Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Анализ и обобщение особенностей геологического строения месторождений Широтного Приобья

Регион, к которому приурочены рассматриваемые и исследуемые месторождения нефти, характеризуется достаточно сложным геологическим строением. Выделено двадцать одно месторождение на территории Широтного Приобья, из которых относятся: к Среднеобской нефтегазоносной области (НГО) - Холмогорское, Приобское, Сугмутское, Романовское, Карамовское, Пограничное, Среднеитурское месторождения; к Надым-Пурской НГО - Спорышевское, Вынгапуровское, Новогоднее, Ярудейское, Суторминское, Северо-Карамовское, Муравленковское, Крайнее, Вынгаяхинское, Северо-Пямалияхское, Восточно-Пякутинское, Еты-Пуровское, Северо-Янгтинское; к Фроловской НГО - Красноленинское.

Проведенные исследования выявили схожие особенности геологического строения. Были изучены основные месторождения и стратиграфические комплексы пород, в том числе заключающие запасы нефти и газа.

1.1 Обобщение стратиграфических комплексов

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция (НГП) является эпипалеозойской тектонической плитой с мощным мезозойско-кайнозойским осадочным чехлом. В плите выделяются крупные депрессии и поднятия первого порядка: своды и мегавалы. Своды и впадины, в свою очередь, осложнены поднятиями второго порядка и локальными структурами, соответствующими выступам фундамента. Амплитуда поднятий увеличивается вниз по разрезу. Крылья структур продуктивных горизонтов имеют углы наклона, не превышающие 2о.

Кристаллический фундамент поднимается по направлению от центра к периферии в южном направлении. На севере Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции мощность осадочного чехла может превышать 4 км.

В рассматриваемой нефтегазоносной провинции выделяют 15 нефтегазоносных областей (НГО), каждая из которых представлена несколькими нефтегазоносными районами. Области с преимущественной газоносностью представлены на севере провинции (Южно-Карская, Надым-Пурская,

Пур-Тазовская, Ямальская, Гыданская и Усть-Енисейская); на востоке - нефтегазоносные (Васюганская, Пайдугинская и Предъенисейская); в центре (Фроловская, Среднеобская и Каймысовская); на западе (Восточно-Уральская, Приуральская и Красноленинская).

Нефтегазоносность представлена в породах палеозойского фундамента до апт-сеноманских отложений верхнего мела.

В геологическом разрезе рассматриваемых нефтегазоносных областей выделяются песчано-глинистые толщи мезозойско-кайнозойского платформенного чехла, залегающие на размытой поверхности пород палеозойского доюрского фундамента.

Толщина осадочного чехла достигает 3940 м.

Несогласно залегающие на породах фундамента отложения юрской системы представлены нижним, средним и верхним отделами.

В соответствии с унифицированной стратиграфической схемой нижний и средний отделы являют собой мощную толщу континентальных осадков котухтинской свиты, накопленных в бассейновых условиях, и тюменской свиты - накопленных в озерно-аллювиальных условиях. Породы в основном морского происхождения представляют верхний отдел юры. Здесь выделяются васюганская, георгиевская и баженовская свиты [1].

Нижний и средний отделы

Котухтинская свита (верхний плинсбах-аален) в литологическом отношении представлена чередующимися пачками глинистых и преимущественно песчанистых отложений. Котухтинская свита подразделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты. Нижняя подсвита, в свою очередь, подразделяется на песчаную пачку, залегающую в основании, представленную песчаниками серыми, зеленовато-серыми, с прослоями алевролитов и уплотненных глин, и верхнюю -- глинистую (тогурская пачка), представленную аргиллитами темно-серыми, слабобитуминозными, с прослоями алевролитов и углей. Встречается растительный детрит, двустворки, остатки листовой флоры. Тогурская толща выделена как реперный горизонт нижнеюрских отложений.

Отложения тюменской свиты (верхний аален-нижний келловей) Среднеобской и Надым-Пурской НГО представлены схожими отложениями с общей толщиной свиты, достигающей 720 м. В целом разрез свиты представлен чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников с углистыми прослоями. Аргиллиты темно-серые, иногда темно-коричневые, однородные, плотные, слюдистые, с включениями пирита и сидерита с тонким переслаиванием алевролитов. Алевролиты от мелко- до среднезернистых, сидеритизированные, слоистые. Песчаники серые, средне- и мелкозернистые, слюдистые, слабо- и крепкосцементированные, участками известковистые, с глинистым, иногда с глинисто-карбонатным цементом. Для пород характерна тонкая горизонтальная, реже косая слоистость, с частыми включениями углистого детрита, пирита и линз угля [2, 3].

Толщина тюменской свиты в пределах Красноленинского свода колеблется от 0 м до 330 м. Шеркалинский горизонт, объединяющий в себе породы нижней подсвиты, прослеживается по длине западного склона Красноленинского свода неширокой полосой и является промышленно нефтеносным.

Сложение пород представленной свиты характеризуется аргиллитами включающими линзы и прослои песчаников, ограниченных в распространении по площади и размеру. Изредка встречаются представленные в большом количестве линзочки углистых аргиллитов и углей [4].

Верхний отдел

Васюганская свита (поздний келловей-оксфорд) вскрыта на глубинах от 2970 до 3025 м. В основном породы нижней части разреза васюганской свиты представлены аргиллитами, в верхней - чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. По имеющемуся описанию керна песчаники серые и темно-серые, среднезернистые, реже крупнозернистые, среднесцементированные, иногда сильно заглинизированные, со следами мутьевых потоков. Общая толщина васюганской свиты варьирует от 21 до 85 м.

Меловая система

Нижний отдел. В стратиграфическом диапазоне нижнего отдела представлен неокомский нефтегазоносный комплекс, характерный для Западной Сибири и представленный полифациальным комплексом осадочных образований.

Схема свитного расчленения неокома нефтегазоносных районов Западной Сибири представлена на рисунке 1.1.

Верхний отдел состоит из верхней части покурской свиты, кузнецовской, березовской и ганькинской свит, распространенных повсеместно [1].

Палеогеновая система

Палеогеновые осадки представляют собой образования отложения континентального и морского происхождения. Отложения морского генезиса выделяются в талицкую, люлинворскую и тавдинскую свиты. Континентальные отложения подразделяются на атлымскую, новомихайловскую и туртасскую свиты.

Четвертичная система



Рисунок 1.1 -- Схема свитного расчленения неокома нефтегазоносных районов Западной Сибири [1]

Комплекс пород мезозойско-кайнозойского осадочного чехла завершается осадками четвертичного возраста. Континентальные пестроцветные отложения несогласно залегают на породах туртасской свиты и сложены песками, глинами, супесями, суглинками сероцветными, иногда зеленоватыми и голубоватыми, буроватыми, с включениями гальки, гравия, валунов. На заболоченных участках глины покрыты слоем торфа. В поймах отложения представлены супесями, суглинками, наносными песками. Толщина четвертичных отложений варьирует от 0 до 100 м [3, 4, 5, 6].

1.2 Тектоническая приуроченность

скважина нефть месторождение геологический

В тектоническом плане Западно-Сибирский бассейн является плитой, которая совместно с Уральским хребтом, Енисейским и Таймырским кряжами, Алтае-Саянской и Казахстанской складчатыми областями входит в состав северной части Урало-Монгольской молодой эпигерцинской платформы, сформировавшейся в мезозое на месте Урало-Монгольского рифейско-палеозойского подвижного пояса. Складчатые комплексы раннего докембрия, рифея и палеозоя выходят на поверхность по периферии плиты, образуя щиты, хребты и кряжи, а на плите они погружены и перекрыты чехлом мезозойско-кайнозойских образований.

Осадочный чехол Западно-Сибирской плиты сформировался в условиях длительного и устойчивого прогибания фундамента в мезозойско-кайнозойское время и изучен наиболее полно, поскольку с ним связаны основные скопления углеводородов [1].

В тектоническом плане Ярудейское нефтяное месторождение приурочено к Ярудейскому куполовидному поднятию, осложняющему Тагринский мегавал. Куполовидное поднятие, контролирующее месторождение, на уровне верхнеюрского отражающего горизонта Б имеет линейные размеры в контуре замкнутой изогипсы минус 2860 м 20Ч8 км и амплитуду более 65 м. Поднятие двухкупольное.



1 - Ярудейский мегавал; 2 - Танловская впадина; 3 - Медвежий мегавал; 4 - Ямбургский мегавал; 5 - Ямбургский мегавал; 6 - Танловский мегавал; 7 - Северный свод; 8 - Верхнепурский мегавал; 9 - Вынгапурский мегавал; 10 - Варьеганско-Тагринский мегавал; 11 - Юрхаровский вал; 12 - Варьеганский вал. Нефтегазоносные районы: Надым-Пурская НГО: а - Надымский; б - Уренгойский; в - Ярудейский; г - Губкинский

Условные обозначения:

- нефтяное месторождение

- нефтегазовое месторождение

- нефтегазоконденсатное месторождение

- граница тектонической структуры

- граница НГР

Рисунок 1.2 - Тектоническая карта-схема Надым-Пурской НГО

Северный купол (Центрально-Ярудейское л.п.) выше южного (Ярудейское л.п.) примерно на 60 м [5].

Тектоническая приуроченность месторождений Надым-Пурской НГО представлена на рисунке 1.2 [3].

На рисунке 1.3 представлена тектоническая карта Среднеобской НГО.

На рисунке 1.4 представлена Тектоническая карта-схема Фроловской НГО.

Рисунок 1.3 - Тектоническая карта-схема Среднеобской НГО



Рисунок 1.4 - Тектоническая карта-схема Фроловской НГО

1.3 Надым-Пурская нефтегазоносная область

Нефтегазоносными комплексами являются юрский (нижне-, среднеюрский и верхнеюрский), сеноманский и неокомский, с которым связаны основные запасы (более 80 %) углеводородов (УВ).

Согласно фациальным условиям формирования ловушек углеводородов, в раннеюрско-верхнемеловой осадочной толще по близким свойствам и параметрам выделены пять НГК:

1 Нижне-среднеюрский НГК, приуроченный к континентальным отложениям котухтинской и тюменской свит. Отложения котухтинской свиты накапливались в бассейновых условиях; тюменской - в озерно-аллювиальных. Нефтегазоносность нижнеюрских отложений установлена на Новогоднем (пласт Ю12) и Ярудейском (пласт Ю10) месторождениях. Продуктивность в верхней части среднеюрского отдела установлена: в пласте Ю2, залегающем в кровле тюменской свиты, - на Новогоднем, Вынгапуровском, Крайнем, Еты-Пуровском, Ярудейском месторождениях, где получены малодебитные притоки нефти;

2 Верхнеюрский НГК связан, преимущественно, с прибрежно-морскими породами васюганской свиты. Залежи нефти выявлены на Суторминском, Вынгаяхинском (Ю1), Новогоднем (Ю1), Вынгапуровском (ЮВ1), Крайнем (Ю1), Еты-Пуровском (Ю1), Ярудейском (ЮВ1), Суторминском и Северо-Карамовском (ЮС1) месторождениях. Практически на всей центральной и западной частях рассматриваемой территории пласт Ю1 является низкопроницаемым и заглинизированным;

3 Берриас-нижневаланжинский НГК, включающий отложения нижней части сортымской либо мегионской свиты, в составе которой выделяется ачимовская толща, состоящая из чередования песчаников и аргиллитов с преобладанием первых. По большинству разрезов выделяется 2-3, реже 4 и более, сложно построенных песчаных пласта толщиной, как правило, более 10 м. Характерной особенностью ачимовской толщи является невыдержанность по простиранию пластов песчаников и аргиллитов, их преимущественно клиноформное залегание [7].

Фазовое состояние залежей в ачимовской толще различно: на Ярудейском (АЧ0, АЧ1, АЧ2, АЧ3), Новогоднем (АЧ) -- нефтяное, на Вынгапуровском
(АЧ1, АЧ3) - газовое [5];

4 Неокомский НГК, накапливавшийся в морских, прибрежно- и мелководно-морских условиях, представлен сравнительно ритмичным переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых осадков. Комплекс включает: в Сургутском нефтегазоносном районе - отложения верхней части сортымской, а также, в полном объеме, усть-балыкской, сангопайской свит; в Пурпейско-Уренгойском НГР к отложениям верхней части сортымской добавляются отложения тангаловской свиты; в Вартовском НГР - отложения верхней части мегионской и всего объема вартовской свит.

С неокомской частью разреза связаны запасы нефти Широтного Приобья, здесь выделены пласты групп БС-БП-БВ и АС-АП-АВ, продуктивность которых в избирательном порядке выявлена практически на всех месторождениях изучаемого района [1].

Преимущественно нефтенасыщенный разрез неокома вскрыт на Суторминском и Северо-Карамовском месторождениях, продуктивными здесь являются пласты группы БС. Продуктивными пластами с запасами углеводородов являются БС0, БС1, БС5, БС6, БС7, БС8, БС9, БС10, БС11, БС17, БС18. На Крайнем месторождении - БС8-10.

Промышленная нефтеносность Муравленковского месторождения связана с песчаными отложениями (пласты БС10, БС11, БС12) мегионской свиты на глубинах (2600-2700) м.

На Еты-Пуровском месторождении пласты группы АП и БП по большей части представленные чистыми массивными песчаниками, выдержанными по площади. Эффективная мощность изменяется от 18 до 25 м.

На Вынгаяхинском месторождении продуктивными являются пласты БП11, БП12, БП16, БП17. Они являются основным объектом разработки; на Вынгапуровском месторождении - АВ2, АВ5, АВ11, БВ2, БВ5, БВ6, БВ7, БВ8; на Новогоднем месторождении - БВ3-4; на Ярудейском месторождении - АВ1-11, БВ1-8.

Продуктивность Северо-Пямалияхского месторождения связана с пластами БС10, 11, 18; Восточно-Пякутинского - с пластами БС8, 10; Северо-Янгтинское - с пластами БС10-11;

5 Апт-альб-сеноманский НГК представлен континентальными отложениями покурской свиты, в разрезе которой выделена группа продуктивных пластов ПК1-ПК22.

Залежи в пластах апт-альбского возраста (ПК17-ПК22), в основном, нефтегазовые и нефтяные; в сеноманских пластах (ПК1-ПК16) наблюдается скопление более легких УВ - для них характерны газовые залежи, иногда подстилаемые нефтяной оторочкой. Чисто газовые массивные залежи в пласте ПК1 открыты на Вынгаяхинском, Новогоднем месторождениях.

Промышленная залежь газа Муравленковского месторождения приурочена к покурской свите - пласт ПК1, представленный песчаными отложениями, залегает на глубинах 1100-1150 м.

В отложениях сеномана на Вынгаяхинском месторождении выявлены две самостоятельные газонасыщенные залежи, отделенные друг от друга небольшим прогибом.

На Вынгапуровском месторождении продуктивными являются пласты ПК21, ПК22, на Ярудейском - пласт ПК20, на Еты-Пуровском - ПК7, ПК11, ПК12, ПК14, ПК15, ПК18, ПК21.

На Спорышевском месторождении залежи в пластах апт-альбского возраста (ПК17-ПК22), в основном, нефтегазовые и нефтяные; в сеноманских пластах (ПК1-ПК16) наблюдается скопление более легких УВ, для которых характерны газовые залежи, иногда подстилаемые нефтяной оторочкой.

Всего во вскрытой части разреза в диапазоне глубин от 1758 до 2594 м выделено 17 продуктивных пластов, из которых при испытании получены промышленные притоки нефти.

Наиболее значительные по площади и по запасам залежи, сохранность которых была обеспечена хорошо выдержанными и непроницаемыми глинистыми покрышками, приурочены к пластам ПК19 и АС4. ПК19 является одним из базовых пластов для разработки Спорышевского месторождения.

1.4 Анализ структуры запасов

На 20 объектов, составляющих первую группу, приходится 83 % начальных геологических запасов от запасов рассматриваемых продуктивных объектов и более 50 % накопленной добычи нефти. Значительная часть запасов нефти содержится в пласте АС12 Приобского месторождения, по которому отобрано
43 % от начальных извлекаемых запасов, текущий КИН составляет 28 %. БС102 Холмогорского месторождения вносит наименьшую часть запасов описываемой группы и отличается низкой выработанностью. Коэффициент извлечения запасов равен 7 % при безводной добыче.

Вторая группа содержит 1 % начальных геологических запасов нефти и включает 10 объектов, которые принадлежат Еты-Пуровскому месторождению. Около 50 % запасов нефти данной группы приходится на пласты БП92-2 и БП100 Южного купола Еты-Пуровского месторождения.

Третья группа состоит из 20-ти эксплуатационных объектов. На долю данных объектов приходится около 10 % начальных геологических и около 13 % начальных извлекаемых запасов нефти. Наибольшие запасы в этой группе сосредоточены в пласте БС010 Спорышевского месторождения при КИЗ 71 %. Наиболее выработаны запасы пласта БС80 Спорышевского месторождения при обводненности 98 %. Для данной группы объектов характерны высокая обводненность и КИЗ.

В четвертую группу вошло четыре эксплуатационных объекта. На долю группы приходится 4 % всех начальных геологических и 5 % начальных извлекаемых запасов. Большая часть запасов сосредоточена в пласте БС102 Крайнего месторождения - 2 %. При обводненности 95 % запасы выработаны на 58 %. Наименьшую долю запасов вносит пласт БС92 Сугмутского месторождения р-н скв. 117р (0,17 %) при низком КИЗ - всего 7 % и обводненности 99 %.

Пятая группа эксплуатационных объектов обладает долей начальных геологических запасов 0,5 %. Из шести объектов, вошедших в группу, наибольшими запасами обладает пласт Ю1 Крайнего месторождения, запасы выработаны на 40 %.

На шестую группу приходится наименьшая доля начальных геологических запасов - 0,14 %. Все эксплуатационные объекты принадлежат Спорышевскому месторождению и характеризуются низкой выработкой запасов нефти.

Соотношение запасов нефти по группам наглядно отображено на рисунках 1.5-1.6.

Рисунок 1.5 - Доля начальных извлекаемых запасов нефти по группам



Рисунок 1.6 -- Доля текущих извлекаемых запасов нефти по группам

2. Общие сведения о районе работ по строительству скважин на Ярудейском месторождении

Ярудейское месторождение находится в Ямало-Ненецком автономном округе РФ, расположено в верховьях реки Полуй, правого притока р Оби (впадающего в Обь у г. Салехард).

Лицензия на разведку и добычу углеводородов на Ярудейском месторождении действительна до 2029 г и принадлежит компании Яргео, доля НОВАТЭКа в которой составляет 51%, 49% у Nefte Petroleum.

Основная часть извлекаемых запасов месторождения приходится на нефтяные залежи.

Доказанные запасы месторождения по стандартам SEC составили 4,5 млн т жидких углеводородов и 7,4 млрд м3 газа (доля НОВАТЭКа - 2,3 млн т жидких углеводородов и 3,8 млрд м3 газа).

Извлекаемые запасы месторождения по категориям C1+C2 российской классификации составили 46 млн т жидких углеводородов и 28 млрд м3 газа (доля НОВАТЭКа - 23 млн т жидких углеводородов и 14 млрд м3 газа).

В 2012 г на месторождении были завершены геологоразведочные работы: пробурена разведочная скважина, позволившая уточнить геологическую модель и увеличить запасы месторождения. Велась работа над проектом разработки месторождения.

Географическое положение позволяет активно использовать для доставки грузов в район бурения реку Полуй.

Таблица 1.1-Сведения о районе буровых работ

Наименование	Значение
1. Лицензионный участок, месторождение	Ярудейское
2. Республика	РФ
3. Область	ЯНАО
4. Район	Надымский
5. Номер нефтерайона	5Е
6. Год ввода площади в бурение	2014
7. Среднегодовая температура воздуха, град .C	-6,4
8. Максимальная летняя температура, град. C	35
9. Минимальная зимняя температура, град. C -	58
10. Среднегодовое количество осадков, мм	464
11. Максимальная глубина промерзания грунта, м	1,6
12. Продолжительность отопительного сезона в году, сут.	283
13. Продолжительность зимнего периода, сут.	271
14. Азимут преобладающего направления ветра летом	С, СЗ
15. Азимут преобладающего направления ветра зимой	Ю, ЮЗ
16. Среднегодовая скорость ветра, м/с	2,9
17. Глубина залегания многолетне-мерзлых пород, м	287
18. Максимальная высота снежного покрова, м	1,2
19. Характер растительного покрова	Лиственничные, кустарничково-мохово, лишайниковые редколесья в сочетании с тундровыми, сообществами и болотами,торфяно-болотные суглинки,пески, супеси

Таблица 1.2 - Проектные координаты и глубины

Скважина	33
Куст	19
Месторождение	Ярудейское
Буровая установка:	ZJ 40
Буровой подрядчик:	ООО «Нова Энергетические Услуги»
Альтитуда стола ротора, м:	35
Система координат:	WGS-84
Координаты устья	Широта 66° 9' 31.190 N Долгота 71° 5' 4.710 E
Координаты точки входа в пласт ЮН2-4	Широта 66° 9' 23.408 N Долгота 71° 4' 37.489 E Глубина А.О. - 1878.72 м
Координаты забоя	Широта 66° 9' 30.797 N Долгота 71° 6' 6.748 E Глубина А.О. - 1915.00 м
Проектный горизонт:	Пласт ЮН2-4
Глубина кровли проектного пласта:	1913.72м (по вертикали от стола ротора)
Глубина кровли проектного пласта:	2307.43 м (по стволу от стола ротора)
Проектная глубина забоя:	1950.00 м (по вертикали от стола ротора)
Проектная глубина забоя:	3454.03 м (по стволу от стола ротора)
Отбор керна (по стволу / по вертикали от стола ротора):	Не предусматривается
Отход на кровлю пласта ЮН2-4:	417.64м
Отход на проектный забой, м:	777.45м
Радиус круга допуска, м:	25

Таблица 1.3 - Ожидаемые пластовые давления

Обозначение пласта	Интервал, м (а.о.)	Ожидаемые пластовые давления, МПа	Коэффициент аномальности
ЮН2-4	1878,0-1915,0	19,3	1,03

Таблица 1.4 - Геофизические исследования скважины

Наименование работ	Забой (по стволу), м	Масштаб	Интервалы, м
			от	до
Кондуктор Ш324м, обсаженный ствол
АКЦ, ЦМ, Инклинометр	337	1:500	0	337
Промежуточная колонна Ш245мм, открытый ствол
ГИС в процессе бурения
ГК	1409		337	1409
Промежуточная колонна Ш245мм, обсаженный ствол
АКЦ,СГДТ, КВ+ПР, ГК с выходом на устье	1409	1:500	0	1409
Эксплуатационная колонна Ш178мм, открытый ствол
ГИС в процессе бурения
Резистивиметр	2337		2140	2337
ГК	2337		1359	2337
Эксплуатационная колонна Ш178мм, обсаженный ствол
ГИС на трубах за одно СПО
АКЦ, СГДТ, ГК, ЛМ	2337	1:500	0	2337
Хвостовик Ш114мм, открытый ствол
ГИС в процессе бурения
Геонавигация (приборы каротажа MWD+LWD) (Инклинометрия, ГК, ГГКп, ННКт, КВ, УЭС) запись комплекса ГИС в процессе бурения горизонта	до забоя	1:200	2287	до забоя
ГТИ в интервале 337 - до забоя

Таблица 1.5 - Возможные осложнения

Интервал, м (по вертикали)	Вид, характеристика осложнения	Меры по предупреждению
1	2	3
0	337	Размыв рыхлых пород, растепление ММП, сальникообразования, повышенные потери бурового раствора	Строгое поддержание параметров бурового раствора и режимов бурения
337	1190	Сальникообразования, осыпи и обвалы стенок скважины, сужение ствола скважины, дифференциальный прихват, поглощение бурового раствора, кавернообразование	Строгое поддержание параметров бурового раствора и режимов бурения с поддержанием максимальной механической скорости проходки
1190	1924	Дифференциальные прихваты, поглощение бурового раствора, посадки и затяжки бурильного инструмента, газонефтеводо-проявления, затяжки	Строгое поддержание параметров бурового раствора, поддержание максимальной скорости проходки. При прохождении данного интервала обработка раствора смазочными добавками. Не оставлять инструмент без движения более 5 мин.
1924	1950	Дифференциальный прихват, газонефтеводопроявления, затяжки	Поддержание фильтрации и плотности раствора минимального значения. При прохождении данного интервала обильная обработка раствора смазочными добавками. Не оставлять инструмент без движения более 3 мин

Таблица1.6 - Возможные риски

Риски	Мероприятия
1	2
Вопросы здоровья, связанные с буровым раствором и химикатами.	Представитель бурового подрядчика должен удостовериться, что все надлежащие средства индивидуальной защиты используются во время работы с буровым раствором, а также убедиться, что все документы по безопасному обращению с материалами имеются в наличии, соответствие их необходимым требованиям должно быть подтверждено инженером по буровым растворам до начала забуривания скважины.
Риск газонефтеводопроявлений во время бурения скважины.	Учения по управлению скважиной при ГНВП следует проводить со всем персоналом участвующем в процессе выполнения работ. Учебные тревоги по ликвидации ГНВП проводить по утвержденному графику и за 50 м до вскрытия продуктивного горизонта (внеочередные).
Меры безопасности во время спускоподъемных операций или подъёма инструмента с вращением.	Проводить инспекции на предмет «падающих объектов». Ежесменная проверка оборудования, задействованного в спускоподъемных операциях (машинный ключ, штропа, элеваторы, переводники и патрубки для УБТ, буровая лебедка, ограничитель подъема талевого блока, талевый канат, пояс верхового рабочего и т.п.) с фиксацией в журнале ежесменного и еженедельного контроля о его пригодности.
Меры безопасности при обращении с цементом и хим. реагентами.	Использование соответствующей спецодежды. Наличие документов по безопасному обращению с материалами. Организация хранения материалов.
Перемещение труб и спуск обсадной колонны.	Перед началом работ провести инструктаж. Все работы по спуску и креплению колонн выполнять в строгом соответствии с программой и планом работ на крепление. До окончания бурения секции - выложить ОК на стеллажи с запасом.
Аварии с оборудованием, находящимся под высоким давлением.	Предусмотреть систему отключения при превышении допустимого давления. Предохранительные устройства должны быть сертифицированы и испытаны.

Таблица 1.7 - Стратиграфическое строение скважины

Наименование Стратиграфического подразделения	Интервал глубины залегания (по вертикали), м
1	2
Четвертичная система	40
Неоген-палеогеновые отложения	40-240
Ганькинская свита	240-292
Березовская свита	292-372
Кузнецовская свита	372-380
Марресалинская свита	380-520
Яронгская свита	520-668
Танопчинская свита	668-1188
Ахская свита	1188-1732
Баженовская свита	1732-1796
Абалакская свита	1796-1848
Тюменская свита	1848-1958.20

2.1 Свойства и состав пластовых флюидов

Физико-химическая характеристика разгазированной нефти изучена по
126 пробам, отобранных с устья скважин и полученных в результате разгазирования глубинных проб. Результаты физико-химических анализов этих проб представлены в таблице 1.2.

По осреднённым данным физико-химические свойства нефти характеризуются следующими значениями. Плотность при стандартных условиях составляет 833 кг/м3. Кинематическая вязкость при 20 0С равна 7,15 мм2/с, а при 50 0С - 3,33 мм2/с.

Таблица 1.8 - Физико-химическая характеристика дегазированной нефти

Наименование параметра	Пласт БВ8
	количество исследованных	Диапазон изменения	среднее
	скважин	проб
1	2	3	4	5
Плотность при 20 0С , кг/м3	107	126	771 - 868	833
Вязкость динамическая, мПа*с
при 20 0С	107	126	0,96 - 20,55	5,96
50 0С	107	126	0,63 - 6,73	2,74
Вязкость кинематическая, мм2/c
при 20 0С	107	126	1,24 - 23,67	7,15
50 0С	107	126	0,89 - 7,83	3,33
Молярная масса, г/моль	107	126	127-280	191
Температура застывания нефти, 0С	107	126	0 - 25	5
Массовое содержа-ние, %	Серы	107	126	0,02 - 0,8	0,26
	Смол силикагелевых	107	126	1,011 - 11,26	5,10
	Асфальтенов	107	126	0,06 - 3,11	0,62
	Парафинов	107	126	0,06 - 10,51	3,78
	Воды	107	126	0-4,30	0,2
	Мех. Примесей	107	126	-	-
Солей, мг/л	107	126	0-97	26,43
Температура плавления парафина, 0С	107	126	27 - 65	54
Температура начала кипения, 0С	107	126	36 - 120	66
Объём-ный выход фракций, %	до 100 0С	107	126	1 - 56	7
	до 150 0С	107	126	2 - 71	19
	до 200 0С	107	126	12 - 80	30
	до 250 0С	107	126	18 - 85	41
	до 300 0С	107	126	27 - 93	53
	остаток	107	126	8 - 74	47
Классификация нефти	1.1.1.1 ГОСТ Р 51858-2002

Соответствующие величины динамической вязкости имеют значения

5,96 мПа*с и 2,74 мПа*с. Содержание серы равно 0,26 % мас., парафинов - 3,78 % мас., смол силикагелевых - 5,10 % мас., асфальтенов - 0,62 % мас. Выход легких фракций до 300 0C - 53 % об.

Согласно ГОСТ Р 51858-2002, по плотности нефть относится к типу

1 (лёгкая), по массовой доле серы - к классу 1 (малосернистая). Шифр классификации нефти - 1.1.1.1.

Результаты лабораторных исследований глубинных проб пластовой нефти представлены в таблице 1.9?

Список литературы

1. Нежданов, А.А. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири / А.А. Нежданов, В.А. Пономарев, Н.А. Туренков, С.А. Горбунов.-- М.: Издательство Академии горных наук, 2000.-- 247 с.

2. Заведин, С.А. Подсчет запасов нефти и газа Еты-Пуровского месторождения / С. А. Заведин / ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».-- Ноябрьск, 2012.-- 262 с.-- Дог. 08-65.

3. Зельман, В. А. Подсчет запасов нефти и газа Суторминского месторождения / ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз». / В. А. Зельман.-- Ноябрьск, 2010.-- 235 с.-- Дог. 07-15.

4. Багаутдинов, А.К. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. Издание в 2 т. / А.К. Багаутдинов, С.Л. Барков, Г.К. Белевич [и др.] / под ред. В.Е.-М. Гавуры: ВНИИОЭНГ, 1996.-- Т. 2.-- 352 с.

5. Нефедин, О. Н. Баланс запасов нефти и газа 2010 г. / О. Н. Нефедин. ООО «Заполярнефть». -- Ноябрьск, 2010.-- 447 с.

6. Фролов, К.Н. Подсчет запасов нефти и газа Сугмутского месторождения / ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» / К.Н. Фролов.-- Ноябрьск, 2010.--202 с.

7. Нефтяные и газовые месторождения СССР: Справочник. В 2 книгах / Книга вторая. Азиатская часть СССР / под ред. С. П. Максимова.-- М.: Недра, 1987.-- 303 с.

Размещено на Allbest.ru