Отчет по практике в НГДУ "Октябрьскнефть"

В геологическом строении Серафимовского месторождения принимают участие докембрийские, бавлинские, девонские, каменно угольные, пермские, четвертичные, рифейские, и вендские отложения.

Серафимовское месторождение многопластовое. Основным продуктивным горизонтом является песчаный пласт Д I пашийского горизонта. Промышленно нефтеносны песчаные пласты: С- VI1, С- VI2, бобриковского горизонта, карбонная пачка кизеловского горизонта турнейского яруса, карбонатные пачки фаменского яруса, песчаный пласт D3 кыновского горизонта, песчаный пласт Д II муллинского горизонта, песчаные пласты Д III и Д IVстарооскальского горизонта.

Средняя глубина залегания бобриковского горизонта 1250 м, турнейского яруса 1320м, фаменского яруса 1560м, пласта Д I -1690м, пласта Д II - 1700м, пласта Д III - 1715 м, пласта ДIV - 1730 м.

В тектоническом отношении Серафимовская брахи антиклинальная структура расположена в юго восточной части Альметьевской вершины Татарского свода и вместе с Балтаевской структурой составляет Серафимовско Балтаевский вал. Общая длина вала достигает 100 км, а ширина от 26 км на западе и до 17км на востоке. В центральной и северо восточных частях Серафимовско Балтаевского вала располагается Серафимовское поднятие, оконтуренное в юго западной части стратоизогипсой минус 1560м, а в северо восточной минус 1570м. Размеры поднятия составляет 12Х4 км, и простирается с юго запада на северо восток.

Следует отметить, что своды структур в карбоне и перми на Леонидовском и Серафимовском поднятиях совпадают с его положением в девонских отложениях.

По геофизическим данным, толща представлена в основном тремя типами пород: аргиллитами, алевролитами и песчаниками.

Основными на месторождении являются девонские отложении. Наиболее распространенным по площади и по мощности является пласт Д I. Его мощность достигает 19,6 м. Он представлен кварцевым и мелкозернистым песчаником.

Горизонт Д II относится к песчаникам муллиновского горизонта. Он представлен прослоями алевролитов и аргиллитов, но в основном преобладает мелкозернистый, кварцевый песчаник. Его мощность составляет от 19 - 33 метра.

Пласты горизонта Д III представлен плохо отсортированными мелкозернистыми, кварцевыми песчаниками. Их мощность очень мала и составляет от 1-3 метра. Залежи этого горизонта структурно литологически, мелкие по своим размерам.

Пласты горизонта Д IV- представлен мелкозернистым, в некоторых местах гравийным, кварцевым песчаником. Их мощность составляет 8 метров, а в некоторых местах 8 12 метров. В них установлено 10 залежей структурного типа.

Общая толщина коллекторов пачки Д составляет 28 - 35 м, а нефтенасыщенная толщина пластов составляет 25,4 м.

Основные характеристики горизонтов приведены в таблице1.

Таблица 1 Основные характеристики горизонтов

Параметры	Объекты
	Д I	Д II	Д III	ДIV
Средняя глубина залегания, м	1690	1700	1715	1730
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	5,8	6,9	1,6	2,6
Пористость , доли единиц	0,192	0,192	0,164	0,171
Проницаемость , мкм2	0,331	0,218	0,186	0,200
Пластовая температура, 0С	36	38	38	38
Пластовое давление, МПа	17,4	17,6	17,2	17,4
Вязкость нефти в пласте, мПа*с	2,43	1,76	1,75	1,45
Плотность нефти в пласте, кг /см3	805	786	790	777
Содержание серы в нефти, %	1,4	1,0	1,3	1,4
Содержание парафина в нефти, %	4,6	5,2	4,9	4,9
Давление насыщения нефти газом,МПа	9,22	9,00	9,00	9,75
Газосодержание , м3/т	61,0	62,5	57,1	77,8

Пластовая нефть по турнейскому ярусу намного отличается от нефтей девонских залежей. Давление насыщения нефти газом равно 2,66МПа. В девонских залежах эта величина равна 9 9,75 МПа, что почти в три с лишним раза выше, чем в турнейском ярусе. Плотность нефти в пластовых условиях равна 886 кг/м.3. Более подробно свойства нефти приведены в таблицах 2 и 3.

Таблица 2 Физические свойства нефти

Показатели	Д I	ДII	Д III	С1кs1
С°Температура пласта,	35	35	35	26
Давление насыщения, МПа	9,22	9	9,75	2,66
Удельный объем нефти при давлении насыщения, г/см3	1,0082	1,0087	1,0084	1,0092
Коэффициент сжимаемости, 10 4 ·0,1 1/МПа	9,83	10,2	10,9	6,3
Коэффициент температурного расширения, 10 4 1 0С	8,27	8,7	8,75	8,0
Плотность нефти, кг/м3 при давлении насыщения	788	799	770	875
Вязкость нефти, мПа·с при давлении насыщения	2,15	1,59	1,32	1,4
Усадка нефти от давления насыщения, %	12,5	13	15,9	2,35
Газосодержание , м3/т	61	62,5	77,8	11,8
Объемный коэффициент	1,15	1,16	1,6	1,024

Таблица 3 Химический состав нефти

Показатели	Д I	Д II	С1 кs1
Содержание:
Парафина,%	4,6	5,2	3,8
Асфальтенов,%	3,7	1,8	6,2
Селикагелевых смол,%	10,4	9,5	19,5
Серы , %	1,4	1,0	2,9
С°Температура плавления парафина,	50	49	49

Свойства пластовой воды приведены в таблице 4.

Таблица 4 Свойства пластовой воды

Показатели	Д I	Д II	Д III	С1 кs1
Плотность, кг/м3	1,193	1,192	1,191	1,1
Содержание, % на 100 г Сl	49,98	50	50	49,58
SO	0,01	0,01	0,01	0,4
HCO	0,003	0,003	0,004	0,02
Са + +	13,2	13,5	14,1	5,5
Мg +	4	4,1	4,2	3,2
К+Na +	32,1	32,4	31,7	41,3

Состав газа приведен в таблице 5.

Таблица 5 Свойства газа

Компонент	Доля компонента
	Dшт = 9,5 мм Молярная масса		Dшт= 17.2 мм Молярная масса		D шт = 21 мм Молярная масса
СH4	69,70	55,31	70,83	56,49	22,06	30,33
C2 H6	8,06	12	8,38	12,53	7,56	11,28
C3 H8	1,44	3,13	1,52	3,33	1,37	2,97
C4 H10	0,1	0,29	0,11	0,32	0,11	0,3
C5 H12	0,01	0,03	0,01	0,04	0,01	0,05
C6 H12	0,01	0,05	0,02	0,08	0,02	0,07
C7 H16	0,01	0,03	0	0	0	0
N2	20,39	28,32	18,83	26,28	22,06	30,33
Плотность, кг/м3	838,2		833,9		846,5

 

 

Бурение скважин.

Нефтяное или газовое месторождение разбуривается по проекту разработки или разведки. Геологический отдел конторы бурения скважин, руководствуясь проектом отбивают на местности топографом точки, которые будут являться скважинами данного месторождения.

Чтобы технологически грамотно осуществлять процесс бурения, необходимо знать основные физико-механические свойства горных пород, влияющих на процесс бурения ( упругие и пластические свойства, прочность, твердость, и абразивную способность). Это достигается путем бурения разведочных скважин, из которых получают разрез горных пород ( керн). Образцы керна и шлама поступают в геологический отдел, который производит их полное обследование.

Технология бурения скважин это комплекс последовательно выполняемых операций, направленных на достижение определенной цели. Понятно, что осуществить любую технологическую операцию можно только с применением необходимого оборудования. Рассмотрим последовательность выполнения операций при строительстве скважины. Под строительством скважины понимают весь цикл сооружения скважины от начала всех подготовительных операций до демонтажа оборудования.

Подготовительные работы включают в себя планировку площади, установку фундаментов под буровую вышку и другое оборудование, прокладку технологических коммуникаций, электрических и телефонных линий. Объем подготовительных работ определяется рельефом, климатической и географической зоной, экологической обстановкой.

Монтаж размещение на подготовительной площадке оборудования буровой установки и его обвязка. В настоящее время в нефтяной промышленности широко практикуется блочный монтаж строительство крупными блоками, собранными на заводах и доставленными к месту монтажа. Это упрощает и ускоряет монтаж. Монтаж каждого узла заканчивается опробованием его в рабочем режиме.

Бурение скважины постепенное углубление в толщу земной поверхности до нефтяного пласта с укреплением стенок скважин. Бурение скважины начинается с закладки шурфа глубиной 2..4 м, в который опускают долото, привинченное к квадрату, подвешенному на талевой системе вышки. Бурение начинают, сообщая вращательное движение квадрату, а, следовательно, и долоту с помощью ротора. По мере углубления в породу, долото вместе с квадратом опускается с помощью лебедки. Выбуренная порода выносится промывочной жидкостью, подаваемой насосом к долоту через вертлюг и полый квадрат.

После того как произойдет углубление скважины на длину квадрата, его поднимают из скважины и между ним и долотом устанавливают бурильную трубу.

В процессе углубления возможно разрушение стенок скважин, поэтому их необходимо через определенные интервалы укреплять (обсаживать). Это делают с помощью специально спускаемых обсадных труб, а конструкция скважины приобретает ступенчатый вид. Вверху бурение ведется долотом большого диаметра, затем меньше и т.д.