Попытка освещения и разработки предложений по осушке природного газа и переработки кислых газов с получением товарной продукции (серы) на Чинарёвском месторождении


Содержание

Введение ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..3
1.Геологическая часть ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 5
1.1 Общие сведения о месторождении ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .5
1.2 История Чинарёвского нефте.газо.конденсатного месторождения ... ... ..5
1.3 Литолого.стратиграфическая характеристика ... ... ... ... ... ... ... ... ... 7
1.4 Тектоника ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .9
1.5 Нефтегазоносность ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 10
1.6 Водоносность ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...11
1.7 Запасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...13
2. Технико . технологическая часть ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .14
2.1 Сведения о данных по опытно . промышленной эксплуатации (динамика дебитов, объект обустройства) ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..14
2.2 Способ эксплуатации. Требования к конструкции добывающих скважин ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...19
2.3 Требования к системе сбора и подготовки газа, конденсата и нефти ... ..21
2.4 Выбор устьевого оборудования ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 26
2.5 Расчет минимального забойного давления фонтанирования ... ... ... ... .28
3.Экономическая часть ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .34
3.1 Организационная структура ТОО «СамрукТабигат» ... ... ... ... ... ... ..34
3.2 Технико.экономические показатели опытно . промышленной эксплуатации месторождения ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...35
3.3 Определения годовой экономической эффективности ... ... ... ... ... ... .41
4.Охрана труда и Окружающей среды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .45
4.1 Приоритеты охраны труда ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...45
4.2 Мероприятия по Охране труда ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..46
4.3 Мероприятия по охране окружающей среды ... ... ... ... ... ... ... ... ... 51
Заключение ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .54
Список литературы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..56
Приложения
Введение
Сформировавшемуся в последнее время нефтегазовому комплексу Республики Казахстан отводится ведущая роль в топливно-энергетическом балансе и экономике страны. При нынешних темпах развития производительных сил и освоения углеводородных ресурсов вопросы охраны окружающей природной среды приобретают особую остроту и социальную значимость. Это обусловлено тем, что производственная деятельность предприятий нефтяной и газовой промышленности неизбежно связана с техногенным воздействием нефтегазодобычи на объекты природной среды. Как показывает практика, геохимический техногенез свойственен всем этапам освоения месторождений от бурения до введения в эксплуатацию, а также на протяжении всего периода эксплуатации.
Увеличение темпов добычи, объемов разведывательного и эксплуатационного бурения, и соответственно, транспорта, особенно в шельфе Каспийского моря, сырой нефти, газа и конденсата ставит вопрос необходимости создания собственных новых и реконструкции уже существующих мощностей переработки углеводородного сырья. В силу специфики состава углеводородов (повышенное содержание соединений серы) переработка сырья уменьшила бы экологический риск в процессе транспортировки продукции, а также увеличила бы количество экспортируемой продукции нефтегазовой отрасли.
Очистка и осушка и переработка природного газа Чинарёвского месторождения позволит решить вопрос снабжения дешевым природным газом потребителей данного региона и топливным газом собственных установок по подготовке газа к транспортированию. Создание установки осушки и переработки природного газа природного газа приведет к созданию собственной инфраструктуры переработки газа и конденсата, а это в свою очередь, увеличит количество рабочих мест в этом районе.
В перспективе при увеличении объемов добычи газа и конденсата в последние годы создание очистных и перерабатывающих мощностей снимет угрозу экологических катастроф при транспортировании углеводородов, так как природный газ и конденсат Чинарёвского месторождения содержат повышенное количество токсичных компонентов, в частности, сероводород. Извлечение сероводорода и других соединений серы в виде элементной серы позволит снизить выбросы в атмосферу оксидов серы и увеличит ассортимент получаемой продукции.
Наиболее актуальной инженерно-экологической проблемой для нефтегазовых производств является оптимизация и комплексная автоматизация всех технологических процессов и операций по экологическим факторам.
Список литературы

Нормативные документы

ЗАКОН О ПРОМ.БЕЗОПАСНОСТИ
1)НА ОПО №314 ОТ 03.04.02
2)ТРЕБОВАНИЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЕНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

Учебная литература

1.. Гихман Л. М., Касперович Л. Г.— Газ. пром., 1974,
2. Жданова И. В., Халиф А. Л. Осушка природных газов. М., Недра, 1975.
3. Бородина И, И., Нам И. К. — В хн.: — Подготовка и переработка газа и газового конденсата. М., ВНИИЭгаэпром, 1980,.
4. Хорошилов В. А. и др. — В кн.: Переработка газа и газового конденсата„ ВНИИЭгаэпром, 1975,.
5. Катц Д. Л. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. М„ Недра, 1965,
6. Бык С. Макагон Ю. Ф„ Фомина В. И. Газовые гидраты. М., Химия, 1980.
7. Требин Ф. А., Хорошилов В. А., Демченко А. В. — Газ. пром., 1966,
8. Краснов А. А., Клименок Б. В. — Нефтехимия, 1973, 9. Коротаев Ю. П., Кулиев А. М„ Мусаев Р. М. Борьба с гидратами при транспорте природных газов. М., Недра, 1973.
10. Агаева С. М. и др. — В кн.* Переработка газа и газового конденсата. ВНИИЭгаэпром, 1972,
11. Гухман Л. М„ Изосимова И. П. — В кн.: Подготовка и переработка газа и газового конденсата, М., ВНИИгазпром, 1981,
12. Гриценко А. И. и др. — Газ. пром., 1980,
13. Попов В. И., Семенова Т. В. Способы осушки природного газа абсорбентом. М., ВНИИЭгазпром, 1974,
14. Ключева С. К. и др.— В кн.: Подготовка и переработка газа и газового конденсата. М., ВНИИЭгазпром, 1979,
15. Расулов А. И., и др. — В кн.: Переработка газа и газового конденсата. М., ВНИИЭгазпром, 1976,

Дисциплина: Нефть, Газ
Тип работы:  Дипломная работа
Бесплатно:  Антиплагиат
Объем: 53 страниц
В избранное:   
Цена этой работы: 5800 теңге

Какую ошибку нашли?

Рақмет!






Содержание

Введение ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . ... .3
1.Геологическая часть ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 5
1.1 Общие сведения о месторождении ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .5
1.2 История Чинарёвского нефте-газо-конденсатного месторождения ... ... ..5
1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика ... ... ... ... ... ... ... ... ... 7
1.4 Тектоника ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. ...9
1.5 Нефтегазоносность ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ..10
1.6 Водоносность ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . ... ..11
1.7 Запасы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...13
2. Технико - технологическая часть ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .14
2.1 Сведения о данных по опытно - промышленной эксплуатации (динамика
дебитов, объект обустройства) ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..14
2.2 Способ эксплуатации. Требования к конструкции добывающих
скважин ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...19
2.3 Требования к системе сбора и подготовки газа, конденсата и нефти ... ..21
2.4 Выбор устьевого оборудования ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 26
2.5 Расчет минимального забойного давления фонтанирования ... ... ... ... .28
3.Экономическая часть ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .34
3.1 Организационная структура ТОО СамрукТабигат ... ... ... ... ... ... ..34
3.2 Технико-экономические показатели опытно - промышленной эксплуатации
месторождения ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...3 5
3.3 Определения годовой экономической эффективности ... ... ... ... ... ... .41
4.Охрана труда и Окружающей среды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .45
4.1 Приоритеты охраны труда ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...45
4.2 Мероприятия по Охране труда ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..46
4.3 Мероприятия по охране окружающей среды ... ... ... ... ... ... ... ... ... 51
Заключение ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..54
Список литературы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..5 6
Приложения

Введение

Сформировавшемуся в последнее время нефтегазовому комплексу Республики
Казахстан отводится ведущая роль в топливно-энергетическом балансе и
экономике страны. При нынешних темпах развития производительных сил и
освоения углеводородных ресурсов вопросы охраны окружающей природной среды
приобретают особую остроту и социальную значимость. Это обусловлено тем,
что производственная деятельность предприятий нефтяной и газовой
промышленности неизбежно связана с техногенным воздействием нефтегазодобычи
на объекты природной среды. Как показывает практика, геохимический
техногенез свойственен всем этапам освоения месторождений от бурения до
введения в эксплуатацию, а также на протяжении всего периода эксплуатации.

Увеличение темпов добычи, объемов разведывательного и эксплуатационного
бурения, и соответственно, транспорта, особенно в шельфе Каспийского моря,
сырой нефти, газа и конденсата ставит вопрос необходимости создания
собственных новых и реконструкции уже существующих мощностей переработки
углеводородного сырья. В силу специфики состава углеводородов (повышенное
содержание соединений серы) переработка сырья уменьшила бы экологический
риск в процессе транспортировки продукции, а также увеличила бы количество
экспортируемой продукции нефтегазовой отрасли.

Очистка и осушка и переработка природного газа Чинарёвского
месторождения позволит решить вопрос снабжения дешевым природным газом
потребителей данного региона и топливным газом собственных установок по
подготовке газа к транспортированию. Создание установки осушки и
переработки природного газа природного газа приведет к созданию собственной
инфраструктуры переработки газа и конденсата, а это в свою очередь,
увеличит количество рабочих мест в этом районе.

В перспективе при увеличении объемов добычи газа и конденсата в
последние годы создание очистных и перерабатывающих мощностей снимет угрозу
экологических катастроф при транспортировании углеводородов, так как
природный газ и конденсат Чинарёвского месторождения содержат повышенное
количество токсичных компонентов, в частности, сероводород. Извлечение
сероводорода и других соединений серы в виде элементной серы позволит
снизить выбросы в атмосферу оксидов серы и увеличит ассортимент получаемой
продукции.

Наиболее актуальной инженерно-экологической проблемой для нефтегазовых
производств является оптимизация и комплексная автоматизация всех
технологических процессов и операций по экологическим факторам.

В данной работе сделана попытка освещения и разработки предложений по
осушке природного газа и переработки кислых газов с получением товарной
продукции (серы) на Чинарёвском месторождении.
Одной из важных задач отрасли топливно-энергетического комплекса
Республики Казахстан является обеспечение потребностей во всех видах
топлива и энергии путем увеличения их добычи и производства при планомерном
проведении во всех отраслях и сферах народного хозяйства целенаправленной
энергосберегающей политики.
Повысить эффективность добычи нефти за счет применения рациональных
систем разработки месторождений, совершенствование технологии буровых
работ, улучшение технологического оснащения, широкого внедрения современных
методов увеличения нефтеотдачи пластов и применения прогрессивных
технологических процессов.
В дипломном проекте анализируются условия испытания и опробования
скважин месторождения Чинарёво, выбор оптимального режима и работы одной
из скважин, показаны перспективы дальнейшей разработки месторождения,
показаны технико-экономические показатели разработки месторождения.

1.Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

Чинаревское нефтегазоконденсатное месторождение (ЧНГКМ) открыто в 1991
году и в 1997 году передано в ведение совместного предприятия ТОО
Жаикмунай.
Последняя оперативная оценка запасов углеводородов выполнена по
состоянию на 01.01.2001 года. Геологические запасы нефти турнейского
продуктивного горизонта принятые на баланс по категории С1+С2 составили
36259 тыс. т, извлекаемые – 14503 тыс.т. Месторождение согласно
Классификации запасов... относится к крупным.
Анализ выполненных на месторождении геологоразведочных и промысло вых
работ показал, что 22% геологических запасов оценены по категории С1, а
остальные 78% - по категории С2.

1.2 История месторождения

Чинаревское месторождение в административном отношении расположено на
территории Приурального района Западно-Казахстанской области Республики
Казахстан в 80 км восточнее областного центра – г.Уральск.
В орографическом отношении территория месторождения расположена в зоне
южных отрогов Общего Сырта, переходящих в холмистую равнину, сильно
расчлененную сетью оврагов, балок и ручьев, в районе водораздела рек Урала
и Чагана. Абсолютные отметки рельефа воздымаются с плюс 78м на юге до плюс
98 м на севере.
Только в Западно-Казахстанской области геологами разведано несколько
десятков подобных. Буквально недавно в местечке Рожково близ казахстанско-
российской границы получена первая нефть Чинаревского
нефтегазоконденсатного месторождения.
Чинаревское месторождение было открыто еще в 1991 году. Тогда на
глубине более пяти тысяч километров при бурении скважин сначала был получен
приток газа объемом 96 тысяч кубометров в сутки, затем обнаружен
газоконденсат. Геологоразведочные работы проводились государственным
предприятием "Уральскнефтегазгеология". Но из-за отсутствия средств
разведка была свернута, скважины законсервированы.
Впоследствии правительство Казахстана несколько раз проводило тендер на
разведку и освоение месторождения. Однако желающих не находилось.
Иностранные компании приглядывались, но боялись рисковать капиталами: стоит
ли овчинка выделки? Действительные запасы углеводородного сырья могли
оказаться значительно меньше желаемых. За разведку и разработку
месторождения три года назад взялась американская компания ФИОК совместно с
небольшим уральским предприятием АО "Конденсат". Первоначально запасы нефти
оценивались в 5-7 миллионов тонн углеводородного сырья. Сейчас специалисты
склонны думать, что его здесь значительно больше. Однако сложность
разработки заключается в том, что месторождение состоит из четырех пластов
и добывать оттуда нефть не так-то просто.
Для эффективности работы впервые были проведены трехмерные сейсмические
испытания, что позволило определить точное местонахождение продуктивного
горизонта.
Существует два основных пути развития Чинаревского месторождения.
Первый - это форсированное освоение со всеми вытекающими отсюда
последствиями. Второй путь - постепенное развитие месторождения с
внедрением новых технологий. Государство ставит задачу минимально
экспортировать добываемую нефть на запад и максимально использовать ее в
Казахстане. В первую очередь, для нужд Западного региона. Сегодня на
месторождении работают две скважины, в дальнейшем планируется пробурить еще
30.По оценкам специалистов, на это уйдет как минимум семь лет. В целом же
освоение месторождения рассчитано на 30 лет.
По мнению президента АО "Конденсат" Валерия Джунусова, качество
чинаревской нефти значительно выше, чем тенгизской и Чинарёвоской. В
"чинаревке" практически отсутствует сероводород и совсем мало такого
вредного вещества, как меркоптан, что, по наблюдениям специалистов, не
свойственно для углеводородного сырья Западного Казахстана. Но весь вопрос
заключается в его запасах. Если даже начать интенсивную добычу на этом
месторождении, от общего объема добываемой в республике нефти это составит
всего 1-2 процента. Поэтому и намерено правительство использовать нефть,
учитывая ее высокое качество, для внутренних нужд.
Руководство Западно-Казахстанской области планирует построить на
месторождении малотоннажный завод по производству дорожного битума
мощностью 100 тысяч тонн. Битум будет использоваться для строительства и
ремонта дорог, которые находятся в весьма плачевном состоянии. К
большинству районных центров в области вообще нет дорог. Так что продукция
завода вполне может оказаться востребованной. Кроме того, из попутного газа
запланировано производство керамдорозаменителя щебня на основе местных
глин. В связи с тем, что чинаревская нефть богата этаном, местные власти не
исключают строительство завода по производству пластмассовых труб и других
изделий из пластмассы. Появится возможность производства электроэнергии на
газотурбинных станциях. Таким образом, частично решится вопрос об
энергетической независимости Западно-Казахстанской области от РАО "ЕЭС
России", откуда на сегодняшний день поставляется 90 процентов
электроэнергии, потребляемой областью. Однако все это планы на перспективу.
Будут ли они на самом деле реализованы - еще неизвестно, так как требуются
солидные денежные вложения. А как уже отмечалось, на малые проекты
иностранный инвестор не пойдет, доморощенные "денежные люди" также не
выказывают инициативы. Сейчас на Чинаревском месторождении используются
синдицированные кредиты казахстанских и иностранных банков. В этом году в
программу его развития уже вложено 25 миллионов долларов. Это дало
возможность провести соответствующие работы и получить первую нефть.
Близость к нефтепроводу "Дружба" и оренбургскому газопроводу в
дальнейшем могут сыграть положительную роль при транспортировке чинаревской
нефти. В 80 километрах от месторождения находятся перерабатывающий комплекс
и железнодорожная станция Уральска, что также благоприятствует развитию,
переработке и транспортировке сырья. Однако нужно еще раз отметить, что
Чинаревка - это отнюдь не Чинарёво и не Тенгиз, в которых заинтересованы
мировые нефтяные магнаты. Только в прошлом году в Казахстане было добыто 35
миллионов тонн нефти, в нынешнем году эта цифра возрастет до 40 миллионов.
В Чинаревке получают всего несколько тысяч тонн нефти. И, тем не менее,
обеспокоенность вызывает то, насколько рационально и эффективно будет
использоваться месторождение частными структурами. Один из разработчиков -
АО "Конденсат" - уже имеет малотоннажный перерабатывающий завод на
Чинарёвое. Однако эффективность его работы мало кого удовлетворяет.
Изначально предполагалось, что завод будет обеспечивать сельских
товаропроизводителей горюче-смазочными материалами хотя бы в период
посевной и уборочной компаний. Однако этого не происходит. Завод из-за
отсутствия сырья и различных проблем с властными структурами большую часть
времени в году простаивает.
Чинаревское месторождение в ближайшем будущем может оказаться
стратегически важным объектом не только для Западно-Казахстанской области,
но и для Казахстана в целом. Необходим серьезный подход к решению вопроса.
Но уже сейчас руководство республиканского Агентства по чрезвычайным
ситуациям, побывавшее недавно на месторождении, высказало серьезные
претензии по охране его объектов. Но, как бы то ни было, аким ЗКО Крымбек
Кушербаев на днях поздравил всех западно-казахстанцев с появлением первой
нефти на Чинаревке. А те, как и положено, надеются, что многие проблемы
области теперь будут решены.

1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика

На месторождении Чинаревское пробурено 10 скважин, из которых три
параметрические (П-1, П-2, П-9), 7 поисковые (4, 5, 7, 10, 11, 12, 13).
Фундамент вскрыт тремя скважинами (П-9, 4, 10) и представлен
крупнозернистыми гранитами.
Осадочный чехол состоит из подсолевого, соленосного и надсолевого
мегакомплексов отложений.
Соленосный – практически вся территория лицензионного блока находится в
пределах пластового залегания соли. Подсолевые отложения перекрываются
мощным сульфатно-галогенным мегакомплексом кунгурского яруса (0,8-1,3 км),
являющимся надежной региональной покрышкой.
Надсолевой – этаж залегает моноклинально и в соответствии с
региональным наклоном, характерного для соленосного, погружается с севера
на юг. Вследствие размыва на фоне регионального наклона к югу, под
покровный комплекс неоген-четвертичных отложений выходят разновоз
Пробуренными скважинами на месторождении Чинарёво вскрыты отложения
четвертичного, палеогенового, мелового, юрского периодов. Последние
залегают на выветренной поверхности гетерогенного фундамента
протерозойского возраста.
Протерозой (PR) .
Домезозойский фундамент вскрыт на рядом расположенном месторождени
Чинарёво и представлен серыми и темно-сиреневыми туфопесчаниками,
алевролитами, аргиллитами и гравелитами.
Юрская система (J).
В прогибе в разрезе юры выделяются три ритмокомппекса: верхний, средний
и нижний. На месторождении Чинарёво скважинами 1, 3 вскрыты отложения
верхней и частично средней юры.
Средний отдел (J2) представлен дощанской и
карагансайской свитами. В нижней части разрез состоит из песчаников
серых, средне- и мелкозернистых, кварцевого состава, встречаются
крупнозернистые разности до грубозернистых местами переходящих в
гравелит. Выше толща состоит из переслаивающихся темно-серых аргиллитов и
серых кварц-полевощпатовых песчаников. Возраст бат-келловейский. Толщина
свиты порядка 150 м.
Верхний отдел (J3) . Верхнеюрские отложения вскрыты всеми
скважинами и представлены отложениями кумкольской и акшабулакской свит.
Меловая система (К).
Отложения меловой системы залегают с региональным размывом и
угловым несогласием на отложениях акшабулакской свиты и расчленяются на
нижний отдел (даульская и карачетаусская свиты), нижний-верхний отдел
(кызылкиинская свита) и верхний отдел (балапанская свита).
В пределах даульской свиты, ее подошвенной части выделяется
арыскумский горизонт, по литологическому составу он .Представлен тремя
литотипами пород. Первый литотип-грвелиты светло-серые,
зеленоватые, неравномерно-разнообломочные, на карбонатном либо
песчано-глинистом цементе, состоит из обломков аргиллитов, алевролитов
и кварцитов. Второй литотип-пески, песчаники серые, серо-зеленые,
мелко и среднезернистые. Алевролиты серые, коричневатые на глинистом
цементе. Третий литотип-аргиллиты пестроцветные, кирпично-красные,
сильно песчанистые, местами кавернозные с пропластками
песчаников
мелкозернистых на глинисто-карбонатном цементе. Толщина
горизонтаколеблется от 5-10 м в сводовых частях до 30-40 м на крыльях и
периклинальных частях структур.
На месторождении Чинарёво с арыскумским горизонтом связана
нефтегазовая залежь M-II. Нижнедаульская подсвита, представляющая
региональный флюидоупор над нефтегазоносным комплексом, арьскумского
горизонта, представлена аргиллитами красно-коричневого цвета толщиной
120-150 м.
Верхнедаульская подсвита представлена песчаниками зеленовато-
серыми, мелко и среднезернистыми, местами с прослойками гравелитов. С
отложениями подсвиты на месторождении Чинарёво связаны продуктивные
горизонты М-0-1 и М-0-2, в которых содержатся газовые залежи. Толщина
подсвиты порядка 250 м. Рассматриваемая подсвита относится к
неокомскому надъярусу.
Карачетаусская свита залегает с размывом на даульской и сложена
песками, песчаниками, гравелитами, алевролитами и алевритистыми глинами.
Толщина подсвиты порядка 300-400 м. Возраст ее апт-альб.
Остальные части, разреза нижнего и верхнего мела представлены
чередованием глин, алевролитов, песков и песчаников.
Палеогеновая система (Р).
Отложения палеогеновой системы залегают с размывом на породах верхнего
мела и представлены зеленовато-серыми глинами с прослоями глауконитовых
песчаников, толщина их 100-160 м.
Четвертичная система (Q).
Отложения четвертичной системы включают пески, глины, суглинки
супеси толщиной 5-20 м.
растные отложения надсолевого структурного этажа.

1.4 Тектоника

По материалам Турланской геофизической экспедиции и частично МГП
"Залежь" на структурной карте по отражающему горизонту III структура
Чинарёво представляет собой двухсводовую брахиантиклинальную складку. По
отражающему горизонту IIIa (акшабулакская свита) она представляет собой
структуру ограниченную стратиграфическим срезом.
Поисково-разведочными работами, проведенными в дальнейшем на
основе этих структурных построений, была подтверждена структура Чинарёво в
меловом стратиграфическом комплексе, и в его пределах установлены залежи
структурного типа (М-Г-1, M-II). Юрский стратиграфический комплекс, как и
предполагалось по материалам сейсморазведки, на структуре Чинарёво
присутствует частично (в районе скважины 3) и с ним связаны две залежи (Ю-0-
1, Ю-0-2) неструктурного типа.
Так как исследования настоящей работы связаны с нефтегазовой
залежью горизонта M-II, то здесь и в дальнейшем подробные сведения будут
приводиться только по этой залежи.
На основании данных бурения и материалов сейсмики была построена
структурная карта по кровле горизонта M-II, на которой структура Чинарёво
представляет собой двухсводовую положительную структуру субмеридианального
простирания направления; осложненную серией разрывных нарушений,
контролирующих залежь на отдельных участках. В контуре изогипсы -1085 м
размер структуры 21кмх6.5 км, высота в районе южного поднятия 70 м,
северного - 67 м.

1.5 Нефтегазоносность

Структура Чинарёво была подготовлена к поисковому бурению в 1990 г.,
а в 1991 г. оно было начато. Первый приток газа был получен в 1994 г. в
скважине №-1 из отложений арыскумского горизонта. Всего на месторождении
пробурено 26 скважин, из которых семь поисковых (№1,3,7,9,11,12,13)
и девятнадцать разведочных (№5, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24,
26, 27, 28, 29, 30, 32, 33).
В результате проведенного на месторождении поисково-разведочного
бурения было установлено 5 залежей, из которых 2 газовые - М-0-1 и М-0-2, 1
нефтегазовая - М-Г1 и 2 нефтяные Ю-0-1 и Ю-0-2.
Залежь М-II.
Нефтегазовая залежь, установленная в отложениях арыскумского
горизонта (нижний мел) является самой крупной из залежей установленных на
месторождении и наиболее сложной по характеру насыщения. Она вскрыта,
освещена каратажом и керном в 23 скважинах, опробована в 20 скважине.
Коллекторы развиты по всей площади залежи за исключением районов
скважин №16 (свод южного поднятия), №12, №22 (восточная часть
структуры), где они замещены непроницаемыми разностями.
Залежь содержит две газовые шапки, расположенные на двух наиболее
приподнятых участках, северный (район скважины (№1), южный (район скважины
№-3). Каждый из участков имеет самостоятельный газонефтяной контакт (ГНК).
Газовая шапка в районе скважины №-1, установлена по результатам
опробования скважин №-1 и №-11, в первой получен газ до отметки -1028 м, а
в скважине №-11 нефть с высоким газовым фактором в интервале отметок -1050-
1057 м.
В районе скважины №- 3 газ с конденсатом без признаков нефти получен в
этой скважине до отметки -1015.5 м, а в скважине №-21 получены газ и смесь
нефти с конденсатом в интервале отметок -1030-1041 м, чистая нефть получена
в скважине №-18 с отметок -1040-1059 м.
Результаты опробования с учетом обработок материалов ГИС позволили
провести ГНК на отметках -1054.6 м (район скв.№1) и -1038.6 м (район
скв.З).
ВНК принят единым для всей залежи на отметке – 1084,6 м, основываясь на
данных ГИС и опробования в скважинах №№4Юж., 9, 11, 13, 14, 15, 17, 18, 19,
24, 25, 32, 33, где получены притоки нефти, скважин №№5, 20, 23, в которых
получена нефть с пластовой водой.
По типу природного резервуара газонефтяная залежь М-II - пластовая
сводовая, тектонически экранированная с северо-востока и юго-запада,
литологически ограниченная с востока, высота газовой части на северном
своде равна 37 м, на южном -24 м, высота нефтяной части в районе северного
свода 30 м, в районе южного - 46 м. Площадь газоносности равна для
северного свода -8909 тыс.м2, для южного - 17176 тыс.м2, площадь
нефтеносности равна 63804 тыс.м2.
На участке расположения скважины №-7, примыкающей с востока к основной
залежи, выделена самостоятельная нефтяная залежь, контролируемая с запада
разрывным нарушением. В ней получен приток нефти с водой, а ВНК принят на
отметке-1101 м.
По типу природного резервуара залежь пластовая, тектонически
экранированная с запада и востока. Высота ее порядка 15м.
Площадь нефтеносности 911 тыс.м .

1.6 Водоносность

В процессе поисков и разведки месторождений опробовано методом
компрессирования 35 водоносных объектов. По материалам ГИС выделен 91
водоносный пласт по 30 скважинам. Центральной лабораторией
Беловодской гидрогеологической экспедиции проведены анализы 25 проб
пластовой воды и 7 анализов на содержание микрокомпонентов в сухом остатке.
На площади Чинарёво в результате бурения и опробования глубоких
параметрических, поисковых и разведочных скважин изучены водоносные
комплексы юрских и меловых отложений.
Водоносный комплекс юрских отложений представлен тремя водоносными
горизонтами: Ю-0-1, Ю-0-II, Ю-1. Водовмещающими породами юрских
отложений являются серые, зеленовато-серые мелкозернистые песчаники и
алевролиты. От меловой толщи комплекс юры отделен сероцветными глинистыми
породами. Воды горизонтов Ю-0-I Ю-0-II, Ю-1 напорные, с быстро
восстанавливающимися Динамическими уровнями, что свидетельствует о хороших
фильтрационных свойствах пластов. Дебиты воды юрских водоносных горизонтов
составили по месторождению Чинарёво: скважина №-18 - интервал 1318-1328
м Qa -18,57 мз сут при Ндин -452,5 м; скважина №-21 интервал 1297-1302 м
qb -28,94 мз сут при Ндин-736,5 м; скважина №-32 интервал 1243-1249 м qb
-15,55 мзcyт при Ндин II6I м.
Проведены замеры пластовых давлений. Коэффициент аномальности
составляет 0,89 МПа10 м.
По пространственно-геологическому отношению к залежам нефти и газа,
воды юрских отложений подразделяются на нижние краевые и подошвенные.
Для юрских продуктивных горизонтов установлены газоводяные и
водонефтяные контакты на абсолютных отметках площадь Чинарёво: Ю-0-2 -1091
м; Ю-0-1 -1096 м.
Неокомские водоносные отложения включают в себя водоносные горизонты
M-0-I, 2, 3, 4, 5 и M-II. Они приурочены к зеленовато-серым,
пестроцветным гравелитам, песчаникам и алевролитам. Воды меловых
горизонтов напорные, притоки сильные. Дебиты воды меловых
водоносных -горизонтов составили по месторождению Чинарёво:скважина №-5
интервал 1283-1287 м, Qв -26,3 м3сут при Ндин -1030,5 м; скважина №-9
интервал-985-994 м, Qв -12,0,9 м3сут при Ндин- 770 м; скважина №-12
интервал 995-1005 м, Qв qb -31,99. м3сут на 6,2 мм штуцере; скважина №-20
интервал 1289- 1292 м Qв +н -26,,78 м3сут при Ндин-1056 м;скважина №-32
интервал 1224-1232 м Qв -84,24 м3сут при Ндин - 842,5 м.
Для нижненеокомских продуктивных горизонтов установлены
газоводяные и нефтеводяные контакты на абсолютных отметках площадь
Чинарёво: М-11-1084,6 м, М-0-2-811 м, M-0-I-788 м. Воды мелового комплекса
нижние краевые и подошвенные.
Верхнесенонский водоносный горизонт развит повсеместно и
вскрыт гидрогеологическими скважинами, пробуренными с целью обеспечения
технической водой глубоких скважин. Во до вмещающими породами
являются. серые, зеленовато-серые пески и супеси. Воды напорные.
Дебиты воды составили от 0,5 до 2 м3сут.
Сведений об ионно-солевом составе и минерализации код верхнего сенона
не имеется.
Пластовые воды продуктивных отложений месторождения Чинарёво
определяются как соленые и рассолы хлориднокальциевого типа
хлоридной группы натриевой подгруппы. Величины минерализации изменяются: в
юрских продуктивных горизонтах от 48 до 67 гл. , в неокомских
водоносных горизонтах: M-II от 32 до 40 гл, M-0-I, 2, 3, 4, 5 от 19
до 30 гл. Величина РН изменяется от 4,15 до 8,3 - воды слабокислые до
щелочных. Коэффициент изменяется от 0,25 до 0,98, коэффициент Шеллера от
0,07 до 1,36.
Содержание сульфатов в водах месторождений невысокое. Величина
сульфатов изменяется от 0,2 до 12%. Брома в водах месторождений
содержится в значительных количествах от 1до 200 мгл. Содержание
аммония изменяется от 0,005 до 9 мгл. Жесткость воды изменяется от 70 до
380 мг-эквл. Воды очень жесткие горячие 37-50 °С. Плотность вод изменяется
от 1,017 до 1,049 гсм3. Микрокомпоненты в водах продуктивных
отложений присутствуют в незначительных количествах.
Анализ данных по гидродинамике свидетельствует о хороших
фильтрационных свойствах коллекторов. Совокупность данных по
гидрогеологии района месторождения позволяет предположить
упруговодонапорный режим работы залежей.
Пластовые воды верхних водоносных комплексов могут быть использованы
для организации орошаемого земледелия, водоснабжения и
обводнения пастбищных территорий, а также для технических целей.

1.7 Запасы нефти, газа и конденсата

Чинаревское нефтегазоконденсатное месторождение впервые было поставлено
на Государственный баланс в 1992 году.
По состоянию на 01.01.98 г. числящиеся запасы нефти турнейского
продуктивного горизонта были оценены по категории С2 в количестве
тыс.т.
В 2001 году институтом Каспиймунайгаз с учетом накопленной геолого-
геофизической информации была проведена оперативная оценка запасов нефти,
газа, конденсата подсолевых отложений и защищена в ГКЗ РК (протокол № 80-01-
П от 30 января 2001 г.).

Согласно этой оценке, запасы нефти турнейского I-продуктивного пласта
по категории С1 составили тыс.т, по категории С2 тыс.т.

Запасы нефти турнейского II-продуктивного пласта оценены по категории
С1 в количестве тыс.т., по категории С2 тыс.т.

2. Технико - технологическая часть

2.1 Сведения о данных по опытно - промышленной эксплуатации (динамика
дебитов, объект обустройства).

Нефть и газ в нефтяных и газовых залежах насыщают пустоты между
зернами, трещины и каверны в породах, слагающих пласты. Подавляющая часть
месторождений нефти и газа приурочена к осадочным породам, являющимися
хорошими коллекторами нефти (пески, песчаники, конгломераты, трещиноватые и
кавернозные известняки и доломиты). Иногда нефть обнаруживается в трещинах
и порах изверженных пород, но эти скопления обычно не имеют промышленного
значения.
Горные породы, слагающие нефтяное и газовое месторождение, в силу
своих свойств играют разную роль. Одни из них, имеющие большое количество
пор, являются резервуарами нефти и газа (нефтяные и газовые залежи) и
служат путями движения их к забоям скважин при эксплуатации месторождения.
Другие породы, как глины, сланцы и др., в следствие очень малого сечения
пор, в которых жидкости теряют свою подвижность под влиянием молекулярно-
поверхностных сил, практически не проницаемы. Эти породы являются
естественными перекрытиями продуктивных кллекторов нефти и газа,
способствующими их накоплению.
Промышленная ценность месторождения на ряду с его размерами в
значительной степени определяется физическими свойствами коллекторов,
пластовых жидкостей и газов, а также видом и запасом пластовой энергии

Основные физические свойства пород и жидкостей, которые характеризуют
нефтяную (газовую) залеж, как эксплутационный объект, следующее:

пористость,

проницаемость,

гранулометрический соcтав,

удельная поверхность,

карбонатность пород,

сжимаемость пород и пластовых жидкостей,

насыщенность пород нефтью, газом и водой,

физические и физико-химические свойства пластовой нефти, воды и газа
(вязкость, плотность, растворимость газов в нефти и в воде, поверхностные
свойства нефти и воды и др.).

Перечисленные параметры пород продуктивного пласта, пластовых жидкостей
и газов нужно знать для решения задач рациональной разработки и
эксплуатации месторождений.

Пористость горных пород

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (пор), не
заполненных твердым веществом.

Коэффициентом полной (или обсолютной) пористости m называют
называют отношение суммарнго объема всех пор Vпор к видимому объему породы
Vо , т.е.

Vпор

m = --------(1.1)



Иногда пористость породы выражают в процентах, т.е.

Vпор m = -------- 100 % (1.2)

Коэффициент полной пористости пород используется при оценке
абсолютных запасов нефти, а также для сравнения различных пластов или
участков одного и тогоже пласта.

В большой степени свойства пористых сред определяются размерами
пористых каналов, которые разделяются на капиллярные и субкапиллярные. К
капиллярным порам принято относить поры, диаметр которых колеблется от
0,0002 до 0,5 мм, а к субкапиллярным – поры с диаметром меньше 0,0002 мм. В
субкапиллярных порах при наблюдающихся в естественных условиях перепадах
давлений жидкости двигаться не могут. Объясняется это тем, что вследствие
малого расстояния между стенками каналов жидкость в субкапиллярных порах
находится в сфере молекулярного притяжения стенок и прочно удерживается
молекулярными силами. Жидкости и газы неподвижны также в изолированных и
тупиковых порах. Поэтому наряду с полной пористостью для характеристики
нефтесодержащих пород вводят еще коэффициенты открытой пористости, а также
коэффициенты характеризующие статистическую и динамическую полезные
емкости коллектора.

Коэффициентом открытой пористости mо принято называть отношение
объема открытых, сообщающихся пор к объему образца.

Статическая полезная емкость коллектора Пст характеризуют
объем пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью и газом.

При перепадах давления, наблюдающихся в естественных пластах,
некоторая часть жидкости, как, например, неподвижные пленки у поверхности
породы, капли нефти и воды, удерживаемые капилярными силами в местах
контакта зерен и в сужениях каналов и т.д., не движется в порах.

С этими явлениями связано понятие коэффициента динамической
полезной емкости коллектора Пдин , который характеризует относительный
объем пор и пустот, через которые может происходить фильтрация нефти и газа
в условиях существующих в пласте. Очевидно, что Пдин зависит от свойств
пластовой системы и перепадов давления в пласте при фильтрации в нем
жидкостей и газов.

На Чинарёвском месторождении испытано десять разведочных и три
эксплуатационных скважины. Исследования проводились по интервалам,
эффективные мощности которых составляли от 3 до 95 м, или от 1 до 24 % от
общей газонасыщенной мощности.

Наиболее детально исследован разрез скважин № 2. По этой скважине в
пермских отложениях исседовано семь интервалов, эффективная мощность
которых равна 126,4 м или 37 % от мощности пермских газонасыщенных
отложений. В отложениях карбона наибольшая эффективная мощность (по двум
интервалам) опробована в скважине № 19 – 103 м, что составляет 26 % от
эффективной мощности объекта.

Обработка результатов исследования скважин заключалась в определении по
каждому интервалу коэффициентов фильтрационных сопротивлений, параметра
khµ и проницаемости.

Коэффициент несовершенства по степени вскрытия для исследуемых
интервалов, ограниченных слабопроницаемыми пропластками (с пористостью
менее 6 % по геофизике), принимается равным нулю. Если исследуемый интервал
составляет часть однородного продуктивного пласта, то расчет проводился на
эффективную мощность всего пласта ( h ) и при этом учитывался коэффициент
ξ1 , зависящий от h = h scк и

Rc = Rc

По параметру khµ проницаемость исследуемого интервала, принимая, что
работает вся вскрытая эффективная мощность. При этом эффективная мощность
определялась по геофизическим данным. Следует отметить, что расчитанные
значения пористости и проницаемости являются условными, так как они
определены, исходя из дебитов отсепарированного газа. Фактические их
значения будут выше, примерно, на 20 %. Определения параметров скважин
проводились на дебиты отсепарированного газа ввиду того, что эти величины
являются замеренными и более точными, чем расчетные дебиты пластовой смеси.
В дальнейшем, для определения параметров пласта необходимо более точно
определять дебиты пластовой смеси.

Как видно из табл.1.1 проницаемости исследуемых интервалов изменяются
от 1 до 34 м. д. Самая высокая проницаемость получена по нижнему интервалу
(пермь) скважина № 2; она на порядок выше, чем по другим скважинам. Однако,
следует отметить, что общая мощность вскрытого интервала составляет 189 м,
а эффективная – всего лишь 29,6 м. По другим же интервалам с эффективной
мощностью порядка 30 м общие вскрытые мощности составляют 31 ~ 67 м, в
среднем 47 м и проницаемости изменяются от 2 до 7 мд, составляя в среднем
3,33 мд. Таким образом, в расчете на общую мощность эти проницаемости будут
отличаться не в 10 раз, а только в 2,5 раза. Скважина № 2 отличается
повышенной проницаемостью от других скважин еще по четырем из пяти
интервалов. Проницаемость по ним составляет от 7 до 12 мд., в среднем –
10,4 мд., что в 3 – 4 раза выше, по остальным скважинам.Средняя
проницаемость по карбону составляет 2,87 мд, по перми без учета скважины №
2 – 1,94 мд., с учетом скважины № 2 – 4,68 мд.

Таблица 1
Средневзвешенные проницаемости по скважинам

№№ Объект Суммарная эффективная мощность Принятая средняя
исследованных пластов, м проницаемость, мд
1 Пермь 14 1,01
2 Пермь 189 12,88
4 Пермь 14 1,86
10-11 Пермь 84 2,96
5 Карбон 23 4,54
11 Карбон 55 2,44
19 Карбон 176 1,70
20 Карбон 34 2,80

Расчетную проницаемость по перми нельзя определять как
среднеарифметическую, так как сводовая скважина № 2 имеет проницаемость на
порядок выше, чем другие скважины
Не исключено, что повышенные проницаемости пласта приурочены в
основном к сводовой зоне залежи.
В связи с вышеуказанным, средняя проницаемость по перми определялась с
учетом ее изменения по площади. Условно была принята зависимость величины
проницаемости от величины эффективной мощности пермских отложений. Если
принять проницаемость на изолинии с эффективной мощностью 200 м равной 2,96
мд и проинтерполировать проницаемости скважин № 1 и 4, то получим следующие
результаты: на изолинии с мощностью 40 м проницаемости равны 1,2 и 1,45 мд
и далее для 80 м – 1,8 и 1,95 мд; 120 м – 2,2 и 2,25 мд; 160 м – 2,65 и 2,
60 мд, то есть получилось хорошее совпадение результатов. Интерполируя
таким же образом проницаемости между скважинами № 10 – 11 и 2, получим,
что на изолиниях с мощностью равной 240, 280 и 320 м проницаемости
соответственно составят 5,7; 8,4 и 11,2 мд. Так же можно получить изменение
проницаемости с удалением от скважины № 2.
Зависимость получается довольно четкая. Если с помощью этой
зависимости определять проницаемости, то они примерно, составят: для
мощности 320 м – 8 мд; 280 м – 5 мд; 240 м – 3,5 мд; 200 м – 3 мд; 160 м –
2,5 мд; 120 м – 2,1 мд; 80 м – 1,9 мд и 40 м – 1,6 мд.
Таким образом, исходя из двух предпосылок определения проницаемости,
величину последней принимаем в размере: для зоны с мощностью 320 м – 10 мд;
280 м –7 мд; 240 м – 4,5 мд; 200 м – 3 мд; 160 м – 2,6 мд; 120 м – 2,2 мд;
80 м – 1,9 мд и 40 м – 1,5 мд.
Расчетные дебиты скважин при депрессии на пласт, условно принятой
равной 100 кгссм2. Дебиты колеблются от 26 тыс м3сут. По скважине № 4
после второго ГРП при вскрытии 3 м эффективной мощности до 1462 тыс м3сут
по скважине № 2 в в открытом стволе до ГРП при вскрытии 29,6 м эффективной
мощности. Анализуруя результаты ГРП, видим, что по скважине № 5 и 11 после
ГРП дебиты снизились, соответственно в 1,48 и 1, 21 раза, и только по
скважине № 19 дебит увеличился в три раза; в последнем увеличение дебита по
трем обработкам составили 34 %. По видимому, первые две скважины были
недостаточно хорошо освоены.
Однако, эффективность ГРП пока не следует принимать более чем в 1,5
раза.
Бурение – это процесс сооружения скважины путём разрушения горных
пород. Скважиной называют горную выработку круглого сечения, сооружаемого
без доступа в нее людей, у которой длина во много раз больше диаметра.
Верхняя часть скважины называется устьем, дно – забоем, боковая
поверхность стенкой, а пространство, ограниченное стенкой – стволом
скважины. Длина скважины - это расстояние от устья до забоя по оси ствола,
а глубина – проекция длины на вертикальную ось. Длина и глубина численно
равны только для вертикальных скважин.

Рис.1 Конструкция скважины:

1 – обсадные трубы; 2 – цементный камень;3 – пласт; 4 – перфорация в
обсадной трубе и цементном камне; I – направление; II – кондуктор; III –
промежуточная колона; IV – эксплуатационная колонна.
Эксплуатационные скважины закладываются в соответствие со схемой
разработки залежи и служат для получения нефти и газа из земных недр.
Нагнетательные скважины используют при воздействии на эксплуатируемый
пласт различных агентов.
Наблюдательные скважины бурят для контроля за разработкой залежей.
Устьевое оборудование
Для обустройства устья добывающих нефтяных скважин используются
фонтанная арматура фирмы Камерон, рассчитанное на рабочее давление 70
МПа, с двумя центральными запорными устройствами на стволе ёлки, и двумя
задвижками на каждом боковом отводе крестовика трубной головки. Диаметр
прохода ствола сечения ёлки – 50мм. Для обеспечения безопасных условий
эксплуатации устьевое оборудование (10000Р1) оснащено двумя системами
защиты: панель РТИ (терминал дистанционного управления) и щит управления
фирмы Камерон.
Обе системы предусматривают:
установку дроссельного клапана;
закрытие боковых клапанов;
аварийное отключение скважины (ESD).

2.2 Способ эксплуатации. Требования к конструкции добывающих скважин.

Бурить скважины можно механическим, термическим, электроимпульсным и
другими способами (несколько десятков). Однако промышленное применение
находят только способы механического бурения – ударное и вращательное.
Остальные пока не вышли из стадии экспериментальной разработки. Ударный
способ более 50 лет не применяется на нефтегазовых промыслах Казахстана,
следовательно на проектируемой скважине применяем вращательное бурение.

Рис. 2. Конструктивная схема станка вращательного бурения шарошечными
долотами

При вращательном бурении разрушение породы происходит в результате
одновременного воздействия на долото нагрузки и крутящего момента. Под
действием нагрузки долото внедряется в породу, а под влиянием крутящего
момента скалывает ее.
Существует две разновидности вращательного бурения – роторный и с
забойными двигателями.
При бурении с забойным двигателем долото привинчено к валу, а бурильная
колонна – к корпусу двигателя. При работе двигателя вращается его вал с
долотом, а бурильная колонна воспринимает реактивный момент вращения
корпуса двигателя, который гасится невращающимся ротором (в ротор
устанавливают специальную заглушку).

Рис. 3. Конструктивная схема станка вращательного бурения резцовыми
коронками

При роторном бурении мощность от двигателей передается через лебедку к
ротору - специальному вращательному механизму, установленному над устьем
скважины в центре вышки. Ротор вращает бурильную колонну и привинченное к
ней долото. Бурильная колонна состоит из ведущей трубы и привинченных к ней
с помощью специального переводника бурильных труб.
Верхняя часть скважины называется устьем, дно – забоем, боковая
поверхность стенкой, а пространство, ограниченное стенкой – стволом
скважины. Длина скважины - это расстояние от устья до забоя по оси ствола,
а глубина – проекция длины на вертикальную ось. Длина и глубина численно
равны только для вертикальных скважин.
Идеальный буровой раствор, применяемый при бурении скважин, должен
отвечать следующим требованиям:

• способствовать повышению скорости проходки;
• позволять поддерживать низкое содержание твердой фазы, благодаря чему
до минимума снижается опасность загрязнения пласта;
• повышать устойчивость ствола, ингибировать склонные к осложнениям
породы и обеспечивать сохранение целостности выбуренной породы,
благодаря чему облегчается ее удаление;
• обеспечивать поддержание на стабильном уровне статического напряжения
сдвига и улучшенную очистку ствола без чрезмерных пульсаций давления в
процессе спускоподъемных операций;
• проявлять низкую токсичную и высокую термостабильность;
• давать возможность экономить денежные средства, при этом затраты на
контролирование и поддержание необходимых свойств бурового раствора с
лихвой окупаются.
Для устранения осложнений скважину бурят с применением
высококачественной промывочной жидкости. Непрерывная циркуляция промывочной
жидкости в стволе скважины обеспечивает не только очистку забоя от
выбуренной породы, но и охлаждение и смазку долота.

Глинистые растворы, применяемые в качестве промывочной жидкости,
глинизируют стенки скважины и удерживают во взвешенном состоянии выбуренные
частицы породы в покоящейся жидкости, т.е. в период прекращения циркуляции.
Они являются одним из наиболее распространенных видов промывочных
жидкостей, применяемых при бурении нефтяных и газовых скважин. Обработанные
химическими реагентами они образуют устойчивую суспензионно-коллоидную
дисперсную систему с небольшой водоотдачей и необходимыми структурно-
механическими качествами. При нормальных условиях бурения нетрудно
регулировать их параметры[9].

Глинистый раствор – это смесь мелких частиц глины с водой,
приготовленная так, что частицы глины находятся во взвешенном состоянии.

Глинистый раствор приготовляется непосредственно на буровой при помощи
глиномешалок[8].

2.3 Требования к системе сбора и подготовки

Подготовка сырья на ЦППНГ основана на сепарации нефтегазовой смеси и
последующей комплексной подготовке нефти и газа. Комплексная подготовка
газа заключается в очистке газа от сероводорода и углекислого газа, его
осушке и низкотемпературной сепарации с использованием эффекта Джоуля -
Томпсона, позволяющего значительно снизить давление и температуру газа. В
процессе сепарации осуществляется разделение газа и газового конденсата.

Подготовка нефти включает в себя процесс стабилизации нефти и
конденсата и последующую очистку нефти от меркаптанов.

Технологическая схема ЦППНГ состоит из отдельных технологических линий
подготовки нефти и ... продолжение
Похожие работы
АНАЛИЗ ПРОИЗВОДСТВА И РЕАЛИЗАЦИИ ПРОДУКЦИИ АО АСЕМАЙ С ЦЕЛЬЮ ВЫРАБОТКИ ПРЕДЛОЖЕНИЙ ПО ФОРМИРОВАНИЮ ТОВАРНОЙ СТРАТЕГИИ
Технико-экономическое обоснование разработки месторождений полезных ископаемых
Поиск и разведка нефтяных и газовых месторождений
Сбор, подготовка, транспортировка и хранение нефти и газа
«Технология и организация грузовой и коммерческой работы станции Алматы-2 с рассмотрением вопроса переработки контейнеров»
Объемы переработки нефти в Республике Казахстан
КРАТКАЯ ИСТОРИЯ И СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Управление затратами на производство и реализацию продукции
Экологическая нагрузка на окружающую среду от Чинарёвского нефте-газоконденсатного месторождения
Геологическое строение, перспективы нефтегазоносности и проект поисков нефти и газа на площади Караулкельды Западный
Дисциплины
Stud.kz
Арайлым
Біз міндетті түрде жауап береміз!
Мы обязательно ответим!
Жіберу / Отправить

Рақмет!
Хабарлама жіберілді. / Сообщение отправлено.

Email: info@stud.kz

Жабу / Закрыть