Анализ способов глушения скважин перед текущими и капитальными ремонтами скважин

СОДЕРЖАНИЕ

ЗАДАНИЕ на ВКР……………….………..…………….………………………

2
КАЛЕНДАРНЫЙ ГРАФИК……………………………………………….…… 4
СОДЕРЖАНИЕ……………………………………………………………..…… 5
ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………………… 7
Перечень применяемых сокращений………………………………………….. 8
1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ……………..…….…………………….……… 9
1.1 Общие сведения о месторождения ………………………………………… 10
1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика.………………………….… 11
1.3 Тектоническое строение месторождения ………......................................... 22
1.4 Нефтегазоносность Кочевского месторождения …………………………. 23
1.5 Физико-химические характеристика нефти Кочевского месторождения.…………..……………………………………………………… 29
2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ…………………..………………..………… 31
2.1. Анализ способов глушения скважин Кочевского месторождения перед ТКРС.…………………………………………………………………………….. 32
2.2. Технология глушения скважин оборудованных УЭЦН и особенности его проведения на Кочевском месторождении.……………………………….
39
2.3 Технология глушения нагнетательных скважин оборудованных пакерами и особенности его проведения на Кочевском месторождении…………………………………………………………………. 40
2.4. Расчет количества циклов глушения скважины…………………………. 42
3 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ……………………………………………………. 46
3.1 Оборудование, используемое при глушении скважин. Спецтехника и технологические ёмкости ………………………………………………………. 47
3.2 Устьевое оборудование…………………………………………………….. 52
4 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ…………………………………… 55
4.1Анализ вредных факторов…………………………………………………… 56
4.2 Анализ опасных факторов……………………………………… 58
4.3. Обеспечение взрывопожарной и пожарной безопасности………………. 59
4.4 Средства индивидуальной защиты………………………………………… 60
4.5 Мероприятия по охране окружающей среды……………………………… 61
Заключения............................................................................................................. 63
Список литературы……………………………………………………………… 64
Приложение……………………………………………………………………… 67

Весь текст будет доступен после покупки

Подземный ремонт нефтяных и газовых скважин является одним из наиболее трудоёмких комплексов промысловых работ, который требует высокой квалификации персонала, использования современного высоконадёжного оборудования и вспомогательных технических средств, а также применения навыков и умений для осуществления технологических процессов по предупреждению и устранению аварийных ситуаций на разрабатываемых и эксплуатируемых месторождениях углеводородов как на суше, так и на море.
Технология подземных работ в эксплуатационных нефтегазовых скважинах включает процессы текущего и капитального ремонта, а также их освоения с целью вызова притока добываемых пластовых флюидов.
Текущий ремонт нефтяных и газовых скважин направлен на возобновление работоспособности скважинной и устьевой техники, создание безаварийных условий её эксплуатации (ликвидация различного вида образований, таких как песчаные пробки, АСПО, отложение солей и газогидратов и т. д.). Капитальный ремонт, в свою очередь, является комплексом работ по восстановлению рабочих параметров и характеристик нефтяных и газовых скважин (например, осуществление изоляции проявившихся вод, ремонтно-исправительные работы, связанные с потерей герметичности обсадной колонны и т. д.).

Весь текст будет доступен после покупки

1.1 Общие сведения о месторождении.
Географическое положение района работ находится в центральной части Западно-Сибирской равнины, на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 66 км, восточнее г. Когалым.



Рисунок 1.1-Территория Сургутского района.[10]

Место базирования, г.Каголым, Общестао с ограниченной ответственностью «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь, ТПП “Когалымнефтегаз”.
Местность представляет собой заболоченную, заозерную равнину с абсолютными высотами 72-78 м. Район сейсмически не активен.
На площади расположено большое количество озер, притоков рек, которые могут быть дополнительными источниками технического водоснабжения. Для питьевого водоснабжения используются артезианские скважины. Среднегодовая температура равна –3 ?С, среднемесячная января – 23 ?С, июля + 15.5 ?С. Экстремальные значения температуры в январе - ?56С, в июле + 36?С. В год выпадает 400-500 мм, основное количество которых приходится на теплый период года, с апреля по октябрь. Ветры в течение года преимущественно южные и юго-западные, летом преобладают северные. Средняя скорость ветра от 2 до 4 м/сек. Наиболее сильные ветры характерны для зимы, скорость его достигает 10 м/сек. Средняя толщина 1.0-1.5 м. В низких местах толщина его может быть более 1.5 м. Район расположен в южно-бореальной зоне разобщенного залегания поверхностных и реликтовых многолетнемерзлых пород водораздельно-долинного типа. Реликтовая мерзлота вдоль железнодорожного полотна (по данным инженерно-геологических изысканий) залегает на глубину от 150-200 м до 400 м. Нижняя граница распространения приповерхностных мерзлых грунтов 10-15 м и контролируется зеркалом грунтовых вод. Территория участка покрыта лишайниково-сфанговыми плоско-выпуклыми олиготрофными болотно-озерными комплексами. Древесная растительность распространена в долинах рек и на берегах крупных озер. Видовой состав леса представлен елью, сосной, лиственницей, кедром, березой.
Населенные пункты, г. Когалым к западу от участка в 66 км. Ведущий областью народного хозяйства, является нефтедобывающая, лесная промышленность. Представители коренного населения заняты рыболовством, оленеводством и охотой.[2]

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика
В геологическом строении Кочевского месторождения принимают участие песчано-глинистые отложения мезозойско-кайнозойского осадочного чехла и консолидированные породы доюрского фундамента.
В пределах Сургутского свода доюрские образования представлены в основном эффузивными породами - зеленоватыми и вишнево-бурыми миндалекаменными диабазовыми порфиритами. По данным калий-аргонового метода возраст эффузивов определяется как триасовый.
Для верхней части доюрских образований характерно присутствие коры выветривания, толщина которой не превышает нескольких десятков метров. В Широтном Приобье доюрский комплекс пород представлен вулканитами и вулканокластитами основного и кислого состава.
Кора выветривания представлены базальными конгломератами с прослоями косослоистых аргиллитов, каолинит-монтмориллонитового состава. Конгломераты представлены хорошо окатанными обломками вулканогенных и кремнистых пород, базальта, порфиров, сцементированных песчаным материалом с примесью известково-глинистого и углистого материала. Кроме переотложенной коры выветривания также встречаются светло-серые, сильно выветренные вулканические породы и туфы.
Общая мощность осадочного чехла на исследуемой территории по материалам глубоких скважин составляет 3153-3431м. (Рисунок 1.3)
Юрская система
Отложения юрского возраста представлены тремя отделами. В их составе выделяются горелая, тюменская, васюганская, георгиевская и баженовская свиты.
Горелая свита (J1p-J1t) выделяется в основании осадочного чехла в составе нижнего отдела. Литологически по керну она представлена чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов и их тонким переслаиванием. Песчаники серые, светло-серые, в основном мелкозернистые на глинистом и глинисто-карбонатном цементе с различного типа слоистостью, слабопроницаемые. Аргиллиты серые и темно-серые, тонкотмученные и алевритистые, массивные, плитчатые, с углефицированными остатками растений.
Общая толщина отложений горелой свиты по данным сейсморазведки изменяется от 50 м до 240 м.
Тюменская свита (J2a-J3k1) выделяется в основном в составе отложений среднеюрского возраста. Отложения свиты вскрыты на глубинах 2800-2950 м. Литологически они представлены неравномерным чередованием и переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Песчаники серые, светло-серые, мелко- и среднезернистые, алевритистые, плотные, крепкие, с тонкими пропластками углистого материала, что обуславливает в породе горизонтально-волнистую слоистость. Алевролиты от светло-серых до темно-серых, кварцево-полевошпатовые, известковистые, с глинистым и карбонатно-глинистым цементом. Аргиллиты темно-серые с коричневатым оттенком и черные, плотные, крепкие, с полураковистым, неровным изломом, с включениями конкреций рассеянного пирита.
Нефтегазоносность отложений тюменской свиты связана обычно с верхним в ее разрезе горизонтом ЮС2. На месторождении выявлено крупное по площади скопление нефти в пластах ЮС21 и ЮС22, которое является продолжением единого нефтеносного поля Русскинского месторождения.

Весь текст будет доступен после покупки

1. 1https://ru.wikipedia.org/wiki/Западно-Сибирская_равнина
2. Пояснительная записка к комплекту геолого-геофизической информации договор № 31.05.110-2/05СК0479 от 28.03.2005г.
3. Н.Г. Аржиловская, Д.С. Баймухаметов, В.С. Дручин, П.В. Хлызов, М.Р.Мазитов Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» - «Особенности геологического строения и концептуальные геологические модели продуктивных пластов Кочевского месторождения, запасы которых отнесены к категории трудноизвлекаемых».-2019.
4. Хуснуллин Т.Р – «АНАЛИЗ ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ СУРГУТСКОГО СВОДА ПО ДАННЫМ ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИХ И ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ НА ПРИМЕРЕ КОЧЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ».
5. А.А. Потрясов, К.Г. Скачёк (ТПП «Когалым нефтегаз») А.И.Ларичев, Н.И. Ларичкина, М.О. Захрямина (ГФУП СНИИИГГиМС) – «Состав нефтей северных районов Сургутского свода». 2004
6. Гурари Ф.Г. Строение и условия образования клиноформ неокомских отложений Западно-Сибирской плиты. – Новосибирск: СНИИГГиМС, 2003 – 141 с.
7. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири / А.А. Нежданов[и др.]. – М.: Академия горных наук, 2000. – 247 с.
8. Дручин В.С. Уточнение геологического строения неантиклинальных залежей нефти на месторождениях широтного Приобья на основе концептуальных моделей: дисс. … канд. г-м наук. 25.00.12 / Дручин Виталий Сергеевич. Тюмень. 2019. 133 с.

Весь текст будет доступен после покупки