Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология
Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии


Продолжительность строительства скважин



Цикл строительства 1 скважины за 2005 год по сравнению с предыдущим годом снизился на 3, 2 суток и составил 63, 9 суток против 67, 1 суток в 2004году. Это связано с сокращением времени бурения и освоения одной скважины на 1, 3 и на 2, 7 суток соответственно. В тоже время затраты времени на этапе ВМР выросли по сравнению с 2004 годом на 0, 8 суток и составили 4, 2 суток на 1 скважину.

Альметьевским УБРв 2005 году выполнен необходимый комплекс безметражных работ. Пробурено с отбором керна 734 м. Отобрано с помощью СКО 292 образцов грунта. Испытание пластов с КИИ проведено на 15 объектах.

Производительность труда за 2005 год составила 222, 4 м/чел в натуральном выражении и 1519, 5 тыс.руб./чел. - в денежном выражении, что выше показателя 2004 года на 21, 1% и 49, 9% соответственно. Рост производительности связан в первую очередь с произошедшими организационными преобразованиями, в результате которых сократилась численность Альметьевского УБР, а также с удорожанием стоимости буровых работ в связи с инфляцией.

Среднемесячная зарплата за 2005 год с учетом 13-й в общем по УБР выросла по сравнению с тем же периодом предыдущего года на 30% и составила 14824 рубля. С учетом инфляции за 2005 год в размере 11% реальный рост заработной платы составил 19%. При этом по рабочим среднемесячная зарплата составила 13274 руб., а по инженерно-техническим работникам средняя зарплата составила 19382 руб. Сроки выплаты заработной платы полностью соответствуют принятым коллективным договором.

 

 

Основные технико-экономические показатели

Таблица 3.3

№ п\п Наименование показателей Ед.   2005г.    
          план факт отклон. %  
 
  Производственные показатели          
1. Объем бурения, всего (базовый) м 100, 5  
  в том числе          
  - для ОАО " Татнефть"   100, 4  
  - эксплуатационное бурение   100, 5  
  - разведочное бурение   100, 1  
  - для сторонних предприятий   100, 7  
2. Количество скважин, законченных строительством, всего (базовое) скв. 102, 9  
  в том числе          
  - для ОАО " Татнефть"   102, 8  
  - эксплуатационное бурение   103, 0  
  - разведочное бурение   100, 0  
  - для сторонних предприятий   103, 0  
3. Объемы подрядных буровых работ, всего т.р. 103, 9  
  в том числе          
  - для ОАО " Татнефть"   100, 0  
  - эксплуатационное бурение   100, 0  
  -разведочное бурение   100, 0  
  Продолжение табл. № 3.3
 
  - для сторонних предприятий   113, 3  
  Нормы и нормативы          
1. Норматив собственных оборотных средств т.р. 96, 6  
2. Норматив фонда заработной платы к объему работ (фонд з/пл без 13 з/пл) % 9, 1 9, 1 100, 0  
3. Лимит численности (списочная)     чел. 100, 0    
  Финансовые показатели          
1. Смета затрат на производство, пересчитанная на выполненный объем т.р. 99, 7  
2. Текущие расходы из прибыли т.р. 104, 6  
3. Прибыль от продаж с учетом прибыли от прочей реализации т.р. 101, 1  
  в т. ч. прибыль от выполненных буровых работ   125, 4  
  от прочих услуг   -4948 X  

 

 


Основные сведения о геологическом строении месторождения, газонефтеводоносности, степени геологической изученности, горногеологических условиях бурения скважин

Таблица 4.1

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

 

Глубина залегания, м Стратиграфическое подразделение Горная порода    
название индекс краткое название  
от до  
 
Четвертичная система Q суглинки  
Верхняя пермь P2 глины алевролиты песчаники  
Нижняя пермь P1 доломиты известняки ангидриты  
Верхний карбон C3 доломиты известняки  
Мячковский+Подольский +Каширский горизонты C3 vc+pd+kr известняки доломиты  
Верейский горизонт C2 vr известняки алевролиты  
Башкирский ярус C2 bs известняки  
Серпухово-окский надгоризонт C1 srp+ok известняки доломиты  
Тульский+Бобриковский горизонты C1 tl+bb песчаники алевролиты  
Турнейский ярус+ Заволжский C1 T+zv известняки доломиты  
Фаменский+ Верхнее-Франский подъярус D3 Fm+fr2 известняки доломиты  
Мемдынский+Семилукский +Саргаевский горизонты D3 mnd+sml+srg известняки доломиты  
Кыновский горизонт D3 kn песчаники алевролиты  
Пашийский горизонт D3 pch песчаники алевролиты аргиллиты  

 

 

Таблица 4.2

Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

 

Интервал, м Краткое название горной породы Плот-ность, кг/м3 Твер-дость породы Абра-зив-ность Кате-гория породы Модуль Юнга, МПа*10 Набуха-ние породы
от до
пески, суглинки мягкие 0, 03 имеется
песчаники, глины 2-4 средние имеется
доломиты, известняки 4-7 твердые   нет
известняки, доломиты 4-7 твердые   нет
известняки, доломиты 2-7 крепкие   нет
известняки, мергели 2-4 средние 5, 8 имеется
известняки 4-7 твердые нет
известняки, доломиты 4-7 твердые   нет
песчаники, алевролиты 2-4 средние   имеется
известняки 4-7 твердые   нет
известняки, доломиты 4-7 твердые   нет
доломиты, известняки 2-7 крепкие   нет
песчаники, алевролиты 2-4 средние имеется

Характеристика продуктивных отложений

 

Ромашкинское месторождение является многопластовым. Нефтеносность установлена в отложениях среднего, нижнего карбона, верхнего и среднего девона.

Основным эксплуатационным объектом являются отложения пашийского (D1) горизонта, представленные переслаиванием песчаных, алевролитовых, аргилитовых разностей терригенных пород. В кыновском горизонте нефтенасыщенным является пласт D0, представленный песчаниками и алевролитами. Толщина песчаников составляет 3-4 м.

Общая толщина пашийского горизонта составляет более 30 м. Нефтенасыщенная толщина продуктивных отложений 3, 7-5, 0 м. Пористость 0, 200 д.е., проницаемость – 0, 500 мкм2.

В силу многопластового строения горизонтов выявлено многообразие разрезов скважин с различным сочетанием пластов, представленных разными группами коллекторов и залегающих на различных стратиграфических уровнях. Между всеми пластами существует гидродинамическая связь через зоны слияния.

 

Таблица 4.3 Свойства и состав нефти     давление насыще-ния, МПа 4, 10 9, 00
Параметры растворенного газа относи-тельная по воздуху плотность газа 1, 16 1, 21
содержа-ние углекис-лого газа, % 1, 27 1, 01
  содержа-ние серово-дорода, % 0, 21 0, 01
  газовый фактор, м3 8, 70 6, 00
  Содержа-ние парафина, % по весу 3, 60 5, 00
  Содержание серы, % по весу 3, 40 1, 80
  Подвиж-ность, мкм2/сп 0, 02 0, 07
  Плот-ность кг/м3
  Интервал, м до
  от
  Индекс стратигра-фического подразделе-ния D3 kn D3 pch

 

 

Таблица 4.4 Водоносность   Тип воды по Сулину ГКН ХЛК ХЛК ХЛК ХЛК ХЛК ХЛК ХЛК
Степень минерализации, мг/-экв/л
Химический состав воды, мг экв/л катионы Ca2+
  Mg2+
  Na+ 0, 2
  анионы HCO3¯ 49, 2 0, 35 0, 8 5, 6 1, 2 0, 8 0, 4
  SO4¯ 5, 2 1, 91 1, 64
  Cl¯
  Плот-ность кг/м3
  Интервал, м до
  от
  Индекс стратигра-фического подразделе-ния Q+P C3 C2mc+pd+kr C2vr+b C1srp+ok C1tl+bb+t D3 карб D3 терриг
                               

 

Таблица 4.5

Давление и температура по разрезу скважины

Индекс стратигра-фического подразделения Глубина залегания кровли пласта (по вертикали), м Давление, МПа Темпаратура, 0 С
Гидростатическое, расчетное Горное расчетное
С3 4, 2 9, 7
C2 mc+pd+kr 6, 0 13, 8
C2 vr+bs 8, 5 19, 5
C1 srp+ok 9, 2 21, 2
C1 tl+bb 11, 3 26, 0
C1 t+zv 11, 7 26, 8
D3 fm+fr2 13, 1 30, 1
D3 md+sml+srg 15, 9 36, 5
D3 kn+pch 16, 9 38, 8
Забой 17, 5 40, 3

 

 

Возможные осложнения по разрезу скважины Таблица 4.6 Поглощение бурового раствора     Мероприятия по ликвидации поглощений Намыв инертного наполнителя, спуск и цементирование кондуктора Намыв инертного наполнителя, цементные заливки, спуск и цементирование эксплуатационной колонны   Примечание: потенциальные интервалы поглощений промывочной жидкости вскрывать на глинистом растворе с последующим закреплением цементной заливкой.
Условия возникновения В глинисто-трещиноватых закарстованных породах, кавернозных известняках при нарушении равновесия между пластовым и гидростатическим давлением  
Имеется ли потеря циркуляции, (ДА, НЕТ) ДА ДА ДА  
  Максималь-ный статичес-кий уровень  
  Интенсивность поглощения, м3 от частичного до 120 от частичного до 120 от частичного до 120  
  Интервал, м до  
  от  
  Индекс стратигра-фического подразделения Р13 С1 srp(nm) D3 fm  

 

 

Таблица 4.7

Нефтегазоводопроявления

 

Индекс стратигра-фического подразделения Интервал, м Вид флюида Плотность смеси для расчета избыточных давлений, кг/м3 Условия возник-новения Характер проявления
от до внутреннего наружного
С1 srp вода Рзаб< Рпл перелив воды
С1 bb+t нефть Рзаб< Рпл пленки нефти
D3 kn+pch нефть Рзаб< Рпл пленки нефти

 

 

Таблица 4.8

Осыпи и обвалы стенок скважины

 

Индекс стратигра-фического подразделения Интервал, м Время до начала осложнения, сут. Мероприятия по ликвидации осложнений Коэффициент кавернозности
от до
Q+P2 0, 5-1, 0 перекрытие направлением и кондуктором 1, 5 – под направление 1, 3 – под кондуктор 1, 15 – под эксплуатационную колонну
C2 vr -«- цементные заливки, промывка, проработка
C1 tl+bb -«-
D3 srg+kn -«- регулирование, улучшение свойства бурового раствора, спуск эксплуатационной колонны

 

 


Таблица 4.9

Прихватоопасные зоны

 

Индекс стратигра-фического подразделения Интервал, м Причина прихвата Наличие ограничений на оставление инструмента без движения или промывки (да, нет) Условия возникновения
от от
Q+P2+P13 осыпи, обвалы, поглощения да Технические причины нарушение правил ведения буровых работ в зонах осыпей, обвалов, поглощений
C2 vr осыпи, обвалы да
C1 srp поглощения да
C1 tl+bb осыпи, обвалы да
D3 fm поглощения да
D3 srg+kn осыпи, обвалы да

 


УНИРС

«ПОВЫШЕНИЕ КАЧЕСТВА СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН ЗА СЧЕТ ПРИМЕНЕНИЯ МСЦ-Б».


Поделиться:



Последнее изменение этой страницы: 2017-05-05; Просмотров: 914; Нарушение авторского права страницы


lektsia.com 2007 - 2024 год. Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав! (0.028 с.)
Главная | Случайная страница | Обратная связь