Повышение эффективности производства на компании ТНК путем ввода новых скважин - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Повышение эффективности производства на компании ТНК путем ввода новых скважин

Общие сведения о районе работ - Кошильском месторождении в Западной Сибири. Изучение и сопоставление структурных планов поверхности фундамента и нижних горизонтов мезо-кайнозойского чехла. Геологическая и промышленная характеристика месторождения.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
" Повышение эффективности производства на компани и ТНК путем ввода новых скважин"
Эта работа представляет собой проектирование бурения нагнетательной скважины и рационального комплекса сопутствующих испытаний - для решения геологоразведочных задач определенной стадии в зависимости от реальной изученности месторождения.
Я проходил производственную практику в городе Нижневартовске, в ЗАО «Нижневартовскбурнефть». Бригада, в которую я был направлен, вела работы на Кошильском месторождении.
Основной нашей задачей при прохождении производственной практики являлось получение практических навыков в работе по специальности. Также перед нами стояла ещё одна задача - сбор материалов, использование которых помогло мне в работе.
1 . Общие сведения о районе работ
Кошильское месторождение находится в Западной Сибири, в Тюменской области, Нижневартовском районе (Рис. 1.). Климат - континентальный. Среднегодовая температура - (-3) о С. Причем наибольшая летняя составляет - (+34) о С, а наименьшая зимняя - (-52) о С. максимальная глубина промерзания грунта - 2,4 м. Преобладающее направление ветров юго-западное - западное - зимой и северо - северо - восточное - летом. Наибольшая скорость ветра достигает - 28 м/с. Многолетнемерзлых пород нет.
Рассмотрим тектоническое строение Западносибирской нефтегазоносной провинции. Тектонически она связана с Западносибирской плитой. Под фундаментом Западносибирской плиты понимается сложное сочетание гетерогенных структурных ярусов, которые отделяются региональным несогласием от мезозойско-кайнозойских отложений типичного платформенного чехла.
Фундамент основной части Западносибирской плиты представлен палеозойскими складчатыми комплексами. В осадочном чехле расположен ряд крупных сводов, таких как Нижневартовский и Сургутский (Рис. 2.)
Кроме крупных сводов присутствуют также мегавалы, прогибы и впадины, осложненные локальными поднятиями, которых выявлено более 1200. Их размеры варьируются от до км., с амплитудами от десятков до сотен метров.
По поверхности фундамента Западносибирская плита погружается от районов обрамления к центральным и северным районам. Крутизна погружения не везде одинакова.
Продуктивные горизонты приурочены к отложениям юры, неокома и сеномана (мела). В среднем течении реки Обь выявлены залежи сухого газа, газоконденсатные, газонефтяные и нефтяные залежи (неоком и юра). Залежи Западносибирской нефтегазоносной провинции пластовые сводовые, литологически ограниченные и массивные. Продуктивные горизонты на глубине от 0,7 до 4 км. Рабочие дебиты нефтяных и газовых скважин высокие. Нефти в основном средней плотности, малосернистые, малосмолистые с невысоким содержание парафинов. Свободные газы верхнемеловых отложений метановые сухие с низким содержанием азота и углекислого газа. Содержание тяжелого конденсата нефтяного типа до 1 см 3 /м 3 . Содержание легкого конденсата парафинового типа в залежах газа неокома в среднем 150 см 3 /м 3 , но местами достигает 800 см 3 /м 3 .
Изучение и сопоставление структурных планов поверхности фундамента и нижних горизонтов мезо-кайнозойского чехла, анализ минералого-петрографического и литологического составов пород фундамента, коры выветривания фундамента и перекрывающих их верхнеюрских и нижневаланжинских осадков, изучение характера изменения мощностей этих осадков и условий распределения нефтяных залежей привело к выделению в указанном районе выступов фундамента, образующих грядообразные системы, сопряженные с линейно вытянутыми грабенообразными зонами разломов. Последние по материалам исследований и геолого-промысловым данным отражены в нижних горизонтах осадочного чехла. Эти зоны, ограниченные грядами фундамента, представляют ведущие формы тектонического расчленения района. В них широко распространены магматические образования в виде даек и пластовых тел гранитоидных, гранодиоритовых пород с апофизами аплитов, лампрофиров, линзами плагиоклазовых порфиритов, диабазов, внедрившихся в метаморфизованные сланцевые породы фундамента, а также образования коры выветривания (вскрытая мощность до 50 м.) тюменской свиты (до 30-37 м.) и вогулкинской толщи (до 30-40 м.). Здесь же наиболее развиты алевролито-глинистые отложения абалакской свиты верхней юры (до 70-100 м.) и тутлеймской свиты валанжина (до 15-30 м.).
Выступы фундамента почти повсеместно перекрыты аргиллитами верхов абалакской свиты и битуминозными аргиллитами тутлеймской. На Евринском выступе на гранит-порфирах фундамента залегает базальный гравелито-песчаный пласт готерив-барремского возраста, на Тетеревском интрузия гранита перекрыта глинистыми породами низов алясовской свиты валанжина.
Различный стратиграфический диапазон осадков погруженных тектонических зон и морфологически четко выраженных гряд фундамента, где отсутствуют, за исключением самых верхов, юрские отложения, а на отдельных участках и нижневаланжинские, указывает на дифференцированный характер осадконакопления в верхнеюрскую эпоху, обусловленный таким же характером тектонических процессов. Активность последних определила и резкую расчлененность эрозионно-тектонического рельефа фундамента и перекрывающий его верхнеюрских горизонтов. С мелового времени положительные структурные формы района, составляющие систему I порядка - Шаимский мегавал, - выхолаживаются до полного исчезновения их по горизонтам палеогена.
В пределах изученной части мегавала, по данным сейсмики и бурения, выделяются Евринский блок, Трехозерно-Мулымьинский, Мортымьинский и Тетеревский валы, Окуневский, Андреевский, Среднемулымьинский блоки и др. и соответственно разделяющие их грабенообразные зоны прогибов. Последние также расчленяют гряды фундамента или отдельные его крупные блоки на ряд более мелких по размерам выступов, образуя сложную систему пересекающихся нарушений.
Нефтяные месторождения однобазисные. Залежи нефти приурочены к юрским отложениям тюменской свиты и вогулкинской толщи. Залежи пластовые, стратиграфически экранированные (Рис. 3).
Реже - массивные; высокодебитные, среднедебитные и малодебитные, с коллекторами порового типа.
Кошильское месторождение находится в западной части Ханты-Мансийского округа (см. табл. №1).
Водораздельные пространства имеют форму плато и спускаются к речным долинам уступам в виде террас.
Максимальные абсолютные отметки рельефа наблюдаются в центре части района и равна (+3400) - (+350 м). Отсюда к северо-востоку и юго-западу отметки понижаются до (+155) - (-300) м. Минимальные отметки, равные (+100) - (-102 м) приурочены к долине рек.
Литологический состав подпочвенных слоев в пределах рассматриваемой территории меняется в зависимости от рельефа местности. На водораздельных платообразных возвышениях в основном элювиально-делювиальные песчано-глинистые образования, к низу переходящие в слабосцементированные песчаные породы и мергели казанского и татарского ярусов верхней перми.
На обширных пониженных речных долин наряду с аллювием встречаются красноцветные породы и глинисто-галогенные образования.
Таблица 1. Сведения о районе буровых работ
Значение (текст, название, величина)
Максимальная глубина промерзания грунта, м
Продолжительность отопительного периода, сутки
Таблица 2. Сведения о площадке строительства буровой
Значение (текст, название, величина)
торфяно-болотные, пески, суглинки, глины, супеси.
2 . Ге оло гическая характеристика разреза
В геологическом строении района принимают участие породы доюрского складчатого фундамента, промежуточного комплекса и терригенные песчано-глинистые отложения платформенного мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, представленного толщами четвертичной, палеогеновой, меловой, юрской и триасовой систем.
Четвертичные отложения покрывают сплошным чехлом всю территорию района. Литологический состав их разнообразен и представлен песками крупнозернистыми и мелкозернистыми, серыми, зеленовато-серыми, глинами зелеными, суглинками. На заболоченных участках отложения покрыты слоем торфа, иногда достигающего толщины 3-5 метров. Общая толщина четвертичных отложений 15-20 метров.
В составе палеогеновых толщ выделяются талицкая, люлинворская, чеганская, атлымская, новомихайловская и журавская свиты. Талицкая, чеганская, люлинворская свиты представлены глинами с прослоями песка, атлымская и новомихайловская - песками с прослоями глин, журавская - алевритистыми глинами и линзами алеврита. Толщина палеогеновых отложений 650-720 метров.
Свита представлена глинами зеленовато-серыми, плотными, однородными. Толщина 75-90 метров.
Березовская свита подразделяется на две подсвиты: нижняя сложена опоками, глинами серыми, опоковидными с линзами алевритов и песков; верхняя представлена глинами серыми с голубовато-зеленоватым оттенком. Толщина свиты 130-150 метров.
Кузнецовская свита представлена массивными участками темно-серых, с зеленоватым оттенком слоистых глин (толщина 15-30 метров).
Верхняя сеноманская часть сложена песчаниками, песками, алевритами и глинами. В нижний апт-альбской части свита представлена песчаниками мелкозернистыми и среднезернистыми, переслаивающимися алевролитами и глинами. Толщина свиты 700-750 метров.
Верхняя часть свиты по составу преимущественно глинистая, нижняя песчано-глинистая. Толщина свиты 130-150 метров.
Свита подразделяется на две подсвиты - верхнюю и нижнюю. В верхнюю подсвиту входят песчаные пласты AC 4 -AC 12 переслаивающиеся глинистыми породами.
В разрезе нижней подсвиты, верхнюю часть которой слагает пимская пачка глин, выделяются песчаные пласты БС 1 - БС 9 толщиной от 5 до 30 метров. Общая толщина вартовской свиты 400-450 метров.
В верхней части свиты залегает чеускинская глинистая пачка. Далее идет ряд песчаных пластов БС 10 - БС 14 . Ниже залегает ачимовская толща, представленная переслаиванием песчаников, алевролитов, глин и карбонатных пород. Она характеризуется сложным линзовидно-слоистым строением. Корреляция отдельных пластов весьма затруднена, что обусловлено взаимозамещениями песчано-алевритовых и глинистых прослоев по простиранию и местными изменениями эффективных толщин. В ачимовской толще залегает продуктивный пласт БС 16 .
По вещественному составу коллекторы ачимовскойтолщи относятся к аркозовому типу. Характерно повышенное (относительно вышележащих пластов) содержание карбонатных и железо-титанистых образований, а также значительное развитие вторичных процессов (регенерация, уплотнение).
В целом для пластов ачимовской толщи характерны невысокие значения пористости и проницаемости.
Проницаемая часть ачимовской толщи сложена мелкозернистыми песчаниками и среднезернистыми и крупнозернистыми алевролитами, среднеотсортированными, глинистыми и умеренно глинистыми. Макростроение пород характеризуется наличием разнообразных косо-перекресноволнистых текстур, свидетельствующих о сложной гидродинамической обстановке накопления осадков. В основании свиты выделяется глинистая пачка, сложенная аргиллитами. Общая толщина мегионской свиты 500-550 метров.
Отложения юрской системы несогласно залегают на породах туринской серии и составляют баженовскую, георгиевскую, васюганскую и тюменскую свиты.
Баженовская свита представлена аргиллитами темными, битуминозными, массивными. Отмечаются конкреция сидерита, включения пирита, отпечатки пелиципод, аммонитов. В свите залегает нефтеносный пласт ЮС 0 , представленный коллекторами трещиноватого типа. Толщина свиты 25-30 метров.
Георгиевская свита представлена аргиллитами, с карбонатными и слабобитуминозными прослоями. Толщина 3-7 метров, участками выклинивается.
Васюганская свита представлена в верхней части песчаниками с прослоями аргиллитов и алевролитов, нижнюю часть слагают аргиллиты. В верхних отложениях свиты выделяется продуктивный пласт ЮС 1 . Толщина свиты 50-110 метров.
Тюменская свита сложена преимущественно континентальными отложениями и представлена переслаивающейся толщей песчаников, алевролитов и аргиллитов. В кровле свиты залегает нефтеносный горизонт ЮС 2 , представленный мелкозернистыми и среднезернистыми песчаниками, крупнозернистыми алевролитами, аргиллитами. Толщина свиты 280-360 метров.
Поскольку разрез однообразен в пределах всего Сургутского нефтегазоносного района, это дает возможность предложить общие для всех месторождений данного района рекомендации по приготовлению и химической обработке буровых растворов при бурении в отложениях четвертичной, палеогеновой и меловой систем (до алымской свиты). В дальнейшем параметры и химическая обработка по вскрываемому геологическому разрезу определяется физико-химическими свойствами пород, с учетом глубины залегания нефтяных, газовых и водяных горизонтов.
Месторождения ЗАО «Нижневартовскбурнефть» по геологическому строению подразделяются на три основных типа:
- чисто нефтяные залежи с высокопроницаемыми и среднепроницаемыми коллекторами, проницаемостью более 0,05 мкм 2 (1-й тип);
- нефтяные залежи с низкопроницаемыми продуктивными пластами, проницаемость менее 0,05 мкм 2 (3-й тип).
Нижневартовский район представляет собой слабопересеченную, сильно заболоченную неравномерно заселенную равнину, приуроченную к широтному течению реки Оби. Обь - основная водная артерия района. Ее течение медленное (0,3 - 0,5 м/с). Река судоходная.
Растительность представлена смешанными лесами с преобладанием хвойных. Климат района резко континентальный с продолжительной холодной зимой и коротким летом.
Количество осадков достигает 400 мм. в год.
Снеговой покров устанавливается в конце октября и сходит в конце апреля. Район слабонаселен. Коренные жители - ханты и манси.
Сообщение между населенными пунктами осуществляется: водным, воздушным, железнодорожным транспортом, заканчивается строительство автотрассы.
Кошильское месторождение в тектоническом отношении представляет собой антиклинальную структуру третьего порядка.
Сургутский свод расположен в центральной части Хантейской антиклинали. По сейсмическому горизонту Б примерно приуроченному к подошве баженовской свиты (волжский ярус) свод оконтуривается изолиниями 2850-2900. Площадь Сургутского свода превышает 30 тысяч километров. Поднятие вытянуто к северо-востоку на 300 километров, ширина свода - 100 километров, амплитуда 300 - 400 метров. Поверхность фундамента вскрыта на глубинах 3000-3165 м.
3. Промышленн ая характеристика месторождения
3.1 Характеристика продуктивных горизонтов
Основные промышленные запасы нефти по Западно-Сургутскому месторождению сосредоточены в пластах БС 1 , БС 2+3 , БС 10 , существенно отличающихся коллекторскими свойствами пород, физико-химическими свойствами флюидов.
БС 1 сложен тремя типами пород: песчаниками мелко и среднезернистыми, полимиктовыми, с глинистым цементом. В северном направлении отмечаются появления в ее составе глинистых прослоев и уменьшения в мощности, последняя колеблется от 8,4 до 3,2 м. Эффективная мощность изменяется от 7,6 до 3 м, дебиты через 8 мм штуцер составляют 58-160 м 3 /сут. Пористость пород - коллекторов до 33,2%, проницаемость - 0,70810 -12  м 2 .
БС 2-3 на месторождении развит неповсеместно и представлен песчаниками мелкозернистыми полимиктовыми. Встречаются пропластки известковистого песчаника. В северном направлении отмечается появление в ее составе глинистых прослоев. Пористость пород изменяется от 19 до 30,4%, проницаемость - 0,36х10 -12  м 2 . Сокращение мощности происходит с юго-запада на северо-восток, а также от крыльев к своду. Эффективная мощность меняется от 12 до 1 метра. Дебиты нефти равны 72-96 м 3 /сут. через 8 мм штуцер.
Горизонт БС 10 является одним из основных нефтеносных горизонтов. Он расчленяется на три пласта: БС 10 1 , БС 10 2 , БС 10 3 , которые в ряде скважин сливаются, сложен песчаниками, алевролитами, неотсортированными глинистыми и карбонатными породами.
Пласт характеризуется единой гидродинамической системой. Абсолютная оценка ВНК по пласту БС 10 2280-2340 метров не одинакова по площади. В южной части площади она одинакова для всех платов горизонта БС 10-11 - 2300 метров. Тип коллектора - поровый. Средняя эффективная толщина - 10,6 метров. БС 10 сложен очень пестро. Подошва кровли горизонта БС 10 замещается аргиллитами и глинистыми алевролитами, что придает ему полосообразный и линзовидный характер. Пористость пород - коллекторов - от 15 до 26%, проницаемость - 0,094 х 10 -12  м 2 .
Породы коллекторы отделяются друг от друга глинистыми перемычками мощностью от 1 до 6 метров. Для всех пластов БС 10 характерно полное замещение коллекторов глинистыми породами. Пласт не однороден, не выдержан по площади. ГНК отсутствует. Дебиты нефти изменяется от небольших притоков до 43 м 3 /сут. на 6 мм штуцере.
3.2 Характеристика промышленных нефтяных горизонтов
Таблица 3. Характеристика промышленных нефтяных горизонтов на Кошильском месторождении
Нефть горизонта БС 10 Кошильского месторождения коричневая, маслянистая, с запахом ароматических углеводородов, тяжелая и вязкая, сернистая с незначительным содержанием растворенного газа.
Газ метановый. Удельный вес в пластовых условиях 830 кг/м 3 , в поверхностных - 887 кг/м 3 . Газосодержание - 49 м 3 /т, давление насыщения 9,6 Мпа, содержание асфальтенов - 2,11%, смол - 14,75%, серы - 2,14%, парафина - 3,22% с температурой плавления - 56 градусов Цельсия. Наиболее легкая нефть приурочена к локальным поднятиям на структуре. Наиболее тяжелая нефть - в скважинах, расположенных вблизи зон замещения. Примерно такой же закономерности подчиняется вязкость, наименее вязкая нефть - в локальных поднятиях, наиболее вязкая - к зонам замещения.
Элементы залегания (падения) пластов по подошве
3.4 Литологическая характеристика разреза скважине
Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав)
Супеси, суглинки, глины плотные, микрослоистые
Чередование песков серых, т/з, м/кварцевых и глин серых, песчанистых
Пески серые м/з, кварцевые, глины серые, алевритистые
глины однородные, алевритистые, в глауконитовые
Глины с раковистым изломом, глауконитовые
Глины однородные, алевритистые, опоки серые
Пески глинистые, песчаники поровые, глины с зеленоватам оттенком, алевритистые
Песчаники серые, аркозовые, полиметаловые, к/з, с/з, алевролиты слюдистые, глины серые, алевритистые
Песчаники с/з, м/з с включениями дерита, аргиллиты темно-серые
Аргиллиты черные, битуминозные, с прослоями известняков
Аргиллиты темно-серые с глинисто-известковистыми породами
Песчаники с линзами аргиллитов, включениями углистого детрита, аргилиты серые, темно-серые с прослоями алевролитов
Скважина №4 Семеновская структуры закладывается с целью поиска нефтяной залежи этого месторождения. Проектная глубина скважины - 2540 м, проектный горизонт - кембрий. На основании полученных материалов по всем пробуренным разведочным и эксплуатационным скважинам района работ, открытых аварийных нефтепроявлений не ожидается.
На основе ГТН скважины №4 были обобщены условия проводки скважины.
Таблица 7. Условия проводки скважины
Конструкция скважины принята из расчета обеспечения защиты подземных вод от загрязнения и обеспечения безаварийной проводки скважины. Шахтовое направление 426 мм забивается на глубину 10 м. Цель спуска - перекрытие и изоляция подпочвенных вод, укрепление устья и обвязка с циркуляционной системой.
Кондуктор с диаметром 324 мм спускается на глубину 120 м с целью перекрытия неустойчивого разреза четвертичных отложений и цементируется до устья скважины. Для технологических целей на 324 мм колонну устанавливается превентор ППГ 250*350.
Промежуточная колонна диаметром 245 мм спускается на глубину 1270 м и цементируется до устья.
Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается на глубину 2540 м и цементируется в интервале 1170-2540 м.
Таблица 4.1.2. Материалы для бурового раствора
Основные технические характеристики «УРАЛМАШ-3Д» приведены в табл. 1.0.
Таблица 10. Основные технические характеристики «УРАЛМАШ-3Д»
Наименование основных технических характеристик
Скорость подъема крюка при расхаживании колонн (ликвидации аварий), м/с
Скорость установившегося движения при подъеме элеватора (без нагрузки), м/с, не менее
Расчетная мощность, развиваемая приводом на входном валу подъемного агрегата, кВт
Диаметр отверстия в столе ротора, мм, не менее
Расчетная мощность привода ротора, кВт, не более
Мощность бурового насоса, кВт, не менее
Высота основания (отметка пола буровой), м
Привод лебедки, ротора и одного бурового насоса - групповой от трех дизелей типа В2-500ТК-С4. Привод второго бурового насоса - индивидуальный от двух дизелей типа В2-500ТК-С4.
· Ключ буровой АКБ-3М2 Э или АКБУ для свинчивания и развинчивания бурильных труб;
· Пневмоклиновой захват ПКР 560 М-ОР или ПКР БО 700 для удержания бурильной колонны;
· Пневмораскрепитель для затяжки или раскрепления замковых соединений бурильной колонны и для выполнения других грузоподъемных работ;
· Вспомогательная лебедка грузоподъемностью 4,5 т для свинчивания труб обсадной колонны и для выполнения других грузоподъемных работ;
· Кран 3,2-5,7 - У1 для выполнения грузоподъемных операций при ремонтных работах в приводном блоке;
· Кран консольно-повортный грузоподъемностью 0,5 т для выполнения грузоподъемных операций при ремонте насоса.
Монтаж и транспортирование оборудования осуществляется крупными блоками на тяжеловозах ТГ-60, ТГП-70 или волоком, агрегатами - на универсальном транспорте.
На основании приведенных данных было определено нормативное время на выполнение отдельных процессов и операций: определены затраты времени на бурение, спускоподъемные операции, вспомогательные процессы (установку кондуктора, технической и эксплуатационной колонны, промыслово-испытательные работы и т.д.). Определены суммарные затраты времени на сооружение всей скважины, а также механическая, рейсовая, техническая и парковая скорости, нормативная производительность.
Произведен на основании данных ГТН и местных норм времени на механическое бурение поинтервально по формуле:
где Т мех - общее нормативное время на механическое бурение, мин;
H i - величина интервала по нормативной пачке, м;
m i - нормативное время на бурение 1 м в данном интервале по нормативной пачке, мин/м.
Т мех.общ. = 13635,71 мин = 227,2 часа
Количество наращиваний определяется поинтервально для каждой нормативной пачки по формуле:
где - количество наращиваний бурильной колонны;
H i - длина интервала нормативной пачки, м;
n нар общ = 10+18+22+34+8+8+11+28+26+6+4 = 175 наращиваний.
Общее время на наращивание определяется суммированием произведением наращиваний на норму времени одного наращивания, принятую по ЕНВ-85 (t нар =12.5 мин): Т нар = 12,5*175 = 2187,5 мин = 36,5 часа.
Для расчета количества спускаемых и поднимаемых свечей необходимо определить количество долблений (m д ) для каждого рассчитываемого интервала путем деления общей мощности данного интервала (H i ) на нормативную проходку на долото (h i ):
m d = 1+2+2+4+3+13+4+7+28+2+1+0 = 67 долблений.
Определив суммарное количество долблений, можно определить количество спускаемых свечей из выражения:
где N C - количество спускаемых в скважину свечей, шт.;
m - количество долблений, округленное до целых чисел, долб.;
Н 1 - начальная глубина интервала, м;
Н 2 - конечная глубина интервала, м;
d - длина неизменяемой части инструмента (квадрат, турбобур, удлинитель, УБТ, долото и т.д.), м;
Зная количество спускаемых свечей, рассчитывают количество поднимаемых свечей:
где N п - количество поднимаемых свечей, шт.;
n 1 - количество долблений без учета округлений, долб.;
Зная N c и N п и определив норму времени на подъем (t п = 1,6 мин) и спуск (t c = 1,4 мин) одной свечи поинтервально, находят затраты времени на СПО - Т СПО :
Т с = 2056*1,4 = 2878,4 мин = 47,8 часа.
Т п = 2115*1,6 = 3384 мин = 56,4 часа.
времени на проработку ствола скважины
времени на промывку перед спуском обсадных труб
времени на ПЗР при спуске обсадных труб
времени на спуск обсадных труб и приварка муфтовых соединений
времени на промывку скважины во время спуска обсадных труб
времени на промывку скважины перед цементированием
времени на ПЗР к цементироваю колонны
времени на оборудование устья скважины
времени на разбуривание цементной пробки
времени на промывку скважины после разбуривания цементной пробки
времени на испытание эксплуатационной колонны на герметичность.
Данное время (T креп. ) принимаем равным 250,3 часа, то есть принимаем время на крепление указанное в режимно-технологической карте по проводке наклонно-направленных скважин на Алешкинском месторождении.
Подготовительно-заключительные работы (ПЗР).
Данное время (Т ПЗР ) принимаем равным 177,6 часа, то есть принимаем время на ПЗР взятое из режимно-технологической карты по проводке наклонно-направленных скважин на Алешкинском месторождении.
Время на смену долота определяется произведением общего количества долблений (m д ) и нормы времени на смену долота, которое получается путем суммирования нормы времени на отвертывание долота - 0,12 час и нормы времени на навертывание долота - 0,12 час:
Предусмотрена установка одного превентора. Проверка его закрытием плашек производится по одному разу на долбление. Время на проверку превентора в каждом интервале рассчитывается умножением количества долблений на норму времени на одну проверку (t пров.прев. = 0,53 часа):
Т пров.прев.10 = 9 0,53 = 4,77 часа
Т пров.прев.11 = 7 0,53 = 3,71 часа
Т пров.прев.12 = 6 0,53 = 3,18 часа
Т пров.прев.13 = 7 0,53 = 4,77 часа
Т пров.прев.14 = 2 0,53 = 1,06 часа
Общее время на проверку превентора рассчитывается суммированием времен на проверку превентора по интевалам:
Т пров.прев. общ. = 0,53 + 1,06 + 1,06 + 2,12 + 1,59 + 4,24 + 0,53 + 1,06 + 0,53 + 4,77 + 3,71 + 3,18 + 4,77 + 1,06 = 30,21 часа.
На месторождениях нефти Калиниградской области применяются как одно-, так и двух- и трехсекционные турбобуры (нормы времени на их смену и проверку см. в табл. 11.).
Таблица 11. Номы времени на смену турбобуров
Т см.турб. = 10,53+41,73+11,22 = 8,67 часа.
Промывка скважины после спуска и перед подъемом инструмента.
Определяется средняя глубина рассчитываемого интервала . Находится нормативное время (в мин) на один цикл прохождения раствора на каждые 100 м (t пром. = 1,02 мин).
Т пром. общ. = 0,02+0,16+0,33+ = 27,98 часа.
Согласно табл. 10 ЕНВ на глубину 2190 м приходится 86 свечей, а за вычетом УБТ (утяжеленных бурильных труб) - 107 - 1 = 85 свечей. Норма времени на опрессовку бурильных свечей складываются из следующих операций:
Подготовительные работы - 0,96 час;
Опрессовка 1 свечи - 8 мин: Т опр.св. = 8 85 = 680 мин = 11,3 часа;
Общее время на опрессовку бурильных труб: T опр.св. общ. = 0,96+11,2+0,64 = 15,6 часа.
В бурении данной скважины предусматривается применение 1 свечи УБТ (или 2 труб). Норма времени на сборку одной свечи УБТ нужного диаметра путем наращивания составит: 0,34 часа 2 трубы = 0,68 часа.
При вводе в бурение 1 свечи УБТ сборка УБТ осуществляется при спуске инструмента. Норма времени на спуск инструмента составит: 0,19 часа 2 трубы = 0,38 часа.
По окончании бурения УБТ разбираются (§ 17 ЕНВ). Норма времени на разборку 1 свечи или 2 труб составит: 0,19 часа 2 трубы = 0,38 часа.
Общее время на сборку и разборку УБТ: T сб.разб.УБТ общ = 0,68 + 0,38 + 0,38 = 1,44 часа.
После испытания эксплуатационной колонны на герметичность производится разборка бурильных свечей в шурфе или скважине. Норма времени на одну свечу - 10 мин. Количество свечей, подлежащих разборке, за минусом 1 свечи УБТ - (86 - 1) = 85 свеч. Общее время на разборку будет: 10 мин 85 = 850 мин.
На подготовительно-заключительные работы по нормам (§ 22 без п. 1,3,4) требуется 117 мин.
Всего на разборку бурильных свечей с ПЗР: Т разб.бур.св. = 850 + 117 = 967 мин = 16,1 часа.
Нормативное время на переоснастку талевой системы составляет: t пер.тал.сис. = 2,31 часа.
Проработка скважины в интервале 2430-2540 м производится с применением 1 свечи УБТ. В общее время на проработку ствола скважины должно входить время на:
Подготовительные работы перед спуском инструмента - 6 мин;
Навертывание проверочного долота - 7 мин;
Спуск бурильных свечей на конечную глубину проработки - 2540 м (проработка ведется свечами через одиночку).
Расчет времени на промыслово-геодезические исследования (ГИС).
Промыслово-геодезические исследования строящихся КМУБРом скважин осуществляются силами геологов из объединения. Для этого в балансе времени им выделяется в среднем на скважину 73,6 часа, т.е. Т ГИС = 73,6 часа.
Данное время (T рем. ) принимаем равным времени на ремонт, указанном в режимно-технологической карте по проводке наклонно-направленных скважин на Алешкинском месторождении. Таким образом, T рем = 99,4 часа.
Общее нормативное время на сооружение скважины будет равно сумме затрат времени на все производительные процессы и операции, предусмотренные технологическим циклом.
Т общ = Т мех + Т СПО + Т нар + Т креп + Т ПЗР + Т см.дол. + Т пров.прев. + Т пром. + Т см.турб. + Т опр.св. + Т сб.разб.УБТ + Т разб.бур.св. + Т переос. + Т прор. + Т проч.всп. + Т ГИС + Т рем (12)
Т общ = 227,3 + 104,2 + 36,5 + 177,6 + 13,2 + 30,2 + 28 + 8,7 + 12,9 + 1,4 + 16,1 + 10,4 + 50,1 + 73,6 + 99,4 = 889,6 часа = 37 суток.
Т р = 227,3 + 104,2 + 36,5 = 368 часов = 15,3
Т вспом. общ. = Т креп + Т ПЗР + Т см.дол. + Т пров.прев. + Т пром. + Т см.турб. + Т опр.св. + Т сб.разб.УБТ + Т разб.бур.св. + Т переос. + Т прор. + Т проч.всп. + Т ГИС (14)
Т вспом. общ. = 177,6 + 13,2 + 30,2 + 28 + 8,7 + 12,9 + 1,4 + 16,1 + 10,4 + 50,1 + 73,6 = 422,2 часа = 17,6 суток.
Данные расчеты включают расчет механической, рейсовой, технической скоростей бурения, нормативной производительности, а также режим труда и сметную стоимость проектируемых работ.
Цикл строительства скважины - 59.6 суток:
· Вышкомонтажные работы - 110.4 часа = 4.6 суток;
Таблица 13. План-график строительства скважины
Наименование этапов цикла строительства скважины
Для определения затрат на строительство скважины по данному проекту была рассчитана сводная смета и сметные расчеты бурения скважины и крепления скважины, а также интервальная шкала сметной
Повышение эффективности производства на компании ТНК путем ввода новых скважин курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Курсовая работа: Банки в управлении государственным долгом России
Реферат по теме Возникновение институционализма
Реферат: Lorenzo
Реферат На Тему Формы Управления Сельского Хозяйства И Продовольствия За Рубежом
Контрольная работа: Бухгалтерский учет в России
Реферат по теме Тайны мозга
Курсовая работа по теме Правовое регулирование искусственного оплодотворения в РФ
Реферат На Тему Биржи, Фондовый Рынок, Реклама Ярмарки Как Элементы Рыночной Инфраструктуры России (1861-1917 Гг.)
Эссе Как Я Вижу Коррупцию
Количественная Теория Денег Реферат
Сочинение Жизнь Пушкина 5 Класс По Литературе
Контрольная Работа На Тему Психология Этнических Групп
Дипломная работа по теме Методика раннего обучения английскому языку детей 5-6 лет
Реферат: Бюджетирование 6
Реферат: The Life Of Jesus Essay Research Paper
Реферат по теме Риски в системе процедур управленческих решений
Курсовая работа: Нахождение критического пути табличным методом
Контрольная работа по теме Расчет перепада с водобойным колодцем
Курсовая работа: Учетная политика
Реферат: Готическая мода
Организация управленческого учета в торговле - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Документация, её сущность и значение в бухгалтерском учёте - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Учет финансовых результатов деятельности ООО МФ "Аксиома" - Бухгалтерский учет и аудит дипломная работа