышленной санитарии, охране окружающей среды.
Автор сумел правильно использовать полученные в университете знания, и практический опыт на производстве. А также способность работать со специальной литературой, что позволило выполнить дипломный проект.
Графическая часть проекта дополняет и усиливает разделы: «Геология» и «Технология проводки второго ствола».
В целом дипломный проект выполнен на современном инженерном уровне и заслуживает хорошей оценки.
Руководитель дипломного проекта А.В.Танкевич
ГЛАВА 1 ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ
ЗОЛОТУХИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
1.1 Общие сведения о месторождении
Золотухинское нефтяное месторождение расположено на территории Речицкого района Гомельской области Республики Беларусь, в 85 км от г. Гомеля и в 42 км от г. Речица.
В орогидрографическом отношении месторождение находится в восточной части Припятского полесья-заболоченной и залесенной низменности. Абсолютные отметки рельефа варьируют в пределах +125 - +145 м над уровнем моря. Гидрогеологическая сеть района представлена р. Ведричь с мелкими притоками.
Климат района умеренно-континентальный. Среднегодовая температура +6С, среднегодовое количество осадков 500-650 мм. Преобладающее направление ветров - западное, северо-западное, скорость ветра составляет в среднем 15м/сек.
Сбор и транспорт нефти и газа гериетизированной системе через узел подготовки нефти в нефтепровод “Дружба”, и железнодорожными цистернами на Новополоцкий нефтеперерабатывающий завод. Попутный газ утилизируется на Василевичской ГРЭС.
Впервые в 1971 г. на Золотухинском месторождении в скважине №1, а в 1972 г. в скважине №7 были получены промышленные притоки нефти из межсолевых отложений.
1.2 Краткая характеристика стратиграфии и литологии осадочного
разреза месторождения
Глубина залегания кристаллического фундамента вскрытого на Золотухинском нефтяном месторождении изменяется от 3980 до 4825 м. Осадочный чехол сложен нижним, средним и верхним протерозоем, средним и верхним палеозоем, мезозойскими и кайнозойскими отложениями.
Отложения кристаллического фундамента представлены гнейсами и розовато-белыми гранитами.
На отложениях кристаллического фундамента залегают отложения подсолевого терригенного комплекса, представленного витебско-пярнусским и наровским, старооскольским горизонтами среднего девона и пашийско-кыновским горизонтом верхнего девона. Отложения комплекса представлены переслаиванием песчаников, глин, алевролитов и доломитов. Общая мощность варьирует в пределах 180-260 м.
Выше залегает карбонатная толща представленная отложениями саргаевского, семилукского, бурегского, воронежского и евлановского горизонтов верхнего девона. Комплекс представлен доломитами, известняками, мергелями. Мощность карбонатной толщи на площади составляет 140-350 м.
Отложения ливенской соленосной толщи представлены каменной солью и несолевыми прослоями. Имеются прослои ангидритов, реже доломитовых мергелей и аргиллитоподобных глин. Мощность горизонта изменяется от 81 м до 1587 м.
Выше залегают отложения фаменского яруса верхнего девона объединяющего три толщи пород: межсолевую, верхнюю соленосную и надсолевую.
С межсолевыми отложениями связана промышленная нефтеносность Золотухинского месторождения, поэтому их литология здесь описывается более детально.
Домановичский горизонт представлен мергелями темно-серыми,глинисто-известковистыми. Мощность горизонта – 18 - 45 м.
Задонский горизонт. По литологическим и промыслово-геофизическим данным выделяется здесь 7 пачек.
9 пачка представлена переслаиванием известняков массивных, в различной степени глинистых, серых, темно серых до черных, коричнево-серых, местами сильно доломитизированных, комковато-сгустковых, слабо ангидритизированных с обломками брахиопод, с трещинами выполненными каменной солью, кальцитом, ангидритом. По наслоению и стенкам трещин примазки темно-коричневой нефти. Встречаются тонкие прослои доломитовых мергелей, карбонатных глин.
Мощность пачки изменяется в пределах 14-46 м.
8 и 7 пачки аналогичны вышеописанной, но количество прослоев органогенных известняков сокращается вверх по разрезу до полного их исчезновения в 7 пачке, а также верхней части 8 пачки в центральной части месторождения. Известняки темно-серые, коричнево-серые, зеленовато-коричнево-серые, слоистые до микрослоистых, в различной степени глинистые, доломитизированные, с фауной брахиопод, остракод, с обуглившимися растительными остатками, с редкими прослоями известняков конгломератовидных, со стилолитовыми швами, с трещинами, выполненными кальцитом, белым ангидритом и каменной солью. Мощность 8 пачки изменяется от 10 м до 29 м, 7 пачки - от 13 м до 32 м
6 и 5 пачки сложены преимущественно известняками темно серыми, коричнево серыми, слоистыми до тонко-слоистых, в различной степени глинистыми, участками переходящими в мергели, доломитизированными, с желваковидными включениями “чистых” серых и светло-серых известняков. Редко встречается фауна брахиопод, с весьма редкими единичными прослоями органогенно-водорослевых известняков, количество которых больше в западной части, а в средней части они отсутствуют;встречаются кавернозные известняки с алевролитовой примесью кварца, с тонкими линзовидными прослоями глин, с трещинами , выполненными кальцитом, ангидритом и солью, редко полыми. Мощность 6 пачки варьирует в пределах 4-25 м, 5 пачки – 19 - 63 м.
4 пачка представлена переслаиванием известняков глинистых, мергелей темно-серых, коричнево-серых, зеленовато-серых, доломитизированных, реже доломитов и глин с желваковидными включениями и линзами светло серых и серых известняков, реже доломитов, с прослоями кавернозных известняков с редкими (в западной части площади) и довольно частыми (в восточной части) прослоями известняков отроматолитовых, комковато-бугристых. В верхней части этой пачки в восточной части месторождения встречаются глинисто-карбонатно-сульфатные и туфогенные породы с многочисленными мелкими трещинами, выполненные кальцитом, ангидритом, каменной солью, реже полыми, с выпотами нефти по наслоению. Встречаются редкие прослои слабо глинистых, скрытозернистых ангидритов. Мощность пачки от 32 м до 127 м, в среднем составляет 61-66 м.
Елецкий горизонт. В составе горизонта выделяется условно 3 пачки.
3 пачка сложена глинистыми известняками и мергелями темно-серыми, коричнево-серыми, доломитизированными до глинистых доломитов и доломитовых мергелей, с желваковидными и линзовидными включениями светло серых и серых известняков и доломитов, в нижней части пачки встречены прослои кавернозных известняков. Встречаются прослои известняков строматолитовых и комковато-бугристых, а также туфогенных пород. Имеются трещины в основном субвертикальные, выполненный кальцитом, солью, ангидритом, реже полые. По наслоениям, кавернам, и стенкам полых трещин-выпоты нефти. Мощность пачки 11-68 м.
2 пачка сложена глинистыми известняками и мергелями слоистыми до микрослоистых, в различной степени доломитизированными до глинистых доломитов и доломитовых мергелей, пиритизированными, редко окремнелыми, с линзовидными включениями “чистых” известняков и доломитов, очень редко
кавернозных, с прослоями известняков и мергелей радиоляриевых, брекгиевидных, с прослоями туфогенных пород в юго-восточной части месторождения. Трещины, в основном, субвертикальные, выполненные кальцитом, солью, ангидритом, реже полые. Редкие выпоты нефти по наслоению и по стенкам трещин. Мощность пачки изменяется от 16 м до 122 м.
1 пачка представлена также глинистыми известняками и мергелями, слоистыми до микрослоистых, доломитизированными до глинистых доломитов и доломитовых мергелей. Линзовидные и желвакообразные включения “чистых” известняков, местами пиритизированных, развиты в верхней части пачки. Мощность пачки колеблется от 18 м до 69 м.
Верхняя соленосная толща, перекрывающаяя межсолевые отложения, представлена лебедянским горизонтом фаменского яруса. Толща сложена каменной солью с прослоями несолевых карбонатных пород. Мощность от 374 до 2064 м.
Выше по разрезу зелегают терригенно-карбонатные породы данковского горизонта верхнего девона, карбона, перми, триаса, юры, мела и кайнозоя. Мощность комплекса составляет 340-2840 м.
1.3 Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов
Золотухинское нефтяное месторождение расположено в западной части Малодушинской зоны поднятия. Последняя является структурной формой третьго порядка и входит в состав северной структурной зоны Припятской впадины.
Подсолевой комплекс в пределах Золотухинской площади моноклинально погружается на северо-восток под углом 10 градусов, выполаживаясь в приподнятой части за счет сокращения мощности евлановского горизонта.
По поверхности подсолевых отложений структура ограничена (по данным сейсморазведки) с востока разломои северо-восточного простирания, а с юга дизъюнктивным нарушением северо-западного простирания, таким образом, что образуется клинообразное поднятие. Амплитуда восточного разлома возрастает на юго-запад до 600 м, южного-увеличивается с юго-востока на северо-запад от 300 до 800 м. Размеры поднятия в пределах изученной бурением части составляют 10x5 км.
По поверхности межсолевых продуктивных отложений Золотухинская площадь является антиклиналью с крутыми северным (угол падения составляет 40-50 градусов) и южным (угол падения 30-40 градусов) крыльями и широким пологим сводом (углы падения 5-10 градусов), который, по существу, представляет собой слабо наклоненную к югу площадку. Складка имеет северно-западное простирание, наиболее приподнятая часть свода расположена в районе скважин 46 и 60 (отметки соответственно равны –1800м и 1818 м ) Размер структуры в пределах изогипсы –2400 м составляет 16.8 x 3.25 км
По поверхности верхней соленосной толщи Золотухинское поднятие является западным окончанием Малодушинского соляного вала. В пределах Золотухинской площади выделяются два брахиантиклинальных поднятия, осложняющих вал и ограниченных изогипсой–700 м. Амплитуда этих поднятий равна 200-250 м, простирание – северно-западное. Северное крыло западной брахиантиклинали погружается под углом 20 градусов, южное - под углом – 50 - 60 градусов, выполаживаясь до 20 - 15 градусов с дальнейшим погружением. Свод соляной структуры в плане на 350 м смещен к северу по отношению к своду межсолевой структуры.
1. 4 Нефтеносность Золотухинского месторождения
Золотухинское нефтяное месторождение расположено в пределах северного приподнятого крыла Малодушинской зоны поднятия, где с запада на восток выявлено 4 нефтяных месторождения: Золотухинское, Малодушинское, Барсуковское и Надвинское.
На Золотухинском нефтяном месторождении выделено три эксплуатационных объекта: межсолевая залежь нефти, залежи воронежского и семилукско-саргаевского горизонтов.
Коллекторские свойства межсолевых отложений характеризуются следующими параметрами: открытая пористость, определенная лабораторными исследованиями составляет:
по елецкому горизонту от 1.05 до 11.8%
по задонскому горизонту от 1.75 до 8.74%
Поницаемость пород по керну очень низкая, средние значения по Елецкому горизонту составляют 1.0 мД, по задонскому -0.93-1.04 мД.
Разработка межсолевой залежи ведется на естественном водонапорном режиме. Залежь массивная, сводовая, тип коллектора - трещинный. Литологически коллекторы представлены глинистыми известняками, доломитами и мергелями.
Начальные запасы нефти: геологические – 4265 у.е.
извлекаемые – 2371 у.е.
Остаточные запасы нефти: геологические –2388 у.е.
извлекаемые – 494 у.е.
Воронежский горизонт. Система разработки залежи – с применением приконтурного заводнения и линейной системой размещения скважин. Режим работы залежи – упруго-водонапорный. В целом по горизонту коллекторы представлены доломитами глинистыми, известняками пористо-кавернозными, трещиноватыми.
Начальные запасы нефти: геологические –5443 у.е.
извлекаемые –2177 у.е.
Остаточные запасы нефти: геологические –5245 у.е.
извлекаемые –1979 у.е.
Семилукско-саргаевский горизонт. Режим работы залежи – упруго-водонапорный. Коллекторы представлены чередованием таких пород как доломиты трещиноватые, кавернозные, пористые и известняки в основном пористые с небольшим объемом каверн. Тип коллектора каверново-порово-трещинный.
Семилукский горизонт:
Начальные запасы нефти: геологические: С1 –6692 у.е.
С2 – 800 у.е.
извлекаемые: С1 –3078 у.е.
29-04-2015, 01:07