Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«Уфимский государственный нефтяной технический университет»
Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений
Отчет
о первой производственной практике
Студент гр. ГР 09-02 Р.И. Фаттаев
(подпись, дата)
Руководитель практики от предприятия,
ведущий геолог НГДУ «Уфанефть» И.Н. Набиуллина
(подпись, дата)
Руководитель практики от кафедры,
доцент А.В. Лысенков
(подпись, дата)
Уфа
2012
Содержание
Введение………………………………………………………………………….......4
1 Характеристика месторождения нефти, разрабатываемого НГДУ………..…6
1.1 Стратиграфия…………………………………………………………................6
1.2 Особенности тектонического строения……………………………................7
1.3 Физико‒гидродинамическая характеристика продуктивных пластов и пачек……..……………………………………………………………………………...9
1.4 Свойства и состав нефти, газа и воды………………………………………..13
2 Конструкция скважин и их забоев, способы освоения скважин………..……19
2.1 Типовые конструкции скважин и их забоев……………………...…………..19
2.2 Перфорация обсадных колонн и принцип действия применяемых перфораторов…………………………………………...…………………………………….23
2.3 Меры безопасности при вскрытии и освоении скважины…………………...28
3 Эксплуатация фонтанных и газлифтных скважин……………………………..31
3.1 Фонтанная эксплуатация скважин…………………………………………….31
3.2 Газлифтная эксплуатация скважин……………………………………………33
4 Эксплуатация скважин, оборудованных скважинными штанговыми насосными установками (ШСНУ)…………………………………………………………..37
5 Эксплуатация скважин, оборудованных электроцентробежными погружными насосными установками (УЭЦН)………………………………………………….42
6 Эксплуатация скважин малораспространенными насосными установками…48
6.1 Возвратно-поступательные насосы…………………………………………...48
6.2 Погружные винтовые насосы (УЭВН)………………………………………..50
6.3 Погружные диафрагменные насосы (УЭДН)………………………………...51
7 Гидродинамические и промыслово‒геофизические методы исследования скважин и пластов………………………………………………………………….53
8 Способы воздействия на призабойную зону скважин…………………………57
8.1 Гидроразрыв пласта…………………………………………………………….57
8.2 Соляно-кислотные обработки призабойной зоны скважин………………..59
8.3 Термогазохимическое воздействие на призабойную зону (ТГХВ)…………60
9 Подземный текущий и капитальный ремонт скважин…………………………63
10 Организационная структура НГДУ……………………………………………70
10.1 Функции цехов основного и вспомогательного производств……………...70
Список использованных источников……………………………………………...73
Введение
Сергеевское нефтяное месторождение открыто в 1961 году. В административном отношении находится в Благовещенском и Уфимском районах Республики Башкортостан в 10 км к северо-западу от г. Уфы. Обзорная карта района Сергеевского месторождения приведена на рисунке 1.
Промышленно-нефтеносными являются терригенные пласты бобриковского горизонта, карбонатные отложения турнейского яруса и аскынско-мендымского горизонта, и терригенные отложения девона, которые содержат 90% балансовых запасов нефти и являются основным объектом разработки.
Пробная эксплуатация месторождения начата в 1961 году, а промышленная в 1965 году.
На разработку Сергеевского нефтяного месторождения с 1966г. по 2006г. составлено 11 проектных технологических документов.
Действующий проектный документ «Анализ разработки Сергеевского нефтяного месторождения» (протокол ЦКР от 28.02.06г. №3589). Все проектные документы на разработку месторождения составлялись Башнипинефтью.
В промышленную эксплуатацию месторождение введено в 1965 году. Все эксплуатационные объекты, кроме аскынско-мендымского горизонта, разрабатываются с ППД. На 01.01.2007 г. пробурено 909 скважин, в том числе: добывающих – 837, нагнетательных – 59, водозаборных – 13. Горизонтальных скважин нет. Один боковой ствол.
На 01.01.2008г. добыто 41023,3 тыс. т нефти, или 93,2% от начальных извлекаемых запасов (НИЗ), текущий КИН -0,459, при утвержденном 0,490.
Темп отбора от НИЗ 0,4%, от остаточных извлекаемых запасов (ОИЗ) 6,1%. В среднем из одной, побывавшей в эксплуатации, добывающей скважины отобрано 52,9 тыс. т нефти и 166,6 тыс.т жидкости. Обводненность добываемой продукции достигла 82,1%, текущий водонефтяной фактор – 4,6, накопленный – 2,1 т/т. Компенсация отбора закачкой: накопленная – 105,5%, текущая – 109,2%.
1 Характеристика месторождения нефти, разрабатываемого нгду
Сергеевское месторождение нефти находится в центральной части Башкортостана в 5 – 15 км к северо-западу от города Уфы. В административном отношении месторождение занимает земли Благовещенского, Уфимского и Чишминского районов Башкортостана.
Сергеевское месторождение в плане представлено в виде узкой полосы, вытянутой в юго-западном направлении от г. Благовещенска на северо-востоке до пос. Бочкаревка и Новомихайловка на юго-западе, разделенной на 4 производственные площади – Благовещенскую, Северо-Сергеевскую, Сергеевскую и Южно-Сергеевскую. Благовещенская и Южно-Сергеевская производственные площади имеют обособленные контуры нефтеносности, Северо-Сергеевская и Сергеевская имеют общий контур по девонским нефтеносным отложениям.
По соседству с Сергеевским месторождением с запада находится Волковское, с юга Алкинское, с востока Алаторское месторождения нефти.
Стратиграфия
Геологический разрез Сергеевского месторождения представлен типичным разрезом платформенной части Башкортостана. Разрез вскрыт до глубины 2706 м (скв. 1475) и представлен отложениями четвертичной, неогеновой, пермской, каменноугольной и девонской систем и рифей-вендского возрастов.
Расчленение разреза производилось согласно унифицированной схеме 1988 г. с использованием обобщенной схемы расчленения геологического разреза Башкортостана, принятой в ОАО «АНК «Башнефть» в 1998г. в качестве стандарта.
Тектоника
В тектоническом отношении Сергеевское месторождение приурочено к валообразной структурной зоне, сопряженной с грабенообразным Сергеевско-Демским прогибом и расположено на Юго-Восточном склоне Русской платформы.
Сергеевско-Демский грабенообразный прогиб прослежен глубокими скважинами с юго-запада на северо-восток на 260-300 км. С восточным бортом его сопряжены ряд нефтяных месторождений – от Алябьевского на юго-западе (Оренбургской области) до Сергеевского на северо-востоке.
Грабенообразный прогиб установлен увеличением толщин кыновских отложений до 124 м (скв. 6КНБ) против обычной 16-20 м, выпадением из разреза скважин пашийского, муллинского, ардатовского горизонтов, наличием тектонических брекчий, вертикальной слоистости и общей трещиноватости в разрезах скважин, отсутствием гидродинамической связи в скважинах, расположенных на разных бортах прогиба.
Представление о современном тектоническом строении месторождения дают тектоническая схема района (рисунок 2), структурные карты, схематические геологические профили.
Рисунок 2 - Тектоническая схема района Сергеевского месторождения
Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов и
пачек
Продуктивные отложения на Сергеевском месторождении изучались по керну, шламу, промыслово-геофизическими исследованиями. Характер насыщения коллекторов определялся по ГИС.
Терригенные отложения нижнего карбона
Терригенные отложения нижнего карбона представлены чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов и углисто-глинистых сланцев.
Продуктивные пласты CVI.1 и CVI.2 представлены песчаниками кварцевыми, мелко- и среднезернистыми, светло- и темно-серыми, плохо отсортированными с размерами зерен 0.01-0.64 мм. Зерна полуокатанные, угловатые. Цемент обычно поровый, глинистый, реже кальцитовый и контактовый. Алевролиты серые, темно-серые, глинистые, с обуглившимися растительными остатками. Количество глинистых фракций составляет 4.8%, карбонатность пород не превышает 2.2%.
Коллекторская характеристика пластов CVI.1 и CVI.2 изучалась по 9 скважинам (5 скважин по пласту CVI.1 и 4 скважины по пласту CVI.2). Среднее значение пористости из нефтяной части пласта CVI.1 по образцам равно 21.1%, проницаемости – 0.485 мкм2. Среднее значение пористости по пласту CVI.2 по образцам равно 19.1%, проницаемости – 0.266 мкм2, пределы изменения пористости 17.9-20.5%, проницаемости – 0.044-0.382мкм2.
Покрышками продуктивных пластов являются глинисто-алевролитовые породы толщиной 2-13 м, а также известняки тульского горизонта и турнейского яруса.
Карбонатные отложения турнейского яруса
В разрезе отложений турнейского яруса выделяются четыре продуктивных пачки: пачка СТ1 – в кизеловском горизонте и пачки СТ3, СТ4, СТ5 в черепетском горизонте. Пачки хорошо прослеживаются на диаграммах ГИС. Пачки отделены друг от друга прослоями плотных глинистых известняков и аргиллитов.
Литологически все пачки турнейских отложений представлены известняками с подчиненными прослоями доломитов.
Породы-коллекторы по макроописанию керна представлены известняками различного цвета окраски, кристаллическими, органогенно-обломочными, с обильными включениями крупных кристаллов кальцита, с фауной брахиопод, участками со стилолитовыми швами, выполненными глинисто-битуминозным материалом и кальцитом, прослоями пористыми, каверново-трещинно-поровыми, с подчиненными прослоями доломитов известковистых, параллельно-слоистых, тонкокристаллических. Участками известняки и доломиты пропитаны нефтью.
Прослои-коллекторы пачек СТ1, СТ3, СТ4, СТ5 представлен известняками сгустковыми, органогеннодетритовыми, перекристаллизованными. В известняках отмечается неравномерная мелкая межфрагментарная и межзерновая пористость, по шлифам 1-5% с низкой сообщаемостью пор. Поры неправильной и щелевидной формы, размеры пор составляют по длинной оси 0.3-0.5 мм, по ширине 0.02-0.04 мм, имеются каналы длиной до 1 мм. Сообщаемость пор в основном высокая.
Коллекторская характеристика продуктивных пачек СТ1, СТ3, СТ4, СТ5 изучалась по 51 образцу керна, из них 36 образцов приходится на нефтяную часть пласта. Пористость исследованных образцов изменяется от 8.1 до 14.9%, проницаемость пород по 33 образцам керна изменяется от 0.001 до 0.019 мкм2.
Во многих образцах керна при макроскопическом описании наблюдаются трещины и каверны.
Трещиноватость по емкости существенно уступает пористости и кавернозности, но в тоже время играет важную роль в фильтрационных свойствах поровых и каверновых коллекторов. Непроницаемые глинистые известняки и аргиллиты, разделяющие продуктивные пачки друг от друга являются надежной покрышкой и создают условия для сохранности скоплений нефти залежей.
Терригенные отложения девона
Терригенные отложения девона сложены песчаниками, алевролитами, аргиллитами и известняками. Из продуктивных пластов Дкн, ДI, ДII, ДIV керн исследован в 210 скважинах, в том числе в 8 скважинах после последнего проекта разработки.
Пласт Дкн представлен песчаниками кварцевыми, мелкозернистыми, светло- и темно-серыми, плохо отсортированными с размерами зерен 0.03-0.4 мм. Форма угловатая, корродированная, упаковка зерен плотная. Встречаются зерна пирита. Песчаник крепко сцементирован в контакте с алевролитом.
Алевролит зеленовато-серый, глинистый, с обуглившимися растительными остатками.
Тип цементации для пласта Дкн контактовый. Количество глинистой фракции составляет 1.4-12.6%, составляя в среднем 4.2%.
Коллекторская характеристика пласта Дкн изучалась по 35 скважинам. Среднее значение пористости по 453 образцам равно 16.3%, проницаемость по 338 образцам равна 0.173 мкм2. Пределы изменения пористости 13.0-19.0%, проницаемости 0.006-0.749 мкм2 (таблица 3.2.1).
Пласт ДI представлен мелко- и крупнозернистыми песчаниками, прослоями гравийными, сложены зернами кварца, обычно неравномерно окатанными и слабоотсортированными. Преобладающими типами цемента в песчаных породах является глинистый, поровый и контактовый, иногда он сгустковый кальцитового и сидеритового состава. Содержание карбонатов в породах пласта 1-3%, составляя в среднем 1.7%, глинистого вещества – 2.9%. Повышенное содержание мелких глинисто-алевролитовых частиц отрицательно сказывается на коллекторских свойствах песчаных пород. Наилучшие коллекторские свойства до 18.7-19.5% наблюдаются на Северо-Сергеевском и Сергеевском участках. Коллекторские свойства пласта ДI ухудшены на Южно-Сергеевском участке (пористость 15.0-16.0%). Ухудшение коллекторских свойств пласта связано также с некоторой битуминозностью пород, заполнением пор окисленной нефтью.
Покрышками песчаного пласта ДI являются глинисто-алевролитовые породы, залегающие в верхней и в самой нижней частях пашийского горизонта и имеют толщины 2-4 м. При отсутствии глинистого прослоя и «черного» известняка в кровле муллинского горизонта пласты ДI и ДII сливаются друг с другом.
Коллекторские свойства пласта ДI изучены достаточно полно, всего исследовано 3302 образца. Среднее значение пористости по образцам из нефтяной части пласта по 2959 образцам составляет 18.2%, проницаемости по 2360 определениям – 0.350 мкм2. Пористость колеблется от 12.4 до 21.8%, проницаемость – 0.004-0.797 мкм2.
Пласт ДII сложен песчаниками светло-серыми и бурыми, кварцевыми, мелкозернистыми. Зерна кварца хорошо отсортированы, размеры 0.10-0.25 мм. Форма зерен полуокатанная и угловатая. Встречаются прослои разнозернистых песчаников с размерами отдельных зерен кварца более 1 мм. Песчаники плотные, сцементированные глинистым (гидрослюдистым) цементом порового типа. Развит также карбонатный сгустковый цемент, представлены кальцитом, отдельные разности песчаников в породе сливные с цементом уплотнения зерен. Примесь в песчаниках глинисто-алевролитового материала свыше 6-10% значительно снижает их пористость и проницаемость. Глинистость пласта ДII составляет в среднем 2.9%, карбонатность – 0.65%.
Покрышками продуктивного пласта ДII являются глинисто-алевролитовые породы (1-8 м) и «черный» известняк в кровле пласта и аргиллиты (1-4 м ) и ардатовский известняк – в подошве пласта.
Коллекторские свойства пласта ДII высокие. Пористость изучена по 2117 образцам. Из нефтяной части пласта исследовано 1023 образца и в среднем по образцам равна 17.9%, проницаемость – 0.282 мкм2. Интервалы изменения пористости 13.2-22.5%.
Пласт ДIV сложен светло-серыми и буровато-коричневыми песчано-гравийными породами, преимущественно кварцевого состава. Зерна кварца неотсортированы, имеют размеры 0.10-1-2 мм. Окатанность зерен неравномерная, форма их от окатанных до угловатых. Цемент пород карбонатного, базального и сгусткового типа, представленный кальцитом, глинистый, порового типа, частично контактовый. Глинистое цементирующее вещество гидрослюдистого состава, иногда ожелезненного. Кроме кварца, среди обломочных частиц присутствуют в небольшом количестве зерна полевых шпатов, циркона, турмалина, пирита и темных рудных минералов. Песчаники залегают в виде линз и имеют небольшое распространение. Нефтяные песчаники развиты только на Северо-Сергеевском участке.
Покрышками пласта ДIV являются известняки и глинисто-алевролитовые породы, залегающие в кровле и подошве ардатовского горизонта. Толщина их достигает 5 м.
Коллекторские свойства пласта ДIV изучались по 4 скважинам. Средняя пористость из нефтяной части пласта равна 17.7%. Проницаемость изучена лишь из водоносной части пласта и равна 0.201 мкм2 по 21 образцу.