 |
Геологическая характеристика месторождения
|
|
|
|
ВВЕДЕНИЕ
Буровая установка – сложный комплекс агрегатов, машин и механизмов, выполняющих различные, но связанные между собой функции в процессе бурения скважины. Своевременное техническое обслуживание буровой установки, проведение всех видов ремонтов в установленные сроки продлевает срок использования буровой установки.
В процессе эксплуатации оборудования происходит качественное изменение состояния деталей и узлов, вызванное износом взаимосвязанных рабочих поверхностей. Полностью избежать изнашивания оборудования невозможно. Однако правильная эксплуатация бурового оборудования, применение высококачественных смазочных материалов и системы технического обслуживания способствуют продлению межремонтного периода работы оборудования. В настоящее время обязательной для всех предприятий, осуществляющих эксплуатацию и ремонт бурового и нефтепромыслового оборудования, является «Система технического обслуживания и планового ремонта бурового и нефтепромыслового оборудования в нефтяной промышленности». Система технического обслуживания (далее – ТО) и планового ремонта (далее – ПР) является основой организации ремонта оборудования и предусматривает проведение комплекса мероприятий предупредительном характера, направленных на поддержание оборудования в постоянной эксплуатационной готовности и обеспечивающих паспортную производительность и качество выполняемых работ, увеличение межремонтных сроков службы, снижение затрат на ремонт и эксплуатацию оборудования, повышение качества ремонтных работ. Системой ТО и ПР буровом оборудования, действующей в нефтяной промышленности, предусмотрены техническое обслуживание (ТО), текущий ремонт (ТР) и капитальный ремонт (КР). При Системе ТО и ПР осуществляется обязательное планирование всех работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования. Планирование технического обслуживания и плановом ремонта направлено на проведение работ в кратчайшие сроки с минимальными затратами.
|
|
|
Все работы, связанные с проведением технического обслуживания и планового ремонта, осуществляются базой производственного обслуживания (БПО) под методическим и техническим руководством отделов главных механиков предприятий.
Целью настоящей работы является изучение монтажа, технического обслуживания и ремонта буровой вышки ВБ-53-300 в условиях Даниловского нефтяного месторождения.
Для выполнения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:
- изучить особенности Даниловского нефтяного месторождения;
- изучить виды и конструкции буровых вышек;
- изучить техническую характеристику и конструкцию буровой вышки
ВБ 53-300;
- изучить вопросы, связанные с монтажом буровой вышки ВБ 53-300;
- изучить виды технического обслуживания буровой вышки ВБ 53-300;
- рассмотреть вопросы, связанные с безопасностью и экологичностью технического обслуживания и ремонта буровой вышки ВБ 53-300.
Геологическая характеристика Даниловского нефтяного месторождения
Общие сведения о месторождении
Месторождение – Даниловское.
Тип месторождения – нефтяное.
Административная принадлежность – Тюменская область.
Нефтегазоносная провинция – Западно-Сибирская.
Нефтегазоносная область – Приуральская.
Тектоническая принадлежность – Верхнекондинский прогиб, Араптурское куполовидное поднятие.
Год начала поискового бурения – 1964.
Год открытия – 1965.
Год начала разработки – 1968.
Тип структуры – сложная по строению и не является единой по разным нефтегазоносным комплексам.
|
|
|
Геологическая характеристика месторождения
Даниловское месторождение расположено в Тюменской области, в пределах водораздела рек Мулымья и Конда. На рисунках 1.1 и 1.2 представлена структурная карта Даниловского месторождения и геологический разрез соответственно.
Оно находится на территории Верхнекондинского прогиба, приурочено к одноименной локальной структуре в пределах Араптурского куполовидного поднятия. Месторождение представляет собой сложнопостроенное поднятие, вытянутое в северо-восточном направлении. Амплитуда по отражающему горизонту «А», приуроченному к поверхности фундамента, равна 160 м. Вверх по разрезу она уменьшается.
Фундамент представлен темно-серыми хлоритизированными спилитами и эффузивными породами основного состава. По породам фундамента развита кора выветривания мощностью до 60 м. В своде структуры она размыта. На образованиях фундамента и коры выветривания на крыльях Даниловского поднятия залегают отложения тюменской свиты, выше — вогулкинской толщи и в сводовой части его — глинистые породы марьяновской свиты. Площадь распространения вогулкинской толщи небольшая. Контур ее выклинивания почти совпадает с границей выклинивания пород тюменской свиты. Выше пород марьяновской свиты вскрыты отложения мела и палеогена. Неогеновые отложения отсутствуют, и четвертичные осадки мощностью до 50 м залегают на породах атлымской (нижний олигоцен) свиты. Общая мощность осадочного чехла в пределах Даниловской структуры — 1700-1860 м.
Рисунок 1.1 – Структурная карта Даниловского месторождения
Промышленные залежи относятся к верхне- и среднеюрским терригенным отложениям (П1-3-Ю2(ф)), залегающим в подошве осадочного чехла непосредственно на размытой поверхности доюрского фундамента платформы или на его коре выветривания. Коллектор представлен песчаниками неотсортированными разделенными плотными глинистыми породами на ряд прослоев.
Залежь пласта П1-3 — Пф — Ю2 приурочена к структурной кольцевой ловушке. Отложения тюменской свиты представлены тонким неравномерным чередованием мелкозернистых глинистых песчаников, алевролитов и глин. Отложения тюменской свиты к своду Даниловского поднятия выклиниваются. Вогулкинская толща представлена тремя пластами. Пласт П3 залегает на породах фундамента в виде узкой полосы вдоль линии выклинивания вогулкинской толщи и на породах тюменской свиты — на крыльях структуры. Он сложен мелкозернистыми полимиктовыми песчаниками с прослоями глин. Пласты П1 и П2 имеют ограниченное распространение и в южном направлении замещаются глинами марьяновской свиты. Отложения вогулкинской толщи в тюменской свиты на большей части территории своего распространения гидродинамически связаны между собой. Дебиты нефти при работе через 10-мм штуцера достигают 204 м3/cyт., но местами снижаются до 1,2–3,6 м3/сут. Пластовая температура — 70–75 °С. В северном направлении дебиты нефти увеличиваются вследствие улучшения коллекторских свойств пород вогулкинской толщи. В наиболее приподнятой части развития коллекторов залежь имеет газовую шапку высотой около 15–20 м. Общая высота залежи — 130 м.
|
|
|
Рисунок 1.2 – Геологический разрез
Растворенный в нефти жирный газ, содержит 28,6 % гомологов метана и небольшие количества углекислого газа и азота.
Месторождение относится к классу структурных, простого строения, однозалежное. Такого типа месторождения приурочены к одиночным структурам и развиты вдоль склонов Верхнекондинского мегапрогиба. Чем дальше от Шаимского мегавала, тем крупнее должно быть локальное поднятие, чтобы образовалась ловушка типа Даниловской.
Свойства нефти Даниловского месторождения представлены в таблице 1.1.
Таблица 1.1 – Свойства нефти Даниловского месторождения
| Плотность, г/см3 | 0,843-0,867 | |
| Кинематическая вязкость при 20 °С (МПа·с) | – | |
| Содержание, вес, % | парафина | 3,30-4,92 |
| серы | 0,42-0,56 | |
Сводный стратиграфический разрез юрско-неокомских отложений представлен на рисунке 1.3.
Рисунок 1.3 – Сводный стратиграфический разрез юрско-неокомских отложений
а - изолинии кровли вогулкинской толщи, б - зона отсуствия вогулкинской толщи,
в - внешний контур нефтеносности, г — скважины, д - аргиллиты и глины,
е - алевролиты, ж - песчаники и гравелиты, з – переслаивание аргиллитов, алевролитов и песчаников, и – поверхность фундамента.
|
|
|
