Проект ННС по С.Альметьевское площади глубинной Н=1926м., смещение А=926м

Инв. № подп

Подп. и дата

Взам. инв. №

Инв. № дубл.

Подп. и дата

 

 

 

 

 

Лит

Лист

Листов

 

 

 

 

 

БУР-111б

 

Проект ННС по С.Альметьевское площади глубинной Н=1926м., смещение А=926м.

 

КР.131003.111б.14.ПЗ

Лит

№ докум.

Изм.

Подп.

Дата

Кузнецов М.

Разраб.

 

 

Орешина Л.Н.

Пров.

 

 

 

Т. контр.

 

 

 

Н. контр.

 

 

 

Утв.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Инв. № подп

Подп. и дата

Взам. инв. №

Инв. № дубл.

Подп. и дата

 

 

 

 

 

Лист

 

КР.131003.111б.14.ПЗ

 

Лит

№ докум.

Изм.

Подп.

Дата

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Содержание

Введение …………………………………………………………………………4

1 Исходные  данные ………………………………………………………….….7

1.1 Характеристика  проектной скважины …………………………………..…7

1.2 Характеристика  геологического разреза скважины ……………………...11

2 Расчетно-техническая часть работы …………………………………………15

2.1 Обоснования выбора типа промывочной жидкости по интервалам глубин ............15

2.2 Выбор  состава бурового раствора по  интервалам глубин ..........................17

2.3 Выбор  показателей свойств промывочной жидкости по интервалам глубин ............................................................................................................................21

2.4 Расчет  материалов и химических реагентов  для приготовления бурового раствора  .........................................................................................................................27

3 Специальная  часть. ……………………………………………………………32

3.1. Основные факторы, влияющие на повышение продуктивности скважин………………………………………………………………………………...32

3.2. Опыт бурения скважин в условиях АНПД………………………………37

3.3. Вскрытие пластов в условиях АВПД…………………………………….46

3.4. Проводка условно горизонтальных стволов скважин…………………..49

4 Мероприятия  по технике безопасности, противопожарной  защите и охране труда................................................................................................................................55

5 Охрана  недр и окружающей среды..................................................................59

Вывод……………………………………………………………………………..63

Литература …………………………….………………………………………………64 

Введение

Структура сырьевой базы такова, что  традиционный ввод месторождений с  низко проницаемыми коллекторами в разработку при разбуривании вертикальными скважинами (ВС) может быть экономически нецелесообразен, а иногда невозможен, из-за того, что значительный объем запасов окажется не вовлеченным в промышленную разработку.

В этих условиях наиболее рациональное направление улучшения использования  трудно извлекаемых запасов - переход на принципиально новые системы разработки месторождений с применением ГС и РГС, которые, имея повышенную поверхность вскрытия пласта, снижают фильтрационное сопротивление в при забойных зонах и являются перспективным методом не только повышения производительности скважин, но и величины нефтеотдачи продуктивных пластов.

Особенно важно применять системы  разработки с ГС и РГС на месторождениях с высокой геологической неоднородностью, разрозненностью, наличием многочисленных зон замещения продуктивных пластов  и зон выклинивания.

Горизонтальная скважина (ГС) - это  скважина конечной длины, ось которой  проходит между кровлей и подошвой пласта с углом наклона 80-100° относительно вертикали. ГС особенно эффективны при  разработке трещиноватых коллекторов  горизонтальной проницаемостью; при  освоении залежей углеводородного  сырья ограниченной площадью для  установки бурового оборудования; для  повышения нефтеотдачи пластов при доработке месторождений на поздней стадии эксплуатации; при разработке продуктивных коллекторов в условиях интенсивного образования газового и водного конусов; локальных залежей углеводородного вещества и др.

Следовательно, повышается степень  охвата пласта дренированием, возникает  возможность увеличить воздействие  рабочим агентом.

Горизонтальные стволы, проходя  по продуктивному пласту на сотни  метров, а в отдельных случаях  несколько сотен метров, могут  открыть в неоднородном пласте участки  трещиноватых зон с повышенной проницаемостью, что позволит получить по этим скважинам  дебиты в несколько раз выше, чем  по вертикальным. Появляется возможность разбурить газонефтяные залежи с обширными подгазовыми зонами и водонефтяные залежи значительно меньшим числом скважин и разрабатывать эти объекты при минимальных депрессиях.

Мировой и отечественный опыт проводки горизонтальных скважин свидетельствует  о том, что их применение позволяет  значительно улучшить текущие технологические  показатели разработки низко проницаемых коллекторов, а в ряде случаев перевести забалансовые запасы нефти в балансовые: в частности, темпы отбора нефти из систем ГС по сравнению с системами вертикальными скважин (ВС) повышаются в 3-5 раз, увеличиваются дебиты скважин, сокращаются сроки разработки. Можно предположить, что применение ГС в этих условиях позволит обеспечить темпы выработки запасов на уровне рентабельности. Годовой темп отбора может быть не менее 2-3%, в то время как при применении ВС этот показатель не превышает 1-1,5%. При этом необходимо отметить, что удельные извлекаемые запасы в расчете на одну ГС раза выше, чем для ВС.

Использование ГС требует за счет сокращения их общего числа на объектах значительно меньших (в 1,5-2 раза) капитальных  вложений на бурение скважин при  относительном росте (до 70%) стоимости  каждой ГС за счет усложнения их конструкций. Однако, при массовом бурении ГС стоимость одного метра проходки, как показывает мировой опыт, может  быть доведена до стоимости проходки ВС. Это создает еще более благоприятные  предпосылки для повышения эффективности  использования ГС.

При применении технологии разработки нефтяных месторождений с использованием ГС можно достичь стабильного  коэффициента нефтеизвлечения,

равного 60-80%, за счет следующих факторов:

ГС могут использоваться для  разработки на любой стадии различных  по типу и условиям залегания коллекторов;

при проводке ГС можно обеспечить пересечение естественных вертикальных трещин в пласте, что позволит до максимума увеличить проницаемость  пласта и отборы пластовых флюидов;

для дренирования нефтяного коллектора нужно бурить в 4-5 раз меньше горизонтальных скважин, чем вертикальных. С помощью  подобных скважин можно обеспечить разработку продуктивных пластов, залегающими  под руслами рек, озерами, горами, городскими сооружениями и др.

В технологических схемах разработки 45 месторождений Татарстана рассмотрены  варианты с использованием ГС, предложено бурение около 1600 добывающих и 190 нагнетательных горизонтальных скважин. Подавляющее  количество скважин предусмотрено  на башкирские и турнейские отложения.

Геологические условия Татарстана позволяют рекомендовать широкое  применение горизонтальных и горизонтально - разветвленных скважин.

 

 

 

 

 

 

 

 

        1 Исходные данные

1.1 Характеристика проектной скважины

Ромашкинское месторождение располагается на востоке Республики Татарстан в пределах большей части Альметьевского района, частично захватывая Лениногорский и Сармановский районы.

Геологопоисковые работы на территории месторождения проводились в течение длительного времени, начиная с 1933 г. К 1948 г. был выявлен целый ряд поднятий, входящих в систему Сокско-Шешминских дислокации. С 1947 г. проводились структурно-картировочное и одновременно разведочное бурение. В 1948 г. скв. 3, заложенная в своде нижнепермского Ромашкинского поднятия, которое было выявлено структурно-геологической съемкой и изучено структурным бурением, дала приток нефти из песчаников пашийского горизонта франского яруса девона. В 1949 г. мощные фонтаны девонской нефти были получены из скв. 10 и 11. В дальнейшем было доказано, что контур промышленной нефтеносности девонских отложений выходит далеко за пределы локальных поднятий перми и карбона, на которых были заложены первые разведочные скважины. Разведка была в основном завершена к 1955 г. В результате ее была доказана промышленная нефтеносность в крупном интервале разреза девона и карбона на обширной территории с основной залежью в терригенных пластах пашийского горизонта. В июне 1952 г. Ромашкинское нефтяное месторождение было введено в разработку по предварительному проекту. В 1955 г. утверждена генеральная схема разработки, согласно которой в целях рациональной интенсификации добычи нефти с применением методов законтурного и внутриконтурного заводнения месторождение было разделено на ряд промысловых площадей. Со времени открытия месторождения на нем пробурено свыше 5000 скважин, вскрывших весь осадочный комплекс.

Месторождение представляет собой очень пологую  обширную складку. Продуктивные отложения  терригенного девона повторяют очертания  структуры фундамента, сложенного докембрийскими отложениями. В пределах структуры вырисовываются отдельные купола с небольшими амплитудами поднятия, не превышающими 20-30 м. Наиболее обширными поднятиями являются Миннибаевское, Абдрахмановское, Павловское и Азнакаевское. Наибольшие углы падения пластов девонских отложений наблюдаются на западном крыле структуры (1,5-2 град.). На других крыльях падение измеряется минутами.

Промышленная  нефтеносность в пределах Ромашкинского месторождения в основном связана с терригенными толщами девона и нижнего карбона; меньшие по размерам залежи располагаются в карбонатных коллекторах девона и карбона. Промышленные притоки получены из отложений старооскольского горизонта живетского яруса, пашийского и кыновского горизонтов

 

В геологическом  строении месторождения принимают  участие отложения пермской системы, обнажающиеся на поверхности, а также  карбона и девона, вскрываемые  глубокими скважинами. Тектонически Ромашкинское нефтяное месторождение приурочено к Сокско-Шешминскому валу, осложненному рядом локальных платформенных поднятий, сложенных породами пермского и каменноугольного возрастов, ориентированных в соответствии с общим простиранием вала в направлении на ССВ. Эти брахиантиклинальные структуры (собственно Ромашкинская, Кудашевская, Миннибаевская и др.) характеризуются очень пологим залеганием крыльев (углы падения не превышают 1—2°) и амплитудами поднятия не более 50—75 м. По отложениям терригенной толщи девона (живетский ярус, низы франского яруса) вырисовывается единое обширное поднятие, площадью до 4500 км2, на фоне которого слабо выделяются отдельные вздутия: Миннибаевское, Абдрахмановское, Павловское, Азнакаевское и другие, с амплитудами поднятия порядка 15—25 м. В целом обширная Ромашкинская платформенная структура имеет очень пологие склоны (крылья) с углами наклона до 1°; только на зап. крыле углы падения достигают 2°. Несоответствие структурных планов по пермским и каменноугольным отложениям, с одной стороны, и терригенной толщей девона, с другой, подчеркивается тем, что наиболее приподнятая, осевая часть Сокско-Шешминского вала проходит в 18—20 км западнее основной девонской Ромашкинской структуры через Шугуровскую брахи-антиклинальную складку, сложенную пермскими и каменноугольными слоями. По отложениям терригенной толщи девона, а также по поверхности кристаллического фундамента Шугуровское поднятие располагается над погруженной их зоной. Промышленная нефтеносность связана главным образом с отложениями терригенной толщи девона, хотя имеются промышленные залежи нефти в песчаниках угленосной свиты турнейского яруса (или визе), а также в известняковом разрезе верхнего девона. Характерно наличие в разрезе нижнего карбона пластов каменного угля рабочей мощности. В терригенной толще девона залежи нефти приурочиваются к Д0 (Михайловскому), ДI ДIII, ДIV и ДV продуктивным пластам. Однако основное промышленное значение имеет первый девонский нефтяной пласт—ДI, с которым связано не менее 80% всех запасов нефти в недрах Ромашкинского месторождения Залежи нефти во всех остальных пластах имеют литолого-стратиграфический характер, располагаясь участками главным образом на склонах основного Ромашкинского поднятия. Громадная залежь нефти пласта ДI относится к структурным, сводовым залежам, правильно окаймляющимся на крыльях поднятия краевыми водами. Пласт ДI представлен пачкой нефтесодержащих песчаников и алевролитов, расслоенных глинами. Местами пласт приобретает монолитное сложение, будучи представленным сплошным песчаником, местами же он является часто расслоенным глинами. Песчаники, слагающие пласт Др резко варьируют в мощности: от 1 — 2 до 34 м, а на отдельных участках даже полностью выклиниваются (замещаются глинами или алевролитами). Пористость песчаников колеблется от 15 до 26%, составляя в среднем 21%; проницаемость варьирует от 40 до 2000 миллидарси, но в среднем равна 500—600 миллидарси. Начальные дебиты скважин изменяются от 30—40 до 400 т нефти в сутки при глубинах залегания около 1650—1700 м. Начальное пластовое давление достигало 175 атм. В связи с пологим строением основного Ромашкинского поднятия значительная часть залежи в пределах внешнего контура нефтеносности подстилается водой, т. е. образуется очень широкая зона между внешним и внутренним контурами нефтеносности, где нефть «плавает» на воде, в то время как средняя часть залежи на всю мощность пласта ДI насыщена нефтью. Ввиду огромных, уникальных размеров залежи нефти в пласте ДI необходимости осуществления активной ее разработки и эксплуатации и невозможности решения последней задачи с помощью законтурного заводнения, при разработке этой залежи осуществлено искусственное разрезание последней на отдельные площади кольцевыми рядами нагнетательных скважин. Каждая такая площадь, искусственно вырезанная рядами нагнетательных скважин с учетом геологического строения залежи в целом, обладающая обширными запасами нефти, является крупным нефтяным месторождением. В настоящее время по такой системе разработки, с применением внутри-контурного заводнения, на Ромашкинском нефтяном месторождении находятся в эксплуатации Миннибаевская, Абдрахмановская, Павловская, собственно Ромашкинская, Зеленогорская и Восточно-Сулеевская площади. Разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения были начаты в 1953 г. По добыче и природным запасам это месторождение, является одним из крупнейших в мире.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.2 Характеристика геологического  разреза скважины

Таблица1 -Геолого-технических данных

Стратиграфия	Интервалы			Литология	Осложнения
Четвертичные	0	7		Пески, суглинки	осыпи, обвалы
Казанский ярус	7	62		Песчаники, глины
Уфимский ярус	62	83		Песчаники, глины
Артинский	83	208		Доломиты, известняки	Поглощение ПУХ
В.карбон	208	377		Доломиты, известняки
Мячковкий	377	531		Доломиты, известняки
Подольский	531	618		Доломиты, известняки	осыпи, обвалы
Каширский	618	682		Доломиты, известняки
Верейский	682	736		Известняки, аргиллиты
Башкирский	736	761		Известняки, доломиты
Намюрский	761	875		Известняки, доломиты	поглощение
Серпухово-Окский	875	1089		Известняки, доломиты
Тульский	1089	1108		Песчаники, глины	осыпи, обвалы
Бобриковский	1108	1137		Песчаники, алевролиты
Турнейский	1137	1249		Доломиты, известняки
В. Фаменский	1249	1484		Доломиты, известняки
Н. Фаменский	1484	1585		Доломиты, известняки	поглощение
В. Франский	1585	1745		Песчаники, известняки
Мендымский	1745		1785	Доломиты, известняки
Доманниковые сл.	1785		1828	Доломиты, известняки	поглощение
Саргаевский	1828		1841	Доломиты, известняки
Кыновский	1841		1875	Песчаники, аргиллиты	осыпи, обвалы
Пашийский	1875		1926	Песчаники,алевролиты
Забой	1926			Песчаники,алевролиты