Введение
Темпам развития нефтяной и газовой промышленности постоянно уделяется большое внимание, поскольку нефть и газ и продукты их переработки оказывают огромное влияние на развитие экономики страны. В Западной Сибири, остающейся основным нефтедобывающем регионом страны, усилия направлены как на освоение новых нефтяных и газовых месторождений, так и на интенсификацию разработки эксплуатируемых месторождений, повышение нефтеотдачи пластов, комплексную механизацию и автоматизацию добычи нефти и газа.
Самотлорское нефтяное месторождение является одним из крупнейших в мире и имеет более 7 млн тонн извлекаемых запасов нефти. Месторождение было открыто в 1965 году, добыча началась в 1969 году. К настоящему времени добыча составила 2,7 млрд тонн нефти. С 2000-х годов, когда основные объекты практически выработали свои ресурсы, стал активно подключаться в разработку пласты со сложной геологической структурой.
Целью преддипломной практики является оценка технологии строительства наклонно-направленной скважины на Самотлорском нефтяном месторождении и рассмотрение технологии реконструкции скважины методом бурения бокового ствола. Исходя из целей преддипломной практики сформулируются задачи:
1. Рассмотреть геологическую характеристику Самотлорского месторождения.
2. Рассмотреть особенности строительства наклонно-направленной скважины на Самотлорском нефтяном месторождении.
3. Рассмотрение технологии реконструкции скважины методом бурения бокового ствола
4. Рассмотрение вопросов техники безопасности при производстве работ.
5. Провести технико-экономическую оценку полученных результатов.
1. Геологический раздел
Градиенты давления Самотлорского месторождения
Геологический разрез Самотлорского месторождения сложен терригенными породами (глинами, песками, алевритами, аргиллитами, песчаниками, алевролитами; встречаются опоки и другие породы).
Градиент пластового давления уточняться по данным фактических замеров во вновь пробуренных скважинах.
Таблица 1.6
Давление и температура по разрезу скважины
| Индекс стратиграфического подразделения | Интервал, м | Градиент давления | Температура в конце интервала | |||||||||||
| от (верх) | до (низ) | пластового | гидроразрыва пород | Горного | ||||||||||
| кгс/см2 на м | источник получения | кгс/см2 на м | источник получения | кгс/см2 на м | источник получения | 0С | источник получения | |||||||
| от (верх) | до (низ) | от (верх) | до (низ) | от (верх) | до (низ) | |||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | |
| Q P 2/3 P 2/3 P 1/3 P 1/2 P 2/2 Р1 К 2 K 2 K 2 K2+K1 K1 K1 K1 J3 J3 J3 | 0 125 140 240 350 390 560 655 790 900 935 1690 1765 2170 2445 2465 2470 | 125 140 240 350 390 560 655 790 900 935 1690 1765 2170 2445 2465 2470 2530 | 0, 000 0, 100 0, 100 0, 100 0, 100 0, 100 0, 100 0, 100 0,100 0,100 0,100 0,100 0,100 0,100 0,100 0,100 0,100 | 0, 100 0, 100 0, 100 0, 100 0, 100 0,100 0,100 0,100 0,100 0,100 0,100 0,100 0,100 0,100 0,100 0,100 0,100 | РФЗ РФЗ РФЗ РФЗ РФЗ РФЗ РФЗ РФЗ РФЗ РФЗ РФЗ РФЗ РФЗ РФЗ РФЗ РФЗ РФЗ | 0,00 0,180 0,180 0,180 0,180 0,180 0,180 0,180 0,180 0,178 0,176 0,175 0,175 0,175 0,174 0,174 0,174 | 0,180 0,180 0,180 0,180 0,180 0,180 0,180 0,180 0,178 0,176 0,175 0,174 0,174 0,174 0,174 0,174 0,175 | ПАЗ ПАЗ ПАЗ ПАЗ ПАЗ ПАЗ ПАЗ ПАЗ ПАЗ ПАЗ ПАЗ ПАЗ ПАЗ ПАЗ ПАЗ ПАЗ ПАЗ | 0,000 0,205 0,205 0,208 0,212 0,213 0,216 0,217 0,218 0,218 0,219 0,223 0,224 0,224 0,224 0,225 0,225 | 0,205 0,205 0,208 0,212 0,213 0,216 0,217 0,218 0,218 0,219 0,223 0,224 0,224 0,224 0,225 0,225 0,225 | ПСР ПСР ПСР ПСР ПСР ПСР ПСР ПСР ПСР ПСР ПСР ПСР ПСР ПСР ПСР ПСР ПСР | 4 1 0 3 8 17 21 25 29 30 52 54 55 71 78 78 80 | ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ | |
Технологический раздел
2.1 Основные проектные данные
Таблица 2.1
Основные проектные данные
| Наименование данных | Значение |
| 1 | 2 |
| 1. Номер района строительства скважины | 5А |
| 2. Номера скважин, строящихся по данному проекту | Куст № 325 Б скважины: № № 51004; 50818; 50812; 50822. |
| 3. Площадь (месторождение) | Cеверная территория Самотлорского месторождения |
| 4. Расположение (суша, море) | Суша |
| 5. Глубина моря на точке бурения, м | - |
| 6. Цель бурения и назначение скважины | эксплуатация добыча нефти, нагнетание воды в пласты |
| 7. Проектный горизонт | Пласты группы ЮВ; шифр: ЮВ1 |
| 8. Проектная глубина, м по вертикали по стволу | 2530 2807 |
| 9. Число объектов испытания в колонне в открытом стволе | - - |
| 10. Вид скважины (вертикальная, наклонно-направленная) | наклонно-направленная |
| 11. Тип профиля | трехинтервальный |
| 12. Глубина по вертикали кровли продуктивного (базисного) пласта, м | 2470 |
| 13. Отклонение от вертикали точки входа в кровлю продуктивного (базисного) пласта, м | 1000,0 |
| 14. Способ бурения | Турбинно-роторный |
Конструкция скважины
Таблица 2.2
Общие сведения о конструкции скважин
|
Название колонны |
Диаметр, мм
Интервал спуска, м
По вертикали
По стволу
Рис. 2.1. Совмещенный график давлений
Диаметры промежуточных колонн и кондукторов, а также диаметры долот для бурения под каждую колонну (d д) находят из следующих соотношений:
- диаметр ствола скважины под обсадную колонну с наружным диаметром по муфте (dм):
 мм
| (2.1) |
- наружный диаметр предыдущей обсадной колонны (dн)пред:
 мм
| (2.2) |
где D н - разность диаметров между муфтой обсадной колонны и стенкой ствола скважины;
D в - радиальный зазор между долотом и внутренней поверхностью той колонны, через которую оно должно проходить при бурении скважины;
d - наибольшая возможная толщина стенки труб данной колонны.
В качестве эксплуатационной колонны используем колонну обсадных труб с муфтой диаметром 187,7 мм по ГОСТ 632-80:
мм
Выбираем по ГОСТ 20692-2003 долото диаметром 215,9 мм.
Наружный диаметр предыдущей колонны:
мм
По ГОСТ 632-80 выбираем значение наружного диаметра обсадной колонны, а именно 245 мм.
В качестве кондуктора используем колонну обсадных труб со специальной муфтой диаметром 257,2 мм по ГОСТ 632-80:
мм
По ГОСТ 20692-2003 выбираем значение диаметра долота, а именно 295,3 мм. Наружный диаметр предыдущей колонны (направления):
мм
По ГОСТ 632-80 выбираем значение наружного диаметра обсадной колонны, а именно 324 мм. В качестве направления используем колонну обсадных труб с муфтой диаметром 351,0 мм по ГОСТ 632-80:
мм
По ГОСТ 20692-2003 выбираем значение диаметра долота, а именно 393,7 мм.
2.3 Профиль ствола скважины
Проектные данные: Ар = 50 м; r = 40 м; смещён. 1000 м; на глуб. 2470 м; магн. аз. 1°; дир. угол 13°.
Таблица 2.3
Профиль скважины
| Глубина, м (верт.) | Глубина, м | Зен. угол | Азимут, ° | Дирек. угол, ° | Удлинение, м | Смещение, м | |
| ° | ´ | ||||||
| 0,0 | 0 | 0,00 |
| 1,00 |
|
| 0,0 |
| 50,0 | 50 | 0,00 |
| 1,00 | 13 | 0,0 | 0,0 |
| 100,0 | 100 | 0,00 |
| 1,00 | 13 | 0,0 | 0,0 |
| 150,0 | 150 | 0,00 |
| 1,00 | 13 | 0,0 | 0,0 |
| 200,0 | 200 | 0,00 |
| 1,00 | 13 | 0,0 | 0,0 |
| 250,0 | 250 | 0,00 |
| 1,00 | 13 | 0,0 | 0,0 |
| 299,8 | 300 | 10,00 |
| 1,00 | 13 | 0,2 | 4,4 |
| 348,6 | 350 | 15,00 |
| 1,00 | 13 | 1,4 | 15,2 |
| 396,6 | 400 | 18,00 |
| 1,00 | 13 | 3,4 | 29,4 |
| 444,0 | 450 | 19,00 |
| 1,00 | 13 | 6,0 | 45,2 |
| 491,1 | 500 | 20,00 |
| 1,00 | 13 | 8,9 | 61,9 |
| 538,1 | 550 | 20,00 |
| 1,00 | 13 | 11,9 | 79,0 |
| 585,1 | 600 | 20,00 |
| 1,00 | 13 | 14,9 | 96,1 |
| 632,1 | 650 | 20,00 |
| 1,00 | 13 | 17,9 | 113,2 |
| 679,1 | 700 | 20,00 |
| 1,00 | 13 | 20,9 | 130,3 |
| 726,0 | 750 | 20,00 |
| 1,00 | 13 | 24,0 | 147,4 |
| 773,0 | 800 | 20,00 |
| 1,00 | 13 | 27,0 | 164,5 |
| 820,0 | 850 | 20,00 |
| 1,00 | 13 | 30,0 | 181,6 |
| 867,0 | 900 | 20,00 |
| 1,00 | 13 | 33,0 | 198,7 |
| 913,2 | 950 | 25,00 |
| 1,00 | 13 | 36,8 | 217,9 |
| 957,7 | 1000 | 29,00 |
| 1,00 | 13 | 42,3 | 240,6 |
| 1001,5 | 1050 | 29,00 |
| 1,00 | 13 | 48,5 | 264,8 |
| 1044,3 | 1100 | 33,00 |
| 1,00 | 13 | 55,7 | 290,6 |
| 1086,7 | 1150 | 31,00 |
| 1,00 | 13 | 63,3 | 317,1 |
| 1126,1 | 1200 | 45,00 |
| 1,00 | 13 | 73,9 | 347,8 |
| 1161,5 | 1250 | 45,00 |
| 1,00 | 13 | 88,5 | 383,2 |
| 1196,8 | 1300 | 45,00 |
| 1,00 | 13 | 103,2 | 418,6 |
| 1232,2 | 1350 | 45,00 |
| 1,00 | 13 | 117,8 | 453,9 |
| 1267,5 | 1400 | 45,00 |
| 1,00 | 13 | 132,5 | 489,3 |
| 1302,9 | 1450 | 45,00 |
| 1,00 | 13 | 147,1 | 524,6 |
| 1338,3 | 1500 | 45,00 |
| 1,00 | 13 | 161,7 | 560,0 |
| 1373,6 | 1550 | 45,00 |
| 1,00 | 13 | 176,4 | 595,3 |
| 1409,0 | 1600 | 45,00 |
| 1,00 | 13 | 191,0 | 630,7 |
| 1444,3 | 1650 | 45,00 |
| 1,00 | 13 | 205,7 | 666,0 |
| 1452,1 | 1661 | 45,00 |
| 1,00 | 13 | 208,9 | 673,8 |
| 1480,9 | 1700 | 40,00 |
| 1,00 | 13 | 219,1 | 700,2 |
| 1519,4 | 1750 | 39,00 |
| 1,00 | 13 | 230,6 | 732,0 |
| 1559,4 | 1800 | 35,00 |
| 1,00 | 13 | 240,6 | 762,1 |
| 1600,3 | 1850 | 35,00 |
| 1,00 | 13 | 249,7 | 790,7 |
| 1642,5 | 1900 | 30,00 |
| 1,00 | 13 | 257,5 | 817,6 |
| 1688,5 | 1950 | 16,00 |
| 1,00 | 13 | 261,5 | 837,1 |
| 1736,6 | 2000 | 16,00 |
| 1,00 | 13 | 263,4 | 850,9 |
| 1784,6 | 2050 | 16,00 |
| 1,00 | 13 | 265,4 | 864,7 |
| 1832,7 | 2100 | 16,00 |
| 1,00 | 13 | 267,3 | 878,5 |
| 1880,8 | 2150 | 16,00 |
| 1,00 | 13 | 269,2 | 892,3 |
| 1929,5 | 2200 | 10,00 |
| 1,00 | 13 | 270,5 | 903,5 |
| 1978,7 | 2250 | 10,00 |
| 1,00 | 13 | 271,3 | 912,2 |
| 2028,0 | 2300 | 10,00 |
| 1,00 | 13 | 272,0 | 920,9 |
| 2077,3 | 2350 | 9,00 |
| 1,00 | 13 | 272,7 | 929,1 |
| 2126,7 | 2400 | 9,00 |
| 1,00 | 13 | 273,3 | 937,0 |
| 2176,1 | 2450 | 9,00 |
| 1,00 | 13 | 273,9 | 944,8 |
| 2077,3 | 2350 | 9,00 |
| 1,00 | 13 | 272,7 | 929,1 |
| 2126,7 | 2400 | 9,00 |
| 1,00 | 13 | 273,3 | 937,0 |
| 2176,1 | 2450 | 9,00 |
| 1,00 | 13 | 273,9 | 944,8 |
| 2225,4 | 2500 | 9,00 |
| 1,00 | 13 | 274,6 | 952,6 |
| 2255,1 | 2530 | 9,00 |
| 1,00 | 13 | 274,9 | 957,3 |
| 2126,7 | 2400 | 9,00 |
| 1,00 | 13 | 273,3 | 937,0 |
| 2176,1 | 2450 | 9,00 |
| 1,00 | 13 | 273,9 | 944,8 |
| 2225,4 | 2500 | 9,00 |
| 1,00 | 13 | 274,6 | 952,6 |
| 2275,0 | 2550 | 7,00 |
| 1,00 | 13 | 275,0 | 959,6 |
| 2324,6 | 2600 | 7,00 |
| 1,00 | 13 | 275,4 | 965,7 |
| 2374,2 | 2650 | 7,00 |
| 1,00 | 13 | 275,8 | 971,8 |
| 2423,8 | 2700 | 7,00 |
| 1,00 | 13 | 276,2 | 977,8 |
| 2473,5 | 2750 | 7,00 |
| 1,00 | 13 | 276,5 | 983,9 |
| 2523,1 | 2800 | 7,00 |
| 1,00 | 13 | 276,9 | 990,0 |
| 2530,0 | 2807 | 7,00 |
| 1,00 | 13 | 277,0 | 990,9 |
2.4 Буровые растворы
Очистка бурового раствора
С целью обеспечения полноты удаления выбуренной породы из бурового раствора и регулирования содержания твердой фазы в буровом растворе, а также с целью уменьшения объема наработки бурового раствора, а, следовательно, уменьшения объема отработанного бурового раствора (ОБР) при строительстве эксплуатационной скважины на планируется применять многоступенчатую систему очистки бурового раствора по типовой технологии очистки. Оборудование для очистки бурового раствора расположено между вышечным и емкостным блоками на дополнительном емкостном основании.
К основному оборудованию системы по типовой схеме приготовления и очистки бурового раствора относятся
- полнопоточное линейное вибросито Swaco ALS-II (4 шт.);
- ситогидроциклонная установка включающая пескоотделители и илоотделители Swaco;
- центрифуга SWACO-518 – 2 шт с независимой плавной регулировкой скорости вращения барабана и шнека, автоматическим очищением и остановкой шнека, радиальным потоком;
- дегазатор Каскад-40;
кроме того, в схему очистки включены центробежные насосы, винтовой конвейер, ёмкости, лопастные перемешиватели, всасывающие и нагнетательные линии, запорная арматура и т.п.
Углубление скважины
Способы и режимы бурения
Таблица 2.4
Способы, режимы бурения ствола скважины
| Интервал по стволу, м | Вид технологической операции (бурение, расширка, проработка) | Способ бурения | Условный № КНБК | Режим бурения | Скорость выполнения технологи-ческой операции, м/ч | |||
| от (верх) | до (низ) | осевая нагрузка, кн | скорость вращения, об/мин | расход бурового раствора л/с | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 0 70 250 881 1300 1650 0 65 70 861 881 | 70 250 881 1300 1650 2807 70 70 881 881 2807 | бурение бурение бурение бурение бурение бурение проработка разбур. цем. проработка разбур. цем. проработка | совмещенный «-» «-» «-» «-» «-» «-» «-» «-» | 1 2 3 4 5 6 1 2* 3 4* 4 | 50 50 70 100 100 100 30 30 50 30 50 | 360 440 440 180-260 300-380 180-260 60-80 440 440 300-380 90-114 | 56 56 56 32 32 32 56 56 56 32 32 | 50,0 50,0 50,0 30,0 25,0 25,0 10,0 100,0 10,0 100,0 100,0 |
Бурение под направление в интервале 0-70м производится роторным способом шарошечным долотом 393,7 VU-K 11TG R227.
Бурение под кондуктор в интервале 70-881 м производится турбинным способом, долотом БИТ 295,3 NU – 53X R37 и ДРУ-172.
Бурение под эксплуатационную колонну в интервале 881-2807м производится турбинным способом, долотом БИТ 215,9 NU-54X-R51 и ДРУ-172.
Крепление скважины
Специальный раздел
Заключение
Увеличение объемов и качества буровых работ является основным условием заблаговременного и ритмичного наращивания запасов полезных ископаемых для обеспечения сырьевыми ресурсами промышленности и сельского хозяйства. Это условие выполнимо только при государственной системе подготовки специалистов по технологии и технике разведки месторождений полезных ископаемых.
В последние годы произошли существенные изменения как в геологоразведочной отрасли, так и в создании буровой техники, прогрессивных технологий, технологических процессов, новых видов породоразрушающего инструмента. Кроме того, получили распространение принципиально новые технологии бурения технических скважин для строительства, внедряются технология бурения скважин для решения задач по добыче полезных ископаемых и выполнения региональных экологических проблем при захоронении отходов вредных производств.
Зарезка боковых стволов - это эффективная технология, позволяющая увеличить добычу нефти на старых месторождениях и коэффициент извлечения нефти из пластов, вернуть в эксплуатацию нефтяные скважины, которые не могли быть возвращены в действующий фонд другими методами.
Путем бурения боковых стволов в разработку вовлекаются ранее не задействованные участки пласта, а также трудноизвлекаемые запасы нефти, добыча которых ранее не представлялась возможной.
Применение технологии ЗБС способствует увеличению нефтеотдачи пластов и фактически заменяет уплотнение скважин. Соответствующие технологии помогают сохранить скважину и сэкономить затраты на освоение скважины. Причем эксплуатация боковых стволов эффективна для всех типов залежей. Себестоимость дополнительно добытой нефти из вторых стволов, как правило, ниже её среднего значения по месторождениям, а затраты на их строительство окупаются в течение 1-2 лет.
Список используемых источников
1. Постановление Минтруда и социального развития Российской Федерации от 04.02.2000г. №14 «Об утверждении рекомендаций по организации работы службы охраны труда в организации».
2. Постановлением Минтрудразвития и Минобразования России №1/29 от 13.01.2003г. «Об утверждении Порядка обучения по охране труда и проверки знаний требований охраны труда работников организаций».
3. Приказ федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору от 29.01.2007 г. (с изм. на 30.06.2015 г.) №37 «О порядке подготовки и аттестации работников организаций, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору».
4. РД 08-200-98. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. – М.: Госгортехнадзор России, 2015.
5. ГОСТ 12.0.004-90 ССБТ. Организация обучения безопасности труда. Общие положения.
6. ГОСТ 17.1.3.12-86. Охрана природы. Гидросфера. Общие правила охраны вод от загрязнения при бурении и добыче нефти и газа на суше.
7. ГОСТ Р 50864-96. Резьба коническая замковая для элементов бурильных колонн. Профиль, размеры, технические требования.
8. ГОСТ 632-80 Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия.
9. ГОСТ 20692-2003 Долота шарошечные. Технические условия.
10. СП 2.2.2.1327-03. Гигиена труда. Технологические процессы, материалы и оборудование, рабочий инструмент. Гигиенические требования к организации технологических процессов, производственному оборудованию и рабочему инструменту. Санитарно-эпидемиологические правила.
11. Антонова Е.Н. Бурение боковых стволов на примере Уренгойского газоконденсатного месторождения // Технические науки: традиции и инновации: материалы II междунар.науч.конф. – Челябинск: Два комсомольца, - 2013.
12. Батлер Р. М. Горизонтальные скважины для добычи нефти, газа и битумов. - Ижевск: РХД, 2010.
13. Бакиров И.М. Совершенствование разработки малых нефтяных месторождений с высоковязкой нефтью с применением новых технологий // Нефтяное хозяйство. - 2011. - №7.
14. Булатов А. И. Бурение и освоение нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 2007.
15. Витевский А.В. Анализ эффективности зарезок боковых стволов с проведением гидроразрыва пласта // Нефть России. - 2009. - №11.
16. Гауф В.А. Разработка технологий реконструкции малодебитных скважин сооружением боковых стволов. - Тюмень. - 2014.
17. Зварыгин В.И. Буровые станки и бурение скважин: учебное пособие. – Красноярск: Сиб.федер.ун-т, 2015.
18. Исхаков Р.Р. Методы проектирования разработки газовых месторождений с применением боковых стволов. - 2014.
19. Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. Учебник. 3-е изд., М.: Альянс, 2011.
20. Окромелидзе Г.В. Опыт проектирования и строительства многоствольных скважин // Нефтяное хозяйство. - 2011. - №10.
21. Правдухин В.М. Повышение эффективности разработки месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» бурением боковых стволов // Нефтяное хозяйство. -2005. - №6.
22. Тухбиев Р.Ф. Методы строительства боковых стволов для восстановления скважин из бездействия на примере различных месторождений РФ // Нефтяное хозяйство. - 2012. - №5.
23. Устькачкинцев Е.Н. Определение критериев выбора скважин-кандидатов для зарезки в них боковых стволов // Нефтяное хозяйство. - 2013. - №2.
24. Хисамов, Р.С. Извлекаемый отклонитель для строительства многозабойных скважин // Энерговестник. - 2010. - №2.
25. Чернышов С.Е. Основные направления повышения эффективности строительства боковых стволов // Нефтяное хозяйство. - 2011. - №8.
26. Проектная документация строительство горизонтальных скважин на Самотлорском месторожденим – Нижневартовск: ООО «Сибтехнобурпроект», 2015г.
27. Официальный сайт ОАО «Роснефть». Ссылка: http://www.rosneft.ru.
Официальный сайт ОАО «Сургутнефтегаз». Ссылка: http://www.surgutneftegas.ru.
Введение
Темпам развития нефтяной и газовой промышленности постоянно уделяется большое внимание, поскольку нефть и газ и продукты их переработки оказывают огромное влияние на развитие экономики страны. В Западной Сибири, остающейся основным нефтедобывающем регионом страны, усилия направлены как на освоение новых нефтяных и газовых месторождений, так и на интенсификацию разработки эксплуатируемых месторождений, повышение нефтеотдачи пластов, комплексную механизацию и автоматизацию добычи нефти и газа.
Самотлорское нефтяное месторождение является одним из крупнейших в мире и имеет более 7 млн тонн извлекаемых запасов нефти. Месторождение было открыто в 1965 году, добыча началась в 1969 году. К настоящему времени добыча составила 2,7 млрд тонн нефти. С 2000-х годов, когда основные объекты практически выработали свои ресурсы, стал активно подключаться в разработку пласты со сложной геологической структурой.
Целью преддипломной практики является оценка технологии строительства наклонно-направленной скважины на Самотлорском нефтяном месторождении и рассмотрение технологии реконструкции скважины методом бурения бокового ствола. Исходя из целей преддипломной практики сформулируются задачи:
1. Рассмотреть геологическую характеристику Самотлорского месторождения.
2. Рассмотреть особенности строительства наклонно-направленной скважины на Самотлорском нефтяном месторождении.
3. Рассмотрение технологии реконструкции скважины методом бурения бокового ствола
4. Рассмотрение вопросов техники безопасности при производстве работ.
5. Провести технико-экономическую оценку полученных результатов.
1. Геологический раздел
Общая характеристика Самотлорского месторождения
Самотлорское месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. В непосредственной близости к рассматриваемому месторождению располагаются разрабатываемые: Аганское (с запада), Мало-Черногорское (с северо-востока), Лор-Еганское (с востока), Мыхпайское (с юга) месторождения.
Географически район приурочен к водоразделу рек Вах, являющейся судоходной, и Ватинского Егана, правых притоков реки Оби. Рельеф слабопересеченный. Площадь сильно заболочена, отмечаются также многочисленные озера: Самотлор, Кымыл-Эмтор, Белое, Окуневое, Калач, Проточное, Мысовое, Урманное и другие. Многие озера и болота в зимний период не промерзают.
Растительность представлена смешанными лесами с преобладанием хвойных пород и тальниковыми кустарниками, произрастающими преимущественно по берегам рек и озер. Климат территории континентальный с прохладным коротким летом и продолжительной холодной зимой. Среднемноголетняя годовая температура воздуха составляет -3,5°С. Наиболее холодный месяц года - февраль (-50°С), самый теплый - июль (+30°С). По характеру выпадаемых атмосферных осадков описываемая территория относится к районам с избыточным увлажнением. Среднемноголетнее годовое количество осадков составляет 580 мм. Основная их часть (390 мм) выпадает в виде дождей и мокрого снега с июня по ноябрь. Снеговой покров появляется в ноябре, а сходит в конце апреля. Высота его на открытых участках в среднем достигает 33 см, а на залесенных участках может достигать 120-160 см. Промерзание почв начинается в конце октября и достигает своего максимума в середине апреля, при этом глубина промерзания достигает на открытых участках до 1,7 м. В середине июля почва полностью оттаивает.
Ближайшие населенные пункты - г. Нижневартовск, г. Мегион, п. Покур, п. Вата и др. Коренное население этого района - русские, ханты и манси. Основными отраслями хозяйства района являются нефтедобывающая промышленность, геологоразведочные работы на нефть и газ, строительство объектов нефтяной промышленности, лесозаготовки, рыболовство и охота.
Непосредственно через площадь проходят нефтепровод и бетонная дорога, связывающая города Нижневартовск, Мегион и Радужный.
Дата: 2019-05-28, просмотров: 237.
