КУРСОВАЯ РАБОТА
По дисциплине КРС (капитальный ремонт скважины)
Содержание
Введение
1. Геологическая часть
1.1 Общие сведения о месторождении
1.2 Стратиграфия - Тектоника
1.3 Нефтегазоводооносность
1.4 Физико-химические свойства нефти, газа, воды и коллекторов продуктивных горизонтов
2. Технико-технологическая часть
2.1 Причины возникновения песчаных пробок
2.2 Способы удаления песчаных пробок
2.3 Гидравлический расчет промывки забойных песчаных пробок
2.3.1 Прямая промывка водой
2.3.2 Обратная промывка водой
2.4 "Применение беструбного гидробура 2 ГБ-90 с целью удаления песчаных пробок"
3. Охрана труда и окружающей среды
3.1 Мероприятия по охране труда, технике безопасности и
промышленной санитарии. Противопожарные мероприятия
3.2 Санитарно-гигиеническое мероприятие
3.3 Противопожарные мероприятия
3.4 Охрана недр, природы и окружающей среды
4. Экономическая часть
4.1 Расчет заработной платы
4.2 Расчет суммы затрат
4.3 Доплата по районному коэффициенту
4.4 Доплата за работу в районах Крайнего Севера
4.5 Расчет заработной платы с премиями
4.6 Расчет дополнительной заработной платы
4.7 Общая заработная плата
4.8 Отчисления на социальное страхование
Заключение
Список используемой литературы
месторождение коллектор беструбный гидробур
Введение
В процессе эксплуатации нефтяных скважин в стволе образуются песчаные
пробки, которые в ряде случаев доходят до интервалов перфорации
эксплуатационной колонны и приводят к снижению дебита, а в ряде случаев к
полному прекращению поступления жидкости из пласта. Особенно интенсивно процесс
образования песчаных пробок происходит на месторождениях нефти, продуктивные
горизонты которых представлены слабосцементированными песчаниками и
глино-песчанистыми горными породами. Необходимость промывки песчаных пробок
создает проблемы технического характера, связанные с необходимостью проведения
монтажно-демонтажных работ, а также с необходимостью применения специального
оборудования для промывки ствола скважины. Кроме этого, процесс образования
пробок и последующие работы по их ликвидации приводят к снижению добычи нефти и
снижают экономическую эффективность добычи нефти скважинными штанговыми
насосами. Один из способов очистки обсаженного ствола скважины от песчаных
пробок - с помощью беструбных гидробуров. Этой теме и посвящена данная работа,
состоящая из теоретической и практической (расчетной части).
1. Геологическая часть
1.1 Общие сведения о районе месторождения
В географическом положении площадь проектируемой работы расположена на юго-востоке Прикаспийской впадины.
По административному положению она находится на территории Жылойского района Атырауской области Республики Казахстан.
Ближайшими населенными пунктами являются Кульсары, Косчагыл, Каратон. является основной базой технического хозяйственного снабжения. Областной
центр - город Атырау расположен к северо-западу на расстоянии 315 км.
В орографическом отношении район работ представляет собой полупустынную равнину, сплошь покрытую незакрепленными и частично закрепленными барханными песками. Высота барханов иногда достигает трех и более метров. Абсолютные отметки рельефа в районе работ колеблется от -10 до -18 м.
Растительный мир беден и представлен типичной для пустыни полынной и солончиковой разновидностью. В песчаных пустынях господствует кустарники - жузгуны, песчаная акация и травяной покров образует полыни, ковыль, кокпек и другие. По берегам рек и протоков распространены заросли камыша.
Животный мир района представлен сайгаками, волками, лисицами, зайцами. Широко представлены грызуны (тушканчики, суслики) присмыкающие (ужи, степные гадюки).
Здесь широко распространены солонцеватые и солончоковатые род почв. Пустынные почвы используются главным образом как пастбища. Для почв характерна высокая карбонатность.
Дорожная сеть на площади отсутствует. Передвижение на площади будетосуществляться по временным дорогам, которые быстро засыпаются песками.
Перевозка грузов с базы экспедиции к месту работ, обслуживающего персонала и продуктов питания предусматривается осуществить автотранспортом.
Гидрографическая сеть в районе проектируемых работ отсутствует. Грунтовые воды залегают на глубине 1-1,5 м. Снабжение питьевой водой обслуживающего персонала будет осуществляться с п. Косчагил.
Климат района характеризуется резкой континентальностью и крайней засушливостью. Максимальная температура летом +400С, зимой до -300С. Количество осадков достигает 160 мм в год и приходится на осенний и весенний периоды. Постоянно дуют ветры с преобладающим юго-западным направлением. Средние годовые скорости ветра изменяются в пределах от 4-7 м/с.
Первые геофизические исследования в южной части междуречья Урал-Волга начаты в 1938-1938 годах проведением маятников гравиметрической съемки. В результате этих работ была выяснена региональная особенность гравитационного поля, т.е. подтверждено повсеместное развитие соляной тектоники.
В 1979 году гравиметрическая партия 46/79 Атырауской геофизической экспедиции управления "Казнефтеразведка" проводила съемку масштаба 1:50000 в районе соляных куполов Косчагыл, Каратон, Камыскуль Южный, Кульсары и другие. В результате этих работ построены гравиметрические карты и карта по кровли соли.
В результате геолого-геофизических исследований построены структурные карты по отражающим горизонтам II,III,V в масштабе 1:100000. Структурные формы благоприятны для нефтегазонакопления с примыкаемым надсолевых отложений к южным склонам соляных массивов Камыскуль, Алтыкуль, Тюлюс и Кульсары и рекомендуют проведение целенаправленных сейсморазведочных работ МОГТ с соответствующей методикой и сетью профилей для детального изучения зон примыкания надсолевых отложений к крутым уступам и выделения малоамплитудных поднятий.
Для соляного купола Кульсары структурная карта построена в масштабе 1:50000 по V отражающему горизонту.
По данным структурных карт, построенных по кровле продуктивных горизонтов I и II альбских, апт-неокомского, I и II пластов II и III неокомских горизонтов, юго-восточное крыло рисуется в виде антиклинальной складки. Залегание горизонтов пологое с углами падения от свода 2-40, причем падения горизонтов сверху вниз увеличивается и во II неокомском горизонте составляет около 60.
I альбский горизонт вскрыт в 9 скважинах (№ 1,2,4,6,7,8,9,10,11), в 5 скважинах (№ 2,6,8,9,10) по каротажу он нефтенасыщен, в остальных он водонасыщен. По данным электрокаротажа в скважинах №6,10 отмечается непосредственный контакт нефти с водой (ВНК) на абсолютных отметках соответственно минус 681 и 680 м.
В скважине № 1 вода начинается с кровли пласта минус 679 м. Нижняя отметка по каротажу в скважинах № 2,8 также составляет минус 679 м. ВНК принято на абсолютной отметке минус 679 м.
Абсолютная глубина залегания горизонта в своде минус 669 м, а на контуре минус 679 м. Высота залежи 10 м. Залежь ограничивается контурными водами, пластовая, сводовая, размеры ее 1,3х2,0 км. Площадь нефтеносности в пределах выделенных границ равна 205 га.
II альбский горизонт вскрыт в 9 скважинах № 1,2,4,6,7,8,9,10,10. Промышленная продуктивность горизонта установлена по каротажу в 3 скважинах № 2,6,10. Литологически по единственному образцу керна горизонт представлен песчаником мелкозернистым и алевролитом.
ВНК принято на абсолютной отметке минус 877 м. Абсолютная глубина залегания кровли II альбского горизонта в своде минус 861 м, а на контуре минус 877 м. Высота залежи 16 м, размеры ее 1,1х1,6 км. Залежь имеет форму антиклинальной складки. Площадь нефтеносности II альбского горизонта составляет 170 га.
Апт-неокомский газовый горизонт залегает в подошве аптского яруса. Горизонт вскрыт бурением в 9 скважинах (№ 1,2,4,6,7,8,9,10,11). По каротажу газоносность установлена в 3 скважинах (№ 2,6,10). Газоводяной контакт отбивается по каротажу в скважине № 2 на глубине 940 м (-949 м). Условный контур газоносности по опробованию в скважине № 10 принят на глубине 938 (-947 м).
Залежь пластовая, сводовая, газоносная, площадь ограничивается контурными водами. Абсолютная глубина залегания горизонта в своде минус 936 м, а на контуре минус 947 м. Высота залежи 11 м, ее размеры 1,6х0,8 км.
III неокомский горизонт вскрыт в 9 скважинах (№ 1,2,4,6,7,8,9,10,11). По данным промысловой геофизики продуктивность установлена в 3 скважинах № 2,6,10. Горизонт состоит из двух пластов (I и II) между которыми находится глинистый раздел мощностью 11-15 км.
I пласт II неокомского горизонта представлен песком серым с пропластками песчаника и алевролита. Абсолютная глубина залегания кровли горизонта в своде 1037 м, на контуре 1059 м. Высота залежи 22 м, размер ее 1,7х1,1 км. Газоводяной контакт принят на глубине минус 1059 м. Залежь пластовая, сводовая. Площадь газоносности, ограничивается контурными водами составляет 156 га.
II пласт II неокомского горизонта. По каротажу продуктивность установлена в 3 скважинах № 2,6,10. В скважине № 1с глубины 1081 м (-1090 м) начинается вода, ниже горизонт заглинизирован. Газоводяной контакт проводится на глубине 1081 м. Залежь пластовая, сводовая, Литологически экранированная на севере. Абсолютная глубина залегания горизонта в своде 1068 м, на контуре - 1090 м. Высота залежи 22 м, размеры ее 1,5х0,9 км. Площадь газоносности ограниченная контурными водами и линией выклинивания составляет 115 га.
III
неокомский горизонт. По каротажу продуктивность установлена в 2 скважинах №
6,10, подтверждена опробованием. Условный контур нефтеносности принят на
глубине 1126 (-1135 м). по нижним дырам получение нефти с водой в скважине № 6.
Залежь пластовая, сводовая, ограничивается условным контуром нефтеносности.
Абсолютная глубина залегания кровли горизонта в своде минус 1120 м, а на
условном контуре нефтеносности - 1135 м. Высота залежи 15 м, размеры ее 1х0,6
км. Площадь нефтегазоносности составляет 55 га.
.2 Стратиграфия и литология
Разрез надсолевого комплекса пород Прикаспийской впадины однообразен. Это мелководно-морские, прибрежные и континентальные отложения верхней перми, триаса, юры, мела, палеогена, неогена. Комплекс начинается пачкой темно-серых загипсованных глин с прослоями ангидритов, гипса, доломитизированных мергелей и песчаников уфимского яруса.
Выше ее залегает толща переслаивающейся пестроцветных глин, песчаников и мергелей казанского яруса. Эти породы характеризуют этап завершения соленакопления.
На площади Кульсары участвует комплекс отложений сформировавшейся от палеозоя до четвертичного времени включительно. Проектируемыми поисковыми скважинами при глубине 1400 м предполагается вскрыть отложения мелового возраста.
Пермская система (Р)
Нижний отдел (РI). Наиболее древними отложениями, вскрытыми на проектируемой площади, являются породы кунгурского яруса (РI к) пермской системы. Отложения кунгурского яруса вскрыты под неоген-четвертичными отложениями многими картировочными скважинами в сводовых частях структур Кульсары, Мунайлы, Алтыкуль.
В толще кунгурских отложений выделяются два комплекса осадков - галогенный (нижний) и сульфатно-терригенный (верхний).
Галогенный разрез кунгура представлен солью белой и прозрачной, местами серой, кристаллической, массивной.
Сульфатно-терригенная толща представлена ангидритами серовато-белыми, скрытокристаллическими, массивными, глинами серыми и песчаниками неизвестковистыми.
Толщина кунгурского яруса в сводовыхчастях соляных куполов, по данным сейсморазведки достигает 695 м.
Пермотриас (РТ) нерасчлененные. Отложения пермотриасового возраста Литологически представлены чаще пестрыми красно-коричневыми глинами с прослоями алевролитов, песчаников, реже песков. Предполагаемая мощность составляет 476 м.
Юрская система (J)
Отложения юрской системы представлены тремя отделами нижним, средним и верхним.
Нижний отдел (J1). Отложение нижней юры представлены мелко и среднезернистыми светло-серыми, хорошо отсортированными песчаниками, песками, алевролитами. Глины черные, темно-серые, слабопесчанистые, некарбонатные. Предполагаемая мощность нижнеюрских отложений составляет до 71 м.
Средний отдел (J2). Отложения байосского яруса в нижней части представлены чередующимися пластами глинистых и песчанистых пород, а в верхней преимущественно глинистыми образованиями. Глины серые, темно-серые, реже зеленовато-серые, алевритистые, плотные. Песчаники, пески серые, светло-серые, мелко и среднезернистые, алевритистые. Отложения батского яруса сложены чередованием и маломощных песчано-алевритовых пород. Глины серые, темно-бурые, алевритистые. Пески, песчаники светло-серые, мелкозернистые. Предполагаемая мощность среднеюрских отложений составляет до 566 м.
Верхний отдел (J3). В разрезе верхней юры выделяются отложения келловейского, оксфордского и волжского ярусов. Отложения келловейского яруса литологически сложены глинисто-алевритовыми породами. Глины темно-серые, песчанистые. Пески, песчаники серые, мелкозернистые. Отложения оксфордского и волжского ярусов сложены глинами зеленовато-серыми, алевритистыми, карбонатными, зеленовато-серыми мергелями и известняками. Предполагаемая мощность верхнеюрских отложений составляет 70 м.
Меловая система (К)
Отложения меловой системы представлены двумя отделами нижним и верхним.
Нижний отдел (К1). Готеривский ярус (К1h). Отложения готеривского яруса представлены переслаиванием глинистых и песчано-алевритовых пород. Глины темно-серые с зеленоватым оттенком, алевритистые, карбонатные, слабопесчанистые. Пески серые и с зеленоватым оттенком, мелкозернистые, в отдельных местах зеленовато-коричневые, крупнозернистые. Предполагаемая мощность готеривского яруса 145 м.
Барремский ярус (К1br). Отложения барремского яруса состоит из глин с прослоями песков и песчаников. Глины темно-серые с зеленоватым оттенком, плотные, некарбонатные. В разрезе отложений выявлено три продуктивных горизонтов. Предполагаемая мощность барремского яруса составляет 341 м.
Аптский ярус (К1а). Отложения аптского яруса литологически представлены глинистыми породами и прослоями песков, песчаников, алевролитов. Глины черные, темно-серые, слабопесчанистые, некарбонатные. Пески, песчаники, алевролиты серые, темно-серые, мелкозернистые, местами средне и крупнозернистые. В подошве выделяется горизонт песков мощностью 30 м - газоносный (апт-неокомский). Предполагаемая мощность отложений апта составляет 63 м.
Альбский ярус (К1al). Отложения альбского яруса литологически сложены глинами с прослоями песков, песчаников и алевролитов. Глины темно-серые, черные, песчанистые, некарбонатные. Пески, песчаники серые, темно-серые, мелкозернистые. В разрезе отложений выявлено два продуктивных горизонта (II альбский и I промежуточный). Предполагаемая мощность отложений альбского яруса составляет 222 м.
Верхний отдел (К2). Верхнемеловые отложения в районе проектируемых работ распространены почти повсеместно. Вскрытые отложения представлены всеми ярусами от сеномана до маастрихта включительно.
Сеноманский ярус (К2s). Отложения этого яруса представлены терригенными породами, преимущественно глинистыми с прослоями песков. Глины темно-серые, черные, плотные, слюдистые, слабо-известковистые, алевритистые. Пески серые, зеленовато-серые, мелко и среднезернистые слюдистые, глинистые, с включением фосфоритовых галек. Вскрытая мощность сеномана 35 м.
Турон-коньякский ярус (К2t+cn). Нерасчлененные турон-коньякские отложения представлены мергелями и морскими карбонатными глинами. Мергели светло-серые, зеленовато-серые, плотные, глинистые с редкими включениями обломков раковин. Глины серовато-зеленые, плотные, известковистые, слабослюдистые с редкими включениями обломков раковин. Вскрытая мощность турон-коньяка 65 м.