Главная База знаний "Allbest" Геология, гидрология и геодезия Ликвидация АСПО на Ван-Еганском месторождении

Ликвидация АСПО на Ван-Еганском месторождении

Географо-экономические условия ведения работ. Литолого-стратиграфическая характеристика пород рассматриваемого разреза месторождения. Проектные решения по его разработке и проведение контроля. Методика и этапы вскрытия пластов, применяемое оборудование.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 27.03.2014
Размер файла 104,8 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

· снижение изоляции до нуля - 4,9 суток;

· отсутствие подачи - 3,37 суток;

· оптимизация с увеличением типоразмера насоса - 6,5 суток;

· заклинивание насоса - 3,5 суток;

· простои из-за обводненности - 22 суток и т.д.

Анализ причин простоя показал, что в среднем период одного простоя скважины по технико-технологическим причинам составляет 3,37 сут. - 6,5 сут., по геологическим причинам 6,5 сут. - 27 сут.

Потери добычи нефти из-за простоев за анализируемый период составили 6206 тонн нефти. Суммарное время простоя составило 356,5 суток, средний период времени простоя скважины по всем вышеперечисленным причинам -7,58 суток [8].

В бездействии находятся 39 фонтанных скважин, 22 скважин, оборудованных УЭЦН и одна CL, 3-скважины с ШВН, 5-скважин с БКГ.

Из всего фонда скважин, находящихся в бездействии, 38,6% скважины пластов гр. ПК, 27,1% скважины пластов гр. АВ, 17,1% скважины пластов гр. БВ, 14,3% скважины, находящиеся в совместной эксплуатации, 2,9% скважины пласта ЮВ [8].

Бездействие скважин, оборудованных УЭЦН, обусловлено следующими причинами: снижением изоляции до нуля, отсутствием подачи, обводнением, полетом оборудования и т.д. Бездействие фонтанного фонда скважин обусловлено следующими причинами: обводнением, авариями, слабым притоком и т.д.

На дату проведения анализа работы скважин, три скважины с ШВН находятся в бездействующем фонде по причине отсутствия подачи.

Как показал анализ работы добывающего фонда скважин, бездействие добывающего фонда скважин обусловлено причинами геологического, технического и технологического характера [8].

Наибольшее количество скважин пластов гр. ПК находятся в бездействии по причине высокой обводненности, что составляет 13% от бездействующего фонда. По причине слабого притока в бездействии находятся 4,3% скважин.

Наибольшее количество скважин пластов гр. АВ находятся в бездействии по причине высокой обводненности, что составляет 17,4% от бездействующего фонда. По причине полет оборудования в бездействии находятся 4,3% скважин, из-за ожидания КРС - 4,3% скважин.

Наибольшее количество скважин пластов гр. БВ находятся в бездействии по причине высокой обводненности, что составляет 4,3% от бездействующего фонда. По причине слабый приток, отсутствие притока в бездействии находятся 4,3% скважин, снижение подачи -1,5% скважин [8].

По пласту ЮВ, 3 скважины находятся в бездействии по причине прекращения фонтанирования, КРС, из-за высокой обводненности. В целом по месторождению бездействие скважин обусловлено такими причинами как: высокая обводненность (36,2%), слабый приток (10,1%) «полет» оборудования (7,2%), высокий газовый фактор (5,9%), отсутствие подачи (4,4%) и т.д.

Потери суточной добычи нефти по фонду скважин, находящихся в бездействии, составляют 315 т/сут., по жидкости -7511 м3/сут.

Отказы оборудования.

Анализ причин отказов показывает, что отказы по эксплуатационным причинам составили в 2010 году 48,5%, по причине аварий 6,4% отказов, отказы по оборудованию составили 42%, по прочим причинам 3,1%. Наибольшее количество отказов произошло по причине влияния мех. примесей (износ, коррозия, засорение и износ рабочих органов). По причине солеотложений произошло 9,5%, коррозии ПЭД - 9,9%. Также высокое количество отказов по причине негерметичности НКТ (17,5%), порыв диафрагмы компенсатора (10,1%) [7,8].

Отказы по причине «полет» оборудования составляют от общего количества отказов 6,4%.

Причины преждевременных отказов приводятся ниже [7,8]:

· мех. примеси - 39,7%;

· агрессивная среда - 12,7%;

· негерметичность лифта - 10,6%,

· твердые отложения - 12,7%;

· некачественные: вывод на режим, СПО, эксплуатация, монтаж, комплектация - 5,8%.

3.3 Контроль за разработкой месторождения

Обязательные комплексы исследований по контролю за разработкой должны охватывать равномерно всю площадь месторождения и содержать следующие виды работ [8,9]:

замеры пластового давления по контрольным и пьезометрическим скважинам;

замера пластового и забойных давлений, дебитов скважин по жидкости, газовых факторов и обводненности продукции по добывающим скважинам;

замеры устьевых давлений и объемов закачки по нагнетательным скважинам;

гидродинамические исследования добывающих и нагнетательных скважин на стационарных и нестационарных режимах;

исследования по контролю ВНК, нефтенасыщенности, технического состояния ствола скважины промыслово-геофизическими методами;

отбор и исследование глубинных и поверхностных проб пластовых флюидов;

исследование по закачке меченой жидкости;

В процессе анализа геолого-промысловой информации были выявлены две основные проблемы месторождения, на которые следует обратить внимание:

природная трещиноватость;

низкое качество перфорации.

В связи с этим на месторождении необходимо:

усилить работу по определению профилей притока и приемистости;

значительная доля ГИС проводится либо во время освоения после бурения либо в большинстве случаев при КРС, поэтому исследования не могут точно характеризовать работу пласта, то есть существует необходимость проводить ГИС в межремонтный период.

Проведение данных исследований позволит гораздо более точно оценить потенциал месторождения и существенно улучшить состояние его разработки.

Фильтрационно-емкостная характеристика коллекторов горизонта БВ102 определялась по данным исследований керна, интерпретации материалов ГИС и ГДИ. В целом изученность ФЕС пластов является средней в связи с отсутствием собственных петрофизических зависимостей для определения физических параметров коллекторов.

При контроле за разработкой Ван-Еганского месторождения применялись следующие виды гидродинамических исследований скважин [8]:

1. Замеры пластовых давлений (Рпл).

2. Замеры динамических (Ндин) и статических (Нст) уровней в эксплуатационных скважинах с последующим их пересчетом в забойные и пластовые давления.

Основным преимуществом данного метода является его массовость, основными недостатками - погрешность замера уровня жидкости, неопределенность при расчете плотности жидкости в затрубном пространстве и в стволе скважины ниже приема насоса. Особенно погрешности замеров проявляются в скважинах, где давление на приеме насоса значительно ниже давления насыщения.

3. Определение гидродинамических параметров пласта по данным стационарной фильтрации. Выполняется на основе регистрации индикаторных диаграмм при отработке скважин на режимах - ИД.

4. Определение гидродинамических параметров пласта на основе анализа данных нестационарной фильтрации.

4.1. Регистрация кривых восстановления давления в добывающих скважинах - КВД.

4.2. Регистрация кривых восстановления уровня в добывающих скважинах, оборудованных насосными установками - КВУ.

4.3. Регистрация кривых падения давления в нагнетательных скважинах - КПД.

5. Осуществляются замеры забойного, затрубного, буферного и пластового давлений (манометрами типа САМТ-01, АМТ-08); замеры дебитов жидкости, пластовой температуры; отбираются глубинные и поверхностные пробы нефти и воды.

Продуктивная часть пласта БВ102 охарактеризована по 3 м поднятого керна из 4-х скважин и геофизическими исследованиями в 44 скважинах.

Охват скважин гидродинамическими методами контроля. Эксплуатационный фонд скважин Ван-Еганского месторождения по состоянию на 1.01.2010 года насчитывал 39 скважин, из них - 5 нагнетательных.

Гидродинамические исследования начались с бурением первых разведочных скважин. За время разработки выполнено 36 исследований в 23 скважинах, в том числе в том числе, исследования проведены в 15 добывающих скважинах и восьми - нагнетательных. Практически все исследования проведены на неустановившихся режимах фильтрации: КВД (КВУ) - 22 исследований, кривых падения давления - 12 исследования. В двух нагнетательных скважинах проведены исследования на стационарных режимах фильтрации с регистрацией индикаторных диаграмм [8].

Распределение скважин с исследованиями по площади залежи относительно равномерное. Объем гидродинамических исследований скважин, выполненных на Ван-Еганском месторождении приведен в таблице 3.1.

Таблица 3.1. Объем гидродинамических исследований скважин

Вид исследования

Количество исследований

Количество исслед. скважин, ед.

2008

2009

2010

2008

2009

2010

КВД

15

18

12

12

9

14

КВУ

12

13

10

10

8

13

КПД

10

11

12

14

8

12

ИД-наг

8

5

2

1

2

4

ИТОГО

45

47

36

37

23

43

По результатам интерпретации ГДИ скважин Ван-Еганского месторождения пласт БВ102 характеризуется коллекторскими свойствами: средняя гидропроводность пласта составляет - 10,4·10-11(м2·м)/(Па*с), проницаемость - 0,05·10-12 м2, пьезопроводность - 0,393 м2/с [8].

Для получения более точных характеристик пласта необходимо проводить большее число исследований с регистрацией КВД, КВУ в добывающих скважинах, КПД - в нагнетательных скважинах с равномерным охватом всей площади разработки. Полученная таким образом информация более точно и качественно отражает фильтрационные свойства пласта.

В низкоприточных скважинах рекомендуется проводить исследования с изоляцией затрубного пространства при помощи пакера с применением свабирования, ИПТ или УОС с целью достоверного определения параметров призабойной зоны пласта.

Во всех актах ГДИ должны присутствовать сведения о давлениях, дебите, времени измеренных при отработке скважин перед записью КВД/КВУ, позволяющих получить более точные сведения о динамике процесса и, следовательно, о параметрах пласта.

Результаты интерпретации гидродинамических исследований скважин за последние несколько лет представлены в таблице 3.2.

3.4 Анализ результатов применения геолого-технических мероприятий (ГТМ)

На Ван-Еганском нефтяном месторождении геолого-технологические мероприятия проводятся с 1991 года. За период с 1991 г. до 2010 г. было произведено 72 скважино-операции. Средняя успешность составила 43%, дополнительная добыча нефти - 101 тыс. т. Геолого-технологическими мероприятиями охвачено 85% (29 скв.) эксплуатационного фонда добывающих скважин.

Проведенные работы направлены на интенсификацию добычи нефти, оптимизацию работы подземного оборудования, увеличение охвата пластов выработкой запасов и ремонтно-изоляционные работы. В 1998-2000 гг. проводился комплекс мероприятий по повышению нефтеотдачи пласта.

На месторождении проводились следующие ГТМ [2,8,9]:

- Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ) (КР 7);

- Оптимизация работы насосного оборудования (оптимизация) (КР 3);

- Перфорационные мероприятия - дострелы неперфорированной части пласта (дострелы) и перестрел интервала перфорации (перестрелы) (КР 7-13);

- Дострел неперфорированного пласта (приобщения) (КР 4-2);

- Смена пластов (возвраты) (КР 4);

- Ремонтно-изоляционные работы (РИР) (КР 1);

- Повышение нефтеотдачи пластов (ПНП) (КР 7).

В общем, успешность ГТМ по перестрелам составила 40%, на 1.01.2010 г. дополнительно добыто 5 тыс. т нефти. Средняя дополнительная добыча нефти на один перестрел составила 840 т, прирост дебита нефти (жидкости) - 6,5 т/сут.

- Под приобщением подразумевается дострел ранее не вскрытого пласта в совместную эксплуатацию. В скважинах достреливался пласт БВ101. Всего за период разработки Ван-Еганского месторождения проведено 10 приобщений, дополнительная добыча нефти составила 70,2 тыс. т нефти. Успешность приобщений составила 40%.

- Возвраты с пласта БВ102 на пласт БВ101 проведены в 3 скважинах - №№82, 60, 39 [8,9].

Эффективность возвратов варьируется в широком диапазоне от 4,8 тыс. т. до 0,29 тыс. т. Очевидно успешность возвратов зависит от степени выработки запасов участка пласта, на который переводится скважина. Пласт БВ101 имеет хорошую проводимость, кроме того залежь имеет не большие линейные размеры (1,8 на 4,9 км). Не смотря на то, что в пласт БВ101 закачивали воду только 4 нагнетательных скважины (№№15, 28, 31, 34), низкая эффективность возвратов объясняется продвижением закачиваемой воды по пласту. При этом заводнение пласта происходило скважинами в которых он даже не вскрыт.

Операции по дострелам неперфорированной части пласта проводились в 3 скважинах (№76, 61 и 82).

В скважине №76 дебит жидкости (нефти) увеличился с 3,2 т/сут до 8,9 т/сут. Дострелы в скважинах №82 и 61 были неэффективны, в обоих случаях достреливался низ эксплуатируемого пласта, что приводило к обводнению продукции скважин.

- Оптимизация работы подземного оборудования производилась по средствам замены существующего скважинного оборудования на более производительное. Всего было произведено 11 скважино-операций по оптимизации. Средний дебит жидкости увеличили с 106 т/сут до 148 т/сут.

- Ремонтно-изоляционные работы проводились в скважинах №№27, 707Р, 40. В перечисленных скважинах ликвидировали заколонные перетоки. В скважине №40 после РИР проводилось приобщение пласта БВ101. Дополнительная добыча от проведения РИР в скважине №40 составила 1648 т нефти. Работы проведенные в скважинах №№27 и 707Р были не эффективны [8,9].

3.5 Анализ осложнений при эксплуатации скважин и разработке рекомендаций по их предупреждению и ликвидации

При эксплуатации скважин возможны осложнение глубинного оборудования, которые ведут к снижению подачи насоса и при не устранении осложнения - к срыву подачи и выводу из строя насоса [8,9].

На Ван-Еганском месторождении встречаются следующие виды осложнения [8]:

· отложение парафина;

· отложение солей;

· влияние газа на работу насоса;

· образование песчаных пробок;

Фонд скважин УЭЦН [8]

Достаточно острой остается проблема подбора ГНО после проведения ГТМ (ОПЗ, ГРП, бурения и тд.), большая часть отказов происходит после проведения каких-либо работ (ГРП, ОПЗ, РИР, освоение после бурения). Это говорит о качестве проводимых работ на скважинах, а также качестве предоставляемого геофизического материала и как следствие качестве подбора ГНО. Геолого-технологическим службам необходимо более тщательно проводить анализ предоставляемых материалов исследований и производить подбор оборудования по реальным данным, с учетом стабильной работы не менее гарантийного срока эксплуатации, а не под запланированный прирост.

Рост количества отказов происходит с ростом глубины спуска и снижением динамического уровня. Это происходило по причине проведения большого количества ремонтов для оптимизации (увеличение типоразмера и увеличение Нсп, снижение Ндин). Т.е. растет количество отказов по причине отложения солей в виде накипи. Действие ингибитора при высокой температуре на приеме насоса отрицательно сказывается на работе ГНО (он сам при высокой температуре откладывается на рабочих органах). С этой целью в 2009 году разработан регламент по промывке ГНО оборудования растворами кислот от отложения неорганических солей [8,9].

В 2010 году также возникла проблема засорения рабочих органов УЭЦН сульфатами бария после бурения и проведения ГРП. Если в 2008 и 2009 году отмечались единичные случаи выпадения баритов, то за 2010 год произошло 77 отказов в 61 скважине все скважины после бурения и проведения ГРП. Механизм отложения выглядит следующим образом: скважина после запуска в работу в течении 1-15 суток резко снижает подачу, промывки солевым раствором, нефтью, обработки ингибитором солеотложений, 4% раствором кислоты эффекта не дают. На скважине происходит еще 2 - 3 отказа наработка с каждым разом увеличивается на 15-20 суток. После этого скважина выходит на нормальный режим работы, и каких либо отложений не наблюдается. Необходимо срочное привлечение профильных институтов для определения причины выпадения солей бария и разработки мероприятий по недопущению таких отказов.

Еще одной проблемой, напрямую влияющую на наработку на отказ, и увеличивающую затраты по добыче нефти, является вынос пропанта из пласта, на скважинах после проведения ГРП.

Еще одной из острейших проблем напрямую влияющую на наработку на отказ и количество ремонтов, является «не герметичность НКТ», по НКТ имеющей большую наработку (нар. НКТ 1387 суток), кроме этого по причинам некачественного ремонта НКТ проведено 30 ремонтов. В общем увеличение на 26,5 ремонтов. Проведенный анализ наработки НКТ находящихся в скважинах показывает что, средняя наработка одной НКТ значительно превышает установленный гарантийный срок эксплуатации: для новой НКТ -730 суток, для ремонтной 470 суток.

По причинам связанным с нарушением технологии ПРС проведено 63 ремонта, что на 3,5 отказа меньше аналогичного показателя за 2009 год.

Фонд скважин ШГНУ [8,9]

Наибольшее количество отказов ШГНУ произошло по причине истирания НКТ штангами истирания происходят на НКТ имеющей наработку около 3 лет. По причинам связанным с нарушением технологии ремонта оборудования проведено 29,5 ремонтов увеличение на 3 ремонта.

Подведение итогов работы с механизированным фондом скважин.

В течении отчетного периода достигнуто снижение количества отказов УЭЦН и ШГНУ по вине цехов добычи. Достигнуто увеличение наработки на отказ по УЭЦН на 50 суток по сравнению с 2009 годом. Допущены ремонты по причине «бесконтрольной эксплуатации», «неправильный подбор». Необходимо усилить работу с цехами добычи в плане подбора глубинно - насосного оборудования. На удовлетворительном технологическом уровне [7,8].

3.6 Анализ эффективности действующей системы поддержания пластового давления Ван-Еганского месторождения

Закачка воды в нагнетательные скважины объектов разработки в целях поддержания пластового давления (ППД) ведется на месторождении с 1988 года.

С начала эксплуатации месторождения основным источником водоснабжения системы ППД являлась пресная вода, дополнительным источником сточная вода. В начальный период организации закачки наблюдалось увеличение объемов закачки пресной воды [7,8,9].

Пресная вода подавалась в систему ППД по низконапорному магистральному водоводу диаметром 530 мм, толщиной стенки 7 мм. Пресная вода подавалась с Аганского водоподъема.

После 1991-1992 гг. сточная вода, в связи с увеличением обводненности продукции добывающих скважин, становится основным источником водоснабжения системы ППД месторождения.

Если в 1991 году, потребные объемы закачки более чем на 42% обеспечивались подтоварной водой, то в 1993 году потребные объемы закачки на 80% обеспечивались подтоварной водой. В 2000-2003 гг. для заводнения пластов стабильно использовали 5,4-6,2 млн. м3 сточной воды. Начиная с 2004 года, объемы закачиваемой воды значительно увеличились и составили 8,9-17,2 млн. м3 сточной воды [7,8,9].

В настоящее время, по состоянию на 01.01.2010 г., сточная вода является основным источником водоснабжения системы ППД Ван-Еганского месторождения. На 01.01.2010 г. было добыто вместе с нефтью 19751,723 тыс. м3 воды, а объем закачки в целях ППД за 2009 год составил 17230,849 тыс. м3.

По состоянию на 1.01.2010 г. общий накопленный объем закачки воды с целью поддержания пластового давления составил 85916,084 тыс. м3.

За рассматриваемый период, по некоторым объектам разработки, кроме объектов разработки АВ11, АВ12, БВ31, БВ5, ЮВ1 объемы закачиваемой воды по годам то увеличивались, то снижались [8].

По объектам разработки АВ11 и АВ12 объемы годовой закачки воды небольшие и составляют соответственно 6,1% и 7,5% от общего объема закачки на месторождении.

По объекту разработки АВ7+АВ70 в последние годы наблюдается значительное увеличение объемов закачиваемой воды, в 2009 году закачка воды увеличилась по сравнению с предыдущим периодом на 94,6 м3, по сравнению с 2008 годом более чем в три раза.

Из всех объектов, которые находятся в разработке, максимальные объемы воды были закачаны для ППД объекта разработки БВ31, и закачка воды составила в 2009 году 3157,6 тыс. м3. В последние 6-7 лет эксплуатации объекта, объемы закачки постепенно увеличивались и составили 1,2-3,2 млн. м3 в год.

Минимальный объем закачки воды по объекту разработки БВ4 -126,4 тыс. м3 [8].

По объекту разработки БВ5 система ППД реализована с 1997 года, объемы закачиваемой воды постепенно увеличивались, в 2010 году закачка воды составила 2543 тыс. м3. Объем закачки составляет 14,5% от общего объема закачки воды на месторождении.

По объекту разработки БВ6, до 1996 года объемы закачиваемой воды были незначительными, но потом постепенно увеличивались, и в 1997-2010 гг. составили 1,5-1,7 млн. м3 в год. В 2009 году закачка составила 2467 тыс. м3, больше по сравнению с предыдущим периодом (2248,8 тыс. м3-в 2008 году). Объем закачки составляет 14.3% от общего объема закачки на месторождении.

По объекту разработки БВ82 объемы закачиваемой воды то увеличивались, то снижались. В последние годы (2001-2003 гг.) закачка воды отличается незначительно, с 2004 года наблюдается увеличение. В 2010 году закачка воды составила 1151,1 тыс. м3, больше по сравнению с предыдущим годом в 1,26 раза. Объем закачки составляет 6,7% от общего объема закачки на месторождении [8].

По объекту разработки ЮВ1 объемы закачиваемой воды по годам то увеличивались, то снижались. В 2001-2003 гг. объемы закачки воды отличались незначительно, с 2004 года наблюдается значительное увеличение объемов закачиваемой воды. В 2010 году закачка воды составила 2145,6 тыс. м3, больше по сравнению с предыдущим годом в 1,1 раза. Объем закачки составляет 12,4% от общего объема закачки на месторождении.

По состоянию на 01.01.2010 г. общий накопленный объем закачки воды с целью поддержания пластового давления составил 85,92 млн. м3 [8].

По всем объектам разработки, с начала организации системы ППД до 2004 года, фактические объемы закачки воды были ниже проектных значений. В 2010 году практически по всем по объектам разработки месторождения, кроме объекта разработки БВ4, фактические объемы закачки воды были выше проектных значений.

Графически динамика годовых фактических и проектных объемов закачки воды в целом по месторождению за последние 6-7 лет разработки представлена на рис. 3.6. В целом по месторождению, после 2007 года, фактические объемы закачки воды выше проектных значений [8].

4. Техническая часть

4.1 Конструкция скважин

Конструкция скважины в части надежности, технологичности и безопасности должна обеспечивать [1,2,8,9]:

- максимальное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет выбора оптимального диаметра эксплуатационной колонны и возможности достижения проектного уровня гидродинамической связи продуктивных отложений со стволом скважины;

- применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения нефтеотдачи пластов;

- условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;

- получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;

- условия охраны недр и окружающей среды, в первую очередь за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности;

- максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины.

Оптимальное число обсадных колонн и глубины установки их башмаков при проектировании конструкции скважин определяются количеством зон с несовместимыми условиями проводки ствола по градиентам пластовых (поровых) давлений гидроразрыва (поглощения) пластов, прочности и устойчивости пород [8,9].

Башмак обсадной колонны, перекрывающий породы, склонный к текучести, следует устанавливать ниже их подошвы или в плотных пропластках.

До вскрытия продуктивных и напорных водоносных горизонтов должен предусматриваться спуск минимум одной промежуточной колонны или кондуктора до глубины, исключающей возможность разрыва пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом или смесью флюидов различных горизонтов и герметизации устья скважины [2,8].

При разработке конструкции скважины учтены следующие геологические особенности разреза:

Месторождение располагается в зоне распространения мерзлых горных пород (МП).

Мерзлые породы представлены только реликтовой мерзлотой, кровля которой залегает на глубинах 150 - 230 м, а подошва опускается до 400 - 450 м., температура - до минус 0,50 С, льдистость - до 0,25. Люлинворская свита залегает в интервале 400 - 520 м. Пластовое давление гидростатическое и АВПД пласта Ю1, коэффициент анамальности 1,18-1,20 [8].

Типовая конструкция добывающих и нагнетательных скважин

Конструкция скважин на Ван-Еганском месторождении в целом соответствует требованиям технологических проектов и состоит из направления, кондуктора и эксплуатационной колонны (рис. 4.1) [2,8].

Направление диаметром 324 мм спускается на глубину 50 м и цементируется до устья. Спуск направления предотвращает обрушение верхних неустойчивых пород, размыв устья скважины, загрязнение поверхностных вод.

Направление комплектуется из труб отечественного производства из группы прочности стали «Д» с резьбовыми соединениями типа ОТТМА. Смазка резьбовых соединений - Р-402, либо другая специальная. Низ колонны оборудуется башмаком БК-324, центраторы ЦЦ-324/394-1 устанавливаются на нижней и второй сверху трубе [8,9].

Объем буферной жидкости (вода) - 3 м3. Цемент марки ПЦТ 1-50 ГОСТ 1581-96 затворяется на 6% водном растворе хлористого кальция. Водоцементное отношение - 0,45-0,50. Возможно применение цемента ПЦТН-50, либо «Аркцемент». Плотность цементного раствора - 1860 кг/м3. Продавочная жидкость - буровой раствор [2,8,9].

Кондуктор диаметром 245 мм в добывающих скважинах опускается на глубину 400-600 м с целью перекрытия верхних водоносных горизонтов. В нагнетательных скважинах используется удлинённый кондуктор длиной 650-800 м с целью перекрытия неустойчивых глин. Кондуктор комплектуется из трубы отечественного производства, из группы прочности стали «Д» с резьбовыми соединениями ОТТМА. Смазка резьбовых соединений - Р-402, либо другая. Продолжительность промывки забоя - не менее двух циклов. Проработка производится только при осложнении ствола. Перед спуском кондуктора ствол скважины шаблонируется компоновкой бурильной колонны (КНБК), используемой при ведении последнего долбления. Низ кондуктора оборудуется башмаком БК-245, обратный клапан ЦКОД-245-2, центраторы ЦЦ-245/295-320-4 устанавливаются на нижних двух трубах и два в интервале спуска направления (по одному в нижней и верхней частях). В интервале направления можно использовать центраторы типа ЦЦ-1. Скорость спуска кондуктора - не более 1,0 м/с. Продолжительность промывки забоя после спуска колонны не менее 1,5 циклов с доведением параметров бурового раствора до проектных значений. Цемент ПЦТ 1-50, водоцементное отношение - 0,45-0,50. Последние 10 т затворяются на 6% водном растворе хлористого кальция. Возможно применение цемента ПЦТН-50, или «Аркцемент». Плотность цементного раствора - 1860 кг/м3. В интервале выше 300 м рекомендуется размещать раствор из цемента марки ПЦТ 111-Об4-50, плотностью 1420 кг/м3. Объем буферной жидкости (вода) - 8 м3. Продавочная жидкость - буровой раствор. Высота подъема цементного раствора до устья [2,8,9].

Эксплуатационная колонна спускается на 50 м ниже подошвы продуктивного пласта. Используются обсадные трубы диаметром 146 мм или 168 мм с резьбовыми соединениями типа Батресс или БТС [2,8].

После проведения заключительного каротажа ствол скважины шаблонируется компоновкой бурильного инструмента (КНБК), используемой при проведении последнего долбления, а при необходимости прорабатывается с ограничением скорости проработки. Продолжительность промывки скважины на забое не менее двух циклов с приведением параметров бурового раствора до проектных значений.

Низ колонны оборудуется башмаком БК-146, обратный клапан ЦКОД-146-1. Центраторы ЦЦ2-146/216-245 устанавливаются через 10 м в интервале всех продуктивных горизонтов, включая участки на 20 м выше кровли и на 20 м ниже подошвы каждого объекта. Кроме того, два центратора (через 10 м) устанавливаются непосредственно выше башмака кондуктора, по одному на второй и пятой сверху трубах. В случае, если в добывающих скважинах на расстоянии 2-8 м от продуктивного горизонта располагается водоносный горизонт, в перемычке, разделяющей их, устанавливается заколонный пакер типа ПГПМ. В нагнетательных скважинах такой же пакер устанавливается при толщине перемычки до 12 м. Если перемычка менее 2 м или отсутствует, то применяется пакер типа ПЗМ. Допускается установка пакеров новых конструкций по рекомендации и инструкции разработчика. Скорость спуска колонны до кровли покурской свиты - не более 1.0 м/с, ниже - не более 0.4 м/с. Промежуточные промывки производятся начиная от кровли покурской свиты, через каждые последующие 300 м с продолжительностью промывки не менее 0.5 цикла, на забое - не менее двух циклов с доведением параметров бурового раствора до заданных значений. Тампонажные растворы нормальной плотности (1830 кг/м3) перекрывается интервалом от забоя на 150 м выше кровли верхнего горизонта (1918 м). С целью уменьшения гидростатической нагрузки на эксплуатационный объект и обеспечения проектной высоты подъема цементного раствора применяют тампонажный раствор малой плотности (гельцемент, с = 1400 кг/м3). Гельцементом цементируют верхнюю часть разреза: от уровня цементировки нормальным цементом и выше башмака кондуктора на 150 м (450 м) [2]. Рецептуры тампонажных растворов во всех случаях уточняются в лаборатории для конкретных партий материалов [8,9].

Контроль процесса цементирования осуществляется станцией СКЦ-2М.

В нагнетательных скважинах подъём тампонажного раствора за эксплуатационной колонной до устья.

4.2 Обвязка устья скважин

Оборудование устья скважины обеспечивает муфтовую подвеску НКТ, герметизацию устья (вывод кабеля и НКТ), подачу продукции и регулирование режима эксплуатации и возможность проведения различных технических операций. Герметичность вывода кабеля и НКТ достигается с помощью разъемного конуса, вставляемого в крестовину, резинового уплотнения и фланца. Для отвода затрубного газа в линию нефтесброса монтируется обратный канал [9].

На устье скважины обсадные колонны обвязываются, т.е. соединяются частью оборудования скважины, называемой колонной головкой.

Колонная головка жестко соединяет в единую систему все обсадные колонны скважины, воспринимает усилия от их веса и передает всю нагрузку кондуктору. Она обеспечивает изоляцию и герметизацию межколонных пространств и одновременно доступ к ним для контроля состояния стволовой части скважины и выполнения необходимых технологических операций.

Колонная головка служит пьедесталом для монтажа эксплуатационного оборудования, спущенного в скважину.

Конструктивно колонная головка - это сочетание нескольких связанных между собой элементов - катушек или крестовин, несущих обсадные колонны. Число этих элементов зависит от числа обсадных колонн скважин [9].

Нарушение надежности колонной головки неизбежно приводит к серьезным авариям, нанесению ущерба окружающей среде, а в отдельных случаях может быть причиной возникновения пожаров, взрывов, несчастных случаев.

К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру (рис. 4.2) и манифольд. Фонтанной арматурой оборудуют фонтанные нефтяные и газовые скважины. Ее устанавливают на колонную головку. Фонтанные арматуры изготавливают (ГОСТ 13846-84) по восьми схемам для различных условий эксплуатации. Их классифицируют по конструктивным и прочным признакам [9]:

1. Рабочему давлению (7, 14, 21, 35, 70, 105 МПа);

2. Схеме исполнения (восемь схем);

3. Числу спускаемых в скважину труб (один и два ряда концентричных труб);

4. Конституции запорных устройств (задвижки, краны);

5. Размерами проходного сечения по стволу (50-150 мм) и тоновым отводам (50-100 мм).

Фонтанная арматура предназначена для герметизации устья скважин, контроля и регулирования режима их эксплуатации, а так же для проведения различных технологических операций: направления продукции скважины в выкидную линию, регулирования режима эксплуатации, установки специальных устройств при спуске скважинных приборов или скребков для очистки труб от парафина, замера давления и температуры среды.

Она может включать в себя либо один или два тройника (одно или двухъярусная тройниковая арматура, либо крестовину (крестовая арматура)). Двухструнная (двухъярусная) тройниковая и крестовая конструкции елки целесообразны в том случае, если не желательны остановки скважин, причем рабочей является верхняя или любая боковая струна, а первая от ствола запорное устройство запасным. Двухъярусную тройниковую арматуру рекомендуют для скважин, в продукции которых содержатся механические примеси [9]. Сверху елка заканчивается колпаком (буфером) с трехходовым краном и манометром. Для спуска в работающую скважину глубинных приборов и устройств вместо буфера становится лубрикатор.

4.3 Анализ первичного вскрытия продуктивных пластов и крепления скважин и применяемого оборудования и инструменты

Первичное вскрытие продуктивного пласта рекомендуется производить после полной замены полимерглинистого раствора на биополимерный, аэрированный или другие виды растворов (в соответствие с РД 5753490-006-2004) с целью обеспечения вскрытия на режиме равновесия [2,8,9].

При бурении на режиме равновесия проектируется использование бурового раствора с плотностью - 1000-1002 кг/м3, обеспечивающей минимальную репрессию на вскрытый пласт.

С целью оценки эффективности способов первичного вскрытия необходимо провести работы на различных растворах.

Глинистые растворы

Низкая плотность бурового раствора достигается путем очистки от избытка твердой фазы ранее использовавшегося раствора с помощью центрифуги.

Процесс вызова притока следует начинать с замены промывочной жидкости в скважине на жидкость с меньшим удельным весом, то есть обычно на «техническую» воду и, в отдельных случаях, с воды на нефть. Если при переходе на воду или на нефть притока из пласта не получено, то вызов притока производят путем вытеснения жидкости при помощи азотной установки высокого давления по методу компрессирования, аэрации жидкости (применение пенных систем) или струйными насосами [2,13,14].

Вскрытие продуктивного пласта рекомендуется осуществлять утяжеленным буровым раствором, представляющий собой глинистый раствор, обработанный частично гидролизованным полиакриламидом Poly Kem D - выполняющим роль флокулянта и сополимером полиакрилата натрия, Kem Pas - выполняющего роль стабилизатора суспензии, утяжеленные сульфатом бария или железистые (гематитовый), имеющим следующие параметры: водоотдача не более 3-5 см3 за 30 минут; условная вязкость 55-60 секунд, статическое напряжение сдвига за 10 секунд 40 дПа. Плотность бурового раствора должна быть минимальной (для снижения зоны проникновения фильтрата в пласт) и, в то же время, обеспечивающей безаварийную проводку ствола скважин.

Рекомендуемый компонентный состав раствора представлен в таблице 4.1.

При вскрытии и бурении продуктивного пласта целесообразно применение солевых биополимерных растворов (СБР), обеспечивающих сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов.

Таблица 4.1. Рекомендуемый компонентный состав раствора

Состав раствора и показатели свойств

Содержание реагентов, кг/м3

Kem Pas

1,1-1,7

Poly Kem D

0,3-0,45

Графит

2,7-3,4

Утяжелитель

До необходимой плотности

Из всех применяемых типов промывочных жидкостей наименьшее отрицательное воздействие на продуктивные пласты при вскрытии оказывают биополимерные системы. Это системы на водной основе с минимальным содержанием твердой фазы, их достоинством является гибкость при выборе плотности, солености и ингибирующей способности для конкретных условий бурения. Общее содержание твердой фазы в растворе поддерживается на низком уровне с целью предотвращения загрязнения пласта и повышения гидравлической эффективности. Для бурения боковых стволов может также рекомендоваться раствор СБР (СБРК - с кольматантом (резиновая крошка)), разработанный ОАО «Иртышнефтегаз», который создает плотный кольматационный экран небольшой толщины, фракционный состав мраморной крошки подбирается индивидуально с учетом коллекторских свойств продуктивного горизонта.

Инвертно-эмульсионные растворы (ИЭР)

ИЭР готовятся на основе водной фазы, нефтяной среды и различных стабилизаторов, эмульгаторов и наполнителей. Подобные растворы отличаются хорошо регулируемой вязкостью, плотностью, обладают достаточной стабильностью, малым отстоем и фильтруемостью [8,9].

Основные преимущества:

· Сохранение естественной проницаемости коллектора;

· Сокращение времени на освоение скважин;

· Возможность регулирования плотности в пределах от 850 до 2300 кг/м3;

· Оптимальные реологические свойства, обеспечивающие эффективный вынос выбуренного шлама, хорошие смазочные свойства;

· Высокая термостойкость (до 150°С), длительная агрегативная и седиментационная стабильность;

· Устойчивость к полиминеральной и сероводородной агрессии, хорошие антикоррозионные свойства;

· Инертность и минимальное разупрочняющее действие к породам;

· Устойчивость к загрязнению (отсутствует наработка);

· Высокая эффективность работы очистных устройств;

· Низкая токсичность и биоразлагаемость РУО-ИЭР на основе СБУЖ;

· Возможность рециркуляции и многократного повторного использования (коэффициент повторного использования 0,9).

Полимерные растворы

Для реализации щадящей технологии первичного вскрытия и проводки боковых стволов рекомендуется использовать разработанные НПО «Бурение» новые эффективные материалы, не загрязняющие продуктивные пласты [8,9]:

· ПАВ комплексного действия ЭТН ПКД-515 (ТУ 2458-005-12977543-2003), снижающий негативное влияние буровых растворов и других технологических жидкостей на проницаемость нефтяных пластов. Реагент обеспечивает повышение продуктивности нефтяных скважин за счет регулирования нефтесмачиваемости пород и межфазного натяжения.

· Бентонитовый структурообразователь для полиминеральных растворов ПБМС (ТУ 2458-302-00147001-2004).

Также на месторождении могут быть испытаны экологически чистые буровые растворы зарубежных фирм.

Безглинистый состав растворов позволяет достичь высоких стабильных реологических характеристик и свести к минимуму загрязнение призабойной зоны продуктивных горизонтов и необходимость работ по очистке ПЗП и интенсификации притока (таблица 4.1) [8,9].

Таблица 4.2. Рекомендуемые свойства безглинистых полимерных растворов

Параметры

Ед. изм.

«MI Drilling Fluids»

«POLYXAN-L»

Плотность раствора

кг/м3

1020-1060

1020-1060

Условная вязкость

с/л

37 - 45

20 - 25

Пластическая вязкость

мПас

9 - 12

12 - 15

Динамическое напряжение сдвига

Па

15 - 20

СНС (10 сек/ 10 мин).

Па

8/15 - 15/25

3/15 - 5/15

Катионообменная активность раствора

кг/м3

5

5

Содержание твердой фазы

%

8

7

Жесткость по Ca2+

мг/л

200

200

Содержание хлорид-ионов

мг/л

14000 - 19000

20000

РН

ед.

7,5 - 9

9,0 - 9,5

Водоотдача

см3/30 мин.

6 - 8

4 - 5

4.4 Анализ вторичного вскрытия пластов с указанием применяемого оборудования

Перфорационные системы [9]

Для обеспечения высокой эффективности, а также, предотвращения фугасного и загрязняющего воздействия на призабойную зону пласта, вторичное вскрытие предлагается осуществлять корпусными кумулятивными перфорационными системами типов ПКО-89С, ПК-105С, ПК-105, ПК-103 (таблица 4.2).

Для скважин с близким расположением водоносных пропластков рекомендуются щадящие типы перфорации - гидропескоструйная перфорация или сверлящая, перфоратором ПС - 112. Этот перфоратор, в случае необходимости, позволяет осуществлять избирательное вскрытие пласта, представленного чередованием проницаемых и непроницаемых прослоев.

Таблица 4.3. Сравнительная характеристика перфорационных систем

Перфорационная система

Тип ВВ

Фаза, град.

Плотн. отв/м

Вес ВВ, г

Диаметр отв., см

Глуб. пробития по песчанику, / с Кп=20% /

2» (51 мм) Предатор

НМХ

60

20

6,5

0,56

61

2-3/4» (70 мм) Предатор

НМХ

60

20

15

0,71

88

3-3/8» (89 мм) Альфа-Джет

НМХ

90

13

28

1,27

59

3-3/8» (89 мм) Предатор

НМХ

90

13

32

1,25

111

4» (102 мм) Альфа-Джет

RDX

90

13

32

1,27

108

4» (102 мм) Альфа Джет

НМХ

90

13

32

1,25

123

4» (102 мм) Предатор

НМХ

90

13

38,5

1,25

144

4-1/2» (115 мм) Предатор

НМХ

60

16,4

38,5

1,19

156

Рекомендуемая плотность перфорации при использовании кумулятивных перфораторов 10 - 12 отв. на 1 м толщины пласта. Перфорацию необходимо осуществлять на депрессии в кислотной среде на НКТ [9].

Перфорационные среды и жидкости глушения

Традиционные солевые растворы, применяемые в качестве жидкостей глушения, ухудшают фильтрационные свойства ПЗП. Это происходит за счет набухания глинистых отложений в поровых каналах и образования водонефтяных эмульсий [9].

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены