Файл: Курсовой проект защищен с оценкой Иркутск 2023 г. Министерство науки и высшего образования рф федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования Иркутский национальный исследовательский технический университет.docx

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 08.02.2024

Просмотров: 124

Скачиваний: 0

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.


Электроснабжение поселка Таас-Юрях и Северного блока Среднебо-туобинского месторождения обеспечивается от Вилюйской ГЭС линией электропередачи на 110 кВ с подстанцией 110/35/6. По территории месторо¬ждения проложена ВЛ на 35 кВ в габаритах 110 кВ и смонтирована электро¬подстанция 35/6. Энергообеспечение нефтяного промысла Центрального блока осуществляется местной ДЭС.

В регионе многочисленные котельные работают на нефте и газе.

Природно-климатические условия района и месторождения

Климат района резко континентальный, сухой. Зима продолжительно¬стью семь месяцев. Среднегодовая температура -7,8С. Среднемесячная тем¬пература наиболее холодного месяца – января -33,7С., а самого жаркого ме¬сяца – июля +17,7С Отрицательные температуры зимой достигают -50  -570С. Летом жаркие дни (температура поднимается до +300С) сменяются хо¬лодными ночами. Средняя продолжительность отопительного сезона состав¬ляет 270 суток.

Осадков в районе не много. В период с апреля по октябрь – 215 мм, с ноября по март – 69 мм. Средняя годовая сумма осадков – 284 мм. Снегопады характерны для октября-ноября. Число суток со снежным покровом - 200 в год. Толщина снежного покрова для участков с ровной поверхностью к концу зимы достигает 35-50 см.

В зависимости от времени года продолжительность светового дня из-меняется от 5 до 20 часов.

В орографическом отношении район месторождения расположен в зоне перехода от северо-западных окраин Приленского плато к Лено-Вилюйской равнине. Рельеф представляет собой всхолмленную равнину, расчлененную густой сетью временных водотоков. Абсолютные отметки 300-390 м.

Гидрография района, помимо р. Улахан-Ботуобуя, представлена также рекой Таас-Юрях и рядом других более мелких рек и ручьев. Питание рек в основном снеговое.

Ледостав наступает в первой декаде октября, вскрытие рек - в конце апреля - начале мая. Наибольшая толщина льда на промерзающих реках составляет 120 см и достигается, как правило, во второй декаде марта.

На территории месторождения повсеместно распространены многолетнемерзлые породы, залегающих до глубины 400 м.




Рисунок 1.1 – Обзорная карта

  1. Геологическая часть



В геологическом строении Среднеботуобинского месторождения принимают участие метаморфические образования архей-протерозойского возраста, осадочные образования протерозойского, палеозойского, мезозойского и кайнозойского возрастов.

Породы кристаллического фундамента на исследуемой территории вскрыты единичными скважинами и представлены гранито-гнейсами серыми, красновато-серыми, розовыми, среднекристаллическими с влючениями калиевого полевого шпата и кварца, трещиноватыми, с зеркалами скольжения и прожилками белого ангидрита. Абсолютный возраст фундамента, определенный К-Аr методом (ИГ ЯФ СОАН СССР) по керну скв. Сбт-30 составил 1616 млн. лет, что примерно соответствует границе нижнего и верхнего протерозоя (1650±50 млн. лет). Наибольшая вскрытая толщина - 25 м. Практически во всех скважинах вскрывших фундамент фиксируется кора выветривания гранитоидов.

По результатам исследования глубинных проб, содержащаяся в них нефть залежи 1 ботуобинского пласта имеет в пластовых условиях плотность в интервале 650-839 кг/м3 (среднее значение – 807,8), вязкость динамическая 3,62-16,4 мПа×с (среднее – 7,49), газосодержание 53,87-104,09 м3/т (среднее – 83,0), давление насыщения 7,06-14,17 МПа (среднее – 12,16), коэффициент объемной упругости 10,87-37,67 1/МПа×10-4 (среднее 20,02).

По результатам исследования глубинных проб, содержащаяся в них нефть залежи 2 ботуобинского пласта имеет в пластовых условиях плотность в интервале 750-828 кг/м3 (среднее значение – 803,2), вязкость динамическая 5,72-11,98 мПа×с (среднее – 8,86), газосодержание 71,75-100,78 м3/т (среднее – 82,39), давление насыщения 11,38-14,45 МПа (среднее – 12,18), коэффициент объемной упругости 10,87-14,73 (среднее 13,33).

Растворенный газ при однократном разгазировании состоит в среднем: из метана 72,403%, этана 11,779%, пропана 7,138%, i-бутана 1,019%, n-бутана 2,819%, пентаны+высшие 2,498%, гелия 0,067%, углекислого газа 0,08, азота 2,199%.

При исследовании нефтей залежи 1 пласта Бт плотность составляет 807-910,8 кг/м
3 (в среднем 865,5 кг/м3), они отличаются высокой динамической вязкостью при 20оС (3,87-76,67 МПа, в среднем 36,17 МПа. Нефть сернистая (0,02-1,55%, в среднем 0,80%), средне и высокосмолистая (5,75-34,35%, в среднем 17,87%), парафинистая (0,27-3,79%, в среднем 1,91%). Температура застывания нефти -22,7 С.

При исследовании нефтей залежи 2 пласта Бт плотность составляет 879,4-889 кг/м3 (в среднем 882,2 кг/м3), они отличаются высокой динамической вязкостью при 20оС (44,36-104,01 МПа, в среднем 71,89 МПа. Нефть сернистая (0,01-0,94%, в среднем 0,55%), средне и высокосмолистая (14,96-42,1%, в среднем 27,4%), парафинистая (2,04-3,8%, в среднем 2,64%). Температура застывания нефти -17 С.

Наличие сероводорода и меркаптанов по ГОСТ Р 50802-2003 было определено хроматографическим методом с пульсирующим пламенно-фотометрическим детектором (PFPD) и составило в сумме менее 0,1 млн-1 (ppm).

  1. Производственно-техническая часть



    1. Типизация геолого-технических условий


Основу технико-технологических решений при бурении нефтяных и газовых скважин составляет технический проект, содержание которого определяет все основные технические решения, номенклатуру и количество технических средств для реализации выбранной технологии на всех этапах строительства скважин. Эффективность технологических решений определяется степенью научной обоснованности принимаемых решений и достоверностью исходной информации.

При этом большую роль играет накопленный в регионах опыт, так как проектирование многих технологических процессов требует постоянного уточнения математических моделей и логических принципов выбора технологических решений в зависимости от конкретизации геолого-технических условий бурения.

Типизация горных пород осу¬ществляется на основе их классификационных характеристик. К классификационным характеристикам горных пород, от которых наиболее явно зависят показатели работы долот в каждых задан¬ных геологических условиях, относятся: твердость, абразивность и сплошность.

В разделе дается поинтервальное описание геологического разреза по скважине, при этом приводится наименование пород: кратко представляется их состав, приводятся основные физико-механические свойства (твердость, абразивность, сплошность, трещиноватость).

Также приводятся данные по интервалам осложнений (поглощений, газо-нефте-водопроявлений, обвалообразований, прихватов, затяжек, кавернообразований, желобообразований, самопроизвольного искривления скважин и т.д.). Здесь же приводится информация о пластовых давлениях и давлениях гидроразрыва.


Все сведения о физико-механических свойствах горных пород (твердость и абразивность), пластовых (поровых) давлениях и давлениях гидроразрыва, поинтервальной относительной плотности бурового раствора, интервалах осложнений сведены в таблицу 3.1.

Таблица 3.1– Типизация геолого-технических условий бурения скважины

№

п/п
Интервал, м
Мощ-ность, м
Литологическая характеристика

пород
Свойства пород

(категория)
Характеристика

давлений, МПа
Виды геологических осложнений

от
до
Твер-дость
Абразив-ность
Пластового
Гидро-разрыва

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10

1
0
40
40
Супеси, суглинки, песчаники
2
5
0,38
0,68
Поглощения

2
40
90
50
Доломиты, известняки

6
6
0,86
1,53

3
90
212
122
Доломиты, соли
5
4
2,01
3,60

4
212
248
36
Доломиты, известняки
6
7
2,36
4,22

5
248
620
372
Доломиты, соли
5
4
5,89
10,54

6
620
640
20
Доломиты, известняки
6
7
6,40
11,2
Осыпи и обвалы, прихват ин­струмента.

7
640
747
107
Доломиты, соли
5
4
7,47
13,07

8
747
850
103
Интрузивные породы (долериты)
8
7
8,50
14,88

9
850
996
146
Доломиты, известняки
6
6
9,96
17,43

10
996
1106
110
Доломиты, ангидриты
5
7
11,06
19,36

11
1106
1188
82
Доломиты, известняки, соли
6
5
11,88
20,79

12
1188
1512
324
Доломиты, аргиллиты
5
6
15,12
26,46

13
1512
1620
108
Доломиты, мергели
6
6
16,20
28,35

14
1620
1740
120
Доломиты, аргиллиты, ангидриты
5
4
17,40
30,45

15
1740
1826
86
Доломиты, мергели, ангидриты
6
7
18,26
31,96

16
1826
1930
104
Песчаники, алевролиты, известняки
5
8
19,30
33,78
Газо-нефте-водо-проявления



    1. . Выбор и расчет профиля скважины


Заданием предусмотрено проведение расчета тангенциального трехинтервального профиля с третьим прямолинейным участком с большим радиусом искривления

Трехинтервальный профиль с третьим прямолинейным участком имеет:

Преимущества:

- минимальное время бурения с отклонителем;

- сравнительно большая величина отхода.

Недостатки:

- возможность осложнений при бурении третьего интервала, особенно в абразивных породах средней твердости и твердых.
Необходимые данные для расчета отражены на рис. 3.1.



Рисунок 3.1. – Исходные даны для расчета трехинтервального профиля с третьим прямолинейным участком
Обозначения к рис. 3.1

где
S – отход скважины по горизонтали, м;

h – глубина скважины по вертикали, м;

Н1 – глубина по вертикали вертикального (1-го) интервала, м;

Н2 – глубина по вертикали искривленного (2-го) интервала, м;

Н3 – глубина по вертикали наклонно-прямолинейного (3-го) интервала, м ;

H= Н2 + Н3 – глубина по вертикали искривленного (2-го) интервала и наклонно-прямолинейного (3-го) интервала, м;

S1 – отход по горизонтали 1-го вертикального интервала, м S1=0 м;

S2 – отход по горизонтали 2-го искривленного интервала, м;

S3 – отход по горизонтали 3-го наклонно-прямолинейного интервала, м;

- зенитный угол в начале 3-го наклонно-прямолинейного интервала (в конце 2-го искривленного интервала), град.;

R – радиус искривленного интервала, м;

L1 – глубина по стволу скважины 1-го вертикального интервала, м;

L1= Н1

L2 – глубина по стволу скважины 2-го искривленного интервала, м;

L3 – глубина по стволу скважины 3-го наклонно-прямолинейного интервала, м;

i – интенсивность искривления, град. / м, i = 0,1 град. / м.

Смотрите также файлы