Ремонтно изоляционные работы при капитальном ремонте скважин реферат

Капитальный ремонт скважин

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 28 Июня 2013 в 21:13, реферат

Описание работы

В экономике нефтегазовой отрасли наряду с возрастанием добычи нефти и газа, важное значение приобретает снижение ее себестоимости. Один из путей на сегодняшний день — ввод в строй скважин посредством капитального ремонта, так как это существенно более оперативно и менее затратно, чем строительство новых. Важным фактором интенсификации добычи нефти и газа является снижение времени капитального, планового ремонтов и обслуживания скважин. Поэтому успешное решение проблем ремонта и обслуживания скважин средней и большой глубины – важнейшее направление развития нефтегазовой отрасли.

Содержание работы

1. Введение
2. Капитальный ремонт скважин
3. Технология капитального подземного ремонта скважин.
4. Обследование и исследование скважин перед капитальным ремонтом
5. Установки, агрегаты и инструмент для подземного и капитального ремонта и освоения скважин
5.1 Подъемники и подъемные агрегаты
5.2 Оборудование для цементирования скважин
5.3 Инструмент для проведения спускоподъемных операций
5.4 Оборудование для промывки скважин
5.5 Установки насосные
6. Выполнение капитального ремонта скважин
6.1 Ловильные работы
6.2 Ремонтно – исправительные работы
6.3 Возврат скважины на другой горизонт
6.4 Ремонтно изоляционные работы
6.5 Заключительные работы и проверка результатов цементирования
7. Заключение

Файлы: 1 файл

Реферат ОНГД.doc

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Основы нефтегазового дела

Тема реферата «Капитальный ремонт скважин»

студент гр. Русаков А.П.

Оглавление

1. Введение
2. Капитальный ремонт скважин
3. Технология капитального подземного ремонта скважин.
4. Обследование и исследование скважин перед капитальным ремонтом
5. Установки, агрегаты и инструмент для подземного и капитального ремонта и освоения скважин

5.1 Подъемники и подъемные агрегаты

5.2 Оборудование для цементирования скважин

5.3 Инструмент для проведения спускоподъемных операций

5.4 Оборудование для промывки скважин

5.5 Установки насосные

6. Выполнение капитального ремонта скважин

6.1 Ловильные работы

6.2 Ремонтно – исправительные работы

6.3 Возврат скважины на другой горизонт

6.4 Ремонтно изоляционные работы

6.5 Заключительные работы и проверка результатов цементирования

Введение

В экономике нефтегазовой отрасли наряду с возрастанием добычи нефти и газа, важное значение приобретает снижение ее себестоимости. Один из путей на сегодняшний день — ввод в строй скважин посредством капитального ремонта, так как это существенно более оперативно и менее затратно, чем строительство новых. Важным фактором интенсификации добычи нефти и газа является снижение времени капитального, планового ремонтов и обслуживания скважин. Поэтому успешное решение проблем ремонта и обслуживания скважин средней и большой глубины – важнейшее направление развития нефтегазовой отрасли.

Фонд нефтяных и газовых скважин в Российской Федерации составляет более 400 тысяч единиц, из которых не менее 20-25% должны ежегодно ремонтироваться. Среди них преобладают скважины глубиной от 3500 до 5500 метров, что вызывает необходимость использования при ремонтных операциях самоходных установок с тяговым усилием на крюке (грузоподъёмностью) в диапазоне 80…130 тонн.

В процессе эксплуатации скважин фонтанным, компрессорным или насосным способом нарушается их работа, что выражается в постепенном или резком снижении дебита, иногда даже в полном прекращении подачи жидкости.

Работы по восстановлению заданного технологического режима эксплуатации скважины связаны с подъемом подземного оборудования для его замены или ремонта, очисткой скважины от песчаной пробки желонкой или промывкой, с ликвидацией обрыва или отвинчивания насосных штанг и другими операциями.

Изменение технологического режима работ скважин вызывает необходимость изменения длины колонны подъемных труб, замены НКТ, спущенных в скважину, трубами другого диаметра, УЭЦН, УШСН, ликвидации обрыва штанг, замены скважинного устьевого оборудования и т.п. Все эти работы относятся к подземному (текущему) ремонту скважин и выполняются специальными бригадами по подземному ремонту.

Более сложные работы, связанные с ликвидацией аварии с обсадной колонной (слом, смятие), с изоляцией появившейся в скважине воды, переходом на другой продуктивный горизонт, ловлей оборвавшихся труб, кабеля, тартального каната или какого-либо инструмента, относятся к категории капитального ремонта.

Подземный ремонт скважин выполняется с помощью комплекса оборудования, состоящего из подъёмных и транспортных средств, инструмента для выполнения ручных операций, средств механизации, оборудования по чистке скважин и др.

Работы по капитальному ремонту скважин выполняют специальные бригады. Задачей промысловых работников, в том числе и работников подземного ремонта скважин, является сокращение сроков подземного ремонта, максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин.

Высококачественный подземный ремонт — главное условие увеличения добычи нефти и газа. Чем выше качество ремонта, тем больше межремонтный период и тем эффективнее эксплуатация скважины.

Работа выполняется по геологическому наряду, в котором указывается характеристика скважины, а также перечень всех планируемых работ.

Скважина, вышедшая на капитальный ремонт, остаётся в эксплуатационном фонде, но исключается из действующего фонда.

2. Капитальный ремонт скважины

Капитальный ремонт — самая большая ремонтная операция, которая иногда нужна для поддержания максимального уровня добычи нефти. Если, например, скважина начинает выдавать избыточное количество соленой воды, над скважиной устанавливается вышка для капитального ремонта, очень похожая на буровую, но несколько меньшего размера, — и начинаются операции по сокращению выхода соленой воды.

Сперва необходимо «заглушить» скважину некоей жидкостью, например буровым раствором, соленой водой, нефтью или, возможно, специальным ремонтным раствором, имеющим достаточное гидростатическое давление, чтобы противодействовать давлению пласта, когда скважина заполнена жидкостью. Если рассол поступает через нижнюю часть коллектора, принято нагнетать цемент в перфорационный канал с помощью нагнетателя низкого или высокого давления.

При использовании метода нагнетания цемента под высоким давлением на дно насосно-компрессорной колонны опускается специальный пакер, защищающий обсадную трубу и другое оборудование устья скважины. Если используется метод цементирования при низком давлении или метод нагнетания с помощью «головки Брадена», то пакер не нужен, так как используемое давление не будет превышать рабочее давление на устье скважины и в обсадной колонне. После схватывания цемента может возникнуть необходимость высверлить цемент из обсадной трубы и заново отперфорировать ее соответствующим образом, так как цемент закупорит старую перфорацию.

Если скважина характеризуется избыточным поступлением газа, то, возможно, его можно сократить таким же способом вторичного цементирования и повторной перфорации. Если в скважине более одного продуктивного уровня и нижний уровень истощился, применяют заглушку перед более высоким уровнем. Обсадную трубу заглушают с помощью цементной пробки или пакер-пробки — механического приспособления, которое ставится в обсадной трубе, чтобы эффективно отсечь добычу ниже точки, на которой она установлена.

Так называемое заканчивание скважины со стационарным оборудованием позволяет проводить все операции по капитальному ремонту с помощью тросового оборудования без использования ремонтных вышек. Стационарное оборудование включает специальные задвижки, которые можно открывать и закрывать с помощью тросов. Для такого вида капитального ремонта сконструировано специальное оборудование и даже цементирование и повторная перфорация могут выполняться с его помощью. Либо при капитальном ремонте, либо при первоначальном заканчивании может потребоваться возбуждение скважины для интенсификации притока (повышения нормы отбора нефти).

3.Технология капитального подземного ремонта скважин 1

Капитальный подземный ремонт скважины объединяет все виды работ, требующие длительного времени, больших физических усилий, привлечения многочисленной разнофункциональной техники. Это – работы, связанные с ликвидацией сложных аварий, как со спущенным в скважину оборудованием, так и с самой скважиной, работы по переводу скважины с одного объекта эксплуатации на другой, работы по ограничению или ликвидации водопритока, увеличению толщины эксплуатируемого материала, воздействие на пласт, зарезка нового ствола и другие.

Учитывая специфику работ, в нефтегазодобывающих управлениях создаются специализированные цехи по капитальному ремонту, объединяющие бригады. В состав бригады входит мастер, бурильщик, помощник бурильщика, рабочий.

Работа выполняется по геологическому наряду, в котором указывается характеристика скважины, а так же перечень всех планируемых работ.

Скважина, вышедшая в капитальный ремонт, остается в эксплуатационном фонде, но исключается из действующего фонда.

4. Обследование и исследование скважин перед капитальным ремонтом 1

Выбор технологии ремонта и технических средств для его проведения зависит от того, насколько правильно установлен характер повреждений оборудования или колонны, или насколько верно установлена причина снижения производительности скважины. Обследование включает в себя определение глубины забоя, уровня жидкости, состояния эксплуатационной колонны, характер аварии и размещения в скважине оборудования, величины коэффициента продуктивности и других параметров, характеризующих забой и скважину.

Состояние колонны и характер оборвавшейся части оборудования устанавливается печатями, представляющими собой свинцовый или алюминиевый стакан, спускаемый на трубах в скважину. При соприкосновении с предметом, находящимся в скважине, на мягкой поверхности печати остается отпечаток, по которому судят о характере обрыва. Получили применение гидравлические печати с резиновым копирующим элементом и скважинные фотоаппараты. Целесообразно рассмотреть результаты исследований в динамике. Особенно это касается выбора способа воздействия на забой или пласт. Чем обстоятельнее будет информация, тем успешнее будет ремонт.

Исследование проводится известными способами, представляющими к настоящему времени широкий выбор: термометрия, дебитометрия, гамма (ГК) – и нейтронный каротаж (НГК) и другие.

5. Установки, агрегаты и инструмент для подземного и капитального ремонта и освоения скважин

При подземном ремонте глубоких скважин применяют эксплуатационные вышки и мачты, стационарные или передвижные, предназначенные для подвески талевой системы, поддержания на весу колонны труб или штанг при ремонтных работах, проводимых на скважине.

Стационарные вышки и мачты используются крайне нерационально, т.к. ремонтные работы на каждой скважине проводятся всего лишь несколько дней в году, всё остальное время эти сооружения находятся в бездействии. Поэтому целесообразно использовать при подземном ремонте подъемники, несущие собственные мачты. Транспортной базой их служат тракторы и автомобили.

5.1 Подъемники и подъемные агрегаты 7

Подъемник — механическая лебедка, монтируемая на тракторе, автомашине или отдельной раме. В первом случае привод лебедки осуществляется от тягового двигателя трактора, автомашин, в остальных от самостоятельного двигателя внутреннего сгорания или электродвигателя.

Агрегат — в отличие от подъемника оснащен вышкой и механизмом для ее подъема и опускания.

Управление основными исполнительными механизмами подъемника — электропневматическое; управление тормозом лебедки — ручное механическое, сдублированное ножным пневматическим; управление остальными механизмами — механическое.

Для обеспечения воздухом пневмосистемы подъемника под капотом двигателя установлен автомобильный компрессор, имеющий привод от шкива вентилятора двигателя.

Монтажной базой этого подъемника является гусеничный трактор Т130МЗ, обеспечивающий ремонт скважин глубиной до 2500 м.

Основными узлами подъемной лебедки являются: трансмиссия, электропневматическая лебедка, пневматическая система управления, приводы ротора, упорные домкраты и безопасная катушка.

Лебедка — однобарабанная. Все узлы и механизмы лебедочного блока — барабанный вал в сборе, трансмиссионный вал, тормозная система, храповое устройство, ограничитель подъема талевого блока, кожухи и ограждения собраны в цельносварной станине коробчатого типа. Включение барабана осуществляется посредством фрикционной муфты, собранной внутри тормозной шайбы, прикрепленной к ребордам барабана.

5.2 Оборудование для цементирования скважин

К оборудованию, необходимому для цементирования скважин, относятся: цементировочные агрегаты, цементно-смесительные машины, цементировочная головка, заливочные пробки и другое мелкое оборудование (краны высокого давления, устройства для распределения раствора, гибкие металлические шланги и т. п.).

При помощи цементировочного агрегата производят затворение цемента (если не используется цементно-смесительная машина), закачивают цементный раствор в скважину, продавливают цементный раствор в затрубное пространство. Кроме того, цементировочные агрегаты используются и для других работ (установка цементных мостов, нефтяных ванн, испытание колонн на герметичность и др.).

Источник

Ремонтно изоляционные работы

Автор: Пользователь скрыл имя, 03 Апреля 2013 в 12:19, курсовая работа

Описание работы

При эксплуатации нефтяной или газовой скважины возникают те или иные неполадки как с самими скважинами, так и с их подземным оборудованием.
Каждую действующую скважину приходится останавливать для планово-предупредительного или текущего ремонта. Простои их (перерывы в эксплуатации) всегда связаны либо с ремонтом подземного оборудования, либо с ремонтом самих скважин (их забоев, эксплуатационных колонн), а также с рядом других причин, таких как: ремонтом или заменой наземного оборудования, прекращением подачи электроэнергии, сжатого газа или воздуха и т. д.

Работа содержит 1 файл

КУрсовой.doc

При эксплуатации нефтяной или газовой скважины возникают те или иные неполадки как с самими скважинами, так и с их подземным оборудованием.

Каждую действующую скважину приходится останавливать для планово-предупредительного или текущего ремонта. Простои их (перерывы в эксплуатации) всегда связаны либо с ремонтом подземного оборудования, либо с ремонтом самих скважин (их забоев, эксплуатационных колонн), а также с рядом других причин, таких как: ремонтом или заменой наземного оборудования, прекращением подачи электроэнергии, сжатого газа или воздуха и т. д.

Продолжительность простоев скважин учитывается коэффициентом эксплуатации отношением времени их эксплуатации к общему календарному времени за год, квартал, месяц. Коэффициент эксплуатации скважин колеблется в пределах 0,95-0,98.

Наряду с понятиями текущий и капитальный ремонт скважины, введено понятие скважинной — операция по повышению нефтеотдачи пластов, также отнесенная к ремонтным работам в скважинах. Скважиной — операцией ремонтных работ по повышению нефтеотдачи пластов является комплекс работ в скважине по введению в пласт агентов, инициирующих протекание в недрах пласта физических, химических или биохимических процессов, направленных на повышение коэффициента конечного нефтевытеснения на данном участке залежи.

За время долго эксплуатации скважины происходит обводнение скважиной продукции, за счет нагрузки на эксплуатационную колону, прорыва подошвенных вод.

Ремонтно-изоляционные работы (РИР) — работы по перекрытию путей проникновения вод в эксплуатационный объект скважины и отключение от нее отдельных пластов и обводненных интервалов

Также в дипломном проекте рассматриваются следующие вопросы: геологическое строение Покачевского месторождения, физико-химические свойства жидкостей и газов, режим разработки залежей. В технологической части рассмотрены следующие пункты: технология проведения РИР, расстановка оборудования, материалы, применяемые при РИР.

1 Геологическая часть

1.1История освоения Нивагальского месторождения

Нивагальское месторождение открыто в 1981 году, введено в эксплуатацию в 1985 году.

Геолого-геофизическое изучение территории начато в 50-е годы. В 1990 году тематической партией (ТП-110) Тюменской тематической экспедиции Главтюменьгеологии выполнено обобщение материалов полевых геофизических съемок, по результатам которого составлены сводные структурные карты Западно-Нивагальской площади по отражающим горизонтам «М1» (кровля кошайской свиты) и «Б» (кровля баженовской свиты). Бурение поисковых и разведочных скважин до 1990 года проводилось силами Мегионской НРЭ Главтюменьгеологии, в последующем – ТПП «Лангепаснефтегаз». Детальные сейсмические исследования на месторождении осуществлены трестом «Татнефтегеофизика» объединения «Татнефть».

Основанием для постановки разведочного бурения на Нивагальском месторождении послужили: высокая плотность запасов Нижневартовского нефтегазоносного района, благоприятные фациальные и структурно-тектонические условия, в которых расположена исследуемая площадь, промышленная нефтеносность соседних Южно-Покачевского и Урьевско-Поточного месторождений, где выявлены залежи нефти в верхнеюрских (пласт ЮВ_1-1) и меловых отложениях (пласты АВ и БВ).

В конце 1981года поиск и разведка были сосредоточены в районе Нивагальской структуры (скв.85, 103, 117).

Нивагальское месторождение нефти было открыто первой поисковой скважиной 85 в марте 1982 года. При испытании пласта ЮВ_1-1 был получен фонтан нефти дебитом 51 м 3 /сут. Приток нефти из пласта ЮВ_1-1 был получен также в скважине 123, в остальных – приток нефти с водой, либо воды.

Таким образом, опоискование юрской залежи как начальный этап геологоразведочных работ завершилось получением промышленного притока нефти, поэтому все последующие скважины на юрские отложения приобрели статус разведочных. Поиск новых залежей и разведка юрского продуктивного горизонта происходили одновременно.

Вторая скважина 101 была пробурена в зоне сочленения Нивагальского и Шаманного поднятий. При испытании пласта ЮВ_1-1 получен приток воды.

Не попала в контур нефтеносности юрского пласта и скважина 99, заложенная в районе небольшого структурного носа в западной части месторождения. Следующую скважину 117 решено было заложить на более близком расстоянии от скважины 85. В результате был вскрыт ВНК юрской залежи.

Геолого-геофизические данные, полученные при бурении скважин в 1981-1982 годах позволили предположить в пласте ЮВ_1-1 две залежи нефти. Одна из них приурочена к северному – Шаманному поднятию, другая связана с Нивагальской структурой. Залежи отличались по занимаемой площади и уровню ВНК, который нуждался в уточнении в процессе дальнейших работ.

Кроме решения вопросов разведки юрской залежи в этот период осуществлялся поиск продуктивных пластов и в неокомских отложениях.

Скважиной 99 был увеличен этаж нефтегазоносности месторождения: при испытании пласта АВ_1-3 получен промышленный приток нефти дебитом 27.1 м 3 /сут при депрессии 15 атм.

Изучение разрезов пробуренных скважин позволило установить, что почти во всех скважинах пласт АВ_1-3 отделен от пласта АВ₂ значительно изменяющейся по толщине глинистой перемычкой от 2 м (скв.103) до 7 м (скв.99).

В 1983 году продолжалась доразведка уже открытых залежей. В основном в этот период геологоразведочные работы концентрировались на Шаманной структуре. В результате был расширен контур нефтеносности северной залежи пласта ЮВ_1-1.

В скважине 105, пробуренной на западе Южно-Покачевского месторождения (в зоне его сочленения с Нивагальским) в 1983 году получен приток нефти из нижней пачки пластов ачимовской толщи.

Выявлены признаки нефтеносности пласта БВ₆ (скважина 84).В это же время продолжается разведка южной части Нивагальской структуры и всего месторождения в целом (скважины 126, 129, 122, 127, 133).

Таким образом, в результате проведенных геологоразведочных работ открыто крупное месторождение нефти, находящееся в непосредственной близости от разрабатываемых Покачевского, Урьевско-Поточного, Южно-Покачевского. Выявлены залежи нефти промышленного значения п пластах ЮВ_1-1, АВ₂, АВ_1-3, АВ₁—₂.

По Нивагальскому месторождению составлено пять проектных работ. Основой организации разработки месторождения служит «технологическая схема» (ТатНИПИнефть) 1986 года, утвержденная ЦКР в 1988 году.

По состоянию на 01.01.2002г. фонд добывающих скважин составил 462 ед., в том числе дающих нефть — 392 скважина. Все скважины эксплуатируются механизированным способом.

1 скважина даёт безводную нефть, 190 скважин (или 54,1% от действующего фонда) работают с обводнённостью до 50 %, 120 скважин (или 34,2%) – с обводнённостью от 50 до 90 %, 40 скважин (или 11,4%) дают продукцию с содержанием воды более 90%.

Добыча нефти по Нивагальскому месторождению в 2001 году составила 1120.2 тыс. т., что является максимальной величиной годового отбора нефти за весь период разработки месторождения. Добыча жидкости в 2001 году составила 3057.2 тыс. т. при среднегодовой обводнённости добываемой продукции 63.4 %. Средний дебит работающих по нефти вырос в 2001 году и достиг величины 8.6т/сут., средний дебит по жидкости составил 23.5 т/сут.

Закачка воды на месторождении реализуется с 1987 года. По состоянию на 01.01.2002 года нагнетательный фонд составил 83 ед., из которых под закачкой находится 75 скважин. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой в 2001 году составила 78,8 %.

Геологический разрез Нивагальского месторождения представлен отложениями двух структурных комплексов: мезозойско-кайнозойского чехла и доюрских образований. Доюрские отложения вскрыты поисковыми скважинами 204П, 210П, 211П.

Расчленение разреза произведено в соответствии с унифицированной стратиграфической схемой, принятой на совещании по вопросам корреляции и индексации продуктивных пластов мезозойских отложений Тюменской области в «ЗапСибНИГНИ» Главтюменьгеологии Министерства геологии РСФСР 20-21 февраля 1986 г. [6]

Рисунок 1 – Карта Нивагальского месторождения

Нивагальское месторождение в административном отношении находится в Нижневартовском районе Ханты — Мансийского автономного округа Тюменской области.

В орогидрографическом смысле район месторождения представляет слабо расчлененную, очень заболоченную и залесенную равнину с абсолютными отметками от +70 до 80м.

Гидрографическая сеть представлена большим числом мелких притоков бассейна реки Аган. Около 85% территории месторождения покрыто труднопроходимыми болотами и топями, плохо промерзающими зимой. Поверхность грунтовых вод в долинах рек располагается на глубине до 5м, а на водоемах до 15м. [7]

Климат района резко континентальный. Зима холодная (до -45 — -50 0 С в январе) и снежная, с метелями и заносами. Короткое, но довольно теплое лето (до + 30 0 С в июле). Весна и осень продолжительные, часто холодные с сильной распутицей. Среднегодовая температура — 3,2 0 C — 2,6 0 C, количество осадков 400 — 500мм в год, большая их часть приходится на август и февраль. Ледостав на реках и озерах начинается в октябре — ноябре, ледоход во второй половине мая. Глубина снежного покрова 0,8 — 1,0м на открытых и 1,5м — залесенных участках. Промерзание грунта достигает 2м, болот на глубину до 10м. Преобладающие ветры зимой — северные и северо-восточные, летом — западные и юго-западные.

Месторождение находится в непосредственной близости от нефтепровода Нижневартовск — Омск.

В настоящее время месторождение отличается достаточной надежностью дорог.

Залежи пласта ЮВ_1.

На площади выявлено две залежи – залежь 1 (северная) на Шаманной структуре и залежь 2 (южная) на Нивагальской. Залежь 1 «сливается» с залежью аналогичного пласта соседнего Лас-Ёганского месторождения. Границей является линия, по которой утверждены запасы ГКЗ в 1984г. по Нивагальскому и в 1993г. – по Лас-Ёганскому месторождениям. По этой разделяющей линии практически проходит лицензионная граница между этими месторождениями.

Залежи почти полностью разбурены по эксплуатационной сетке скважин, разрабатываются с 1987г.

Залежь ачимовской толщи.

Залежь нефти в толще ачимовских отложений приурочена к нижней пачке коллекторов, при испытании которых в скв.105р получено нефти 4,1м 3 /сут при депрессии 16,9 МПа и в скв.135р – 6,0 м 3 /сут при депрессии 17,5 МПа. Контур залежи проведен по скважинам, где коллекторы водонасыщены с кровли, независимо от абсолютных отметок.

Размер залежи 7.0х5.0 км, высота 40 м. Тип залежи литологически – экранированный.

Залежи пласта БВ₈

Пласт БВ₈ на Нивагальском месторождении вскрыт скважинами на глубинах 2370-2650м, распространен повсеместно, как и на соседних Покачевском, Южно-Покачевском и других месторождениях. Представлен песчаниками, в основном нефтенасыщенными, с прослоями аргиллитов. В отличии от соседних месторождений, где пласт БВ₈ является одним из основных продуктивных пластов, на Нивагальском месторождении установлены лишь две небольшие по размерам залежи.

Залежи пласта БВ₆

Пласт БВ₆ распространен по всей площади месторождения, вскрыт скважинами на глубинах 2320-2500м, представлен песчаниками с прослоями алевролитов. На Нивагальском месторождении выявлено три залежи небольших размеров. Эффективная толщины пласта изменяются в пределах 4.0-14.0 м[7]

Залежи пласта БВ₅

Пласт БВ₅ распространен повсеместно в пределах месторождения, представлен песчаниками и алевролитами. Выявлены две залежи.

Залежи пласта АВ₂

В пределах лицензионного участка Нивагальского месторождения выделено одиннадцать залежей, в том числе пять из них располагаются в границах залежи пласта АВ₂, апробированной ГКЗ в 1984г., как единой на данной площади, а остальные шесть выявлены вне этой границы по результатам доразведки и эксплуатационного бурения.

Балансовые запасы добычи нефти составили по состоянию на 01.01.00 159606 тысяч тонн, извлекаемые 44523 тысяч тонн, при коэффициенте нефтеизвлечения – 0,279. Из них соответственно по пласту ЮВ₁ балансовые запасы нефти составили 43062 тысячи тонн, извлекаемые 9904.

1.4 Литология и стратиграфия

Геологический разрез Нивагальского месторождения представлен отложениями двух структурных комплексов: складчатого основания и мезо-кайнозойского чехла.

Породы фундамента (доюрские образования) представлены эффузивными породами зеленовато-серого и бурого цвета, по трещинам заполненными кальцитом, аргиллитами, метаморфизированными красно-бурыми породами с раковистым изломом. В скважинах вскрыта кора выветривания, представленная гравелитом кварцево-полевошпатовым, светло-серым, массивным, среднесцементированным, песчаником светло-серым крупно- и среднезернистым, среднесцементированным, массивным слюдистым с включениями окатанной мономиктовой гальки, гравия и брекчий. Глины темно-серые, тонкоотмученные, плитчатые, излом раковистый. Платформенные образования включают в себя отложения юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем.

Источник