Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

В процессе эксплуатации скважины рано или поздно в нее начинает поступать вода. Вода может поступать: через цементный стакан на забое скважины, через отверстия фильтра вместе с нефтью, дефекты в эксплуатационной колонне (трещины, раковины в металле, негерметичные резьбовые соединения). Эти дефекты возникают при некачественном цементировании, коррозии колонны под действием омывающих ее минерализованных пластовых вод. Нарушения могут возникнуть в процессе освоения скважины или при текущем и капитальном ремонтах. Помимо этого возможен переток воды из одного пласта в другой, происходящий в результате их вскрытия в процессе бурения скважины и отсутствия изоляции друг от друга цементным камнем. Хотя в этом случае пластовая вода и не поступает внутрь необходима для охраны недр. При изоляционных работах приходится выполнять изоляцию верхних вод, нижних вод, поступающих через цементный стакан и по заколонному пространству, подошвенных вод, отдельных пластов и вод, поступающих через соседнюю скважину. Ремонтно-изоляционным работам предшествует определение места дефекта в эксплуатационной колонне, его характера и глубины расположения. Если колонна смята, то обследование печатями может дать необходимые исходные данные. Однако в большинстве случаев оно не дает результатов, поскольку место притока неоднозначно связано с деформированным участком колонны.

Наиболее надежным способом определения дефекта является изоляция существующего фильтра и испытание колонны на герметичность опрессовкой или снижением уровня жидкости в скважине. При этом расположение дефекта эксплуатационной колонны определяют дебитомером, который медленно опускают в скважину. Пока прибор находится выше дефекта, он регистрирует поток жидкости, направленный вверх по стволу скважины, находясь ниже дефекта, он не регистрирует движения жидкости. Если колонна имеет несколько дефектов, то у каждого из них показания дебитомера будут скачкообразно изменяться. Зарегистрировав глубину расположения дебитомера и его показания, можно определить характер расположения дефектов в колонне. Место расположения дефекта может быть также определено с помощью резистивиметра, регистрирующего сопротивление воды, поступающей в скважину, электротермометра, закачкой радиоактивных изотопов и рядом других способов. Независимо от конкретных задач, решаемых при изоляции пласта, по своему назначению они могут быть разделены на три группы: исправление негерметичного цементного кольца или создание его вновь; устранение дефекта в эксплуатационной колонне; изоляция существующего фильтра и возврат скважины на выше- или нижележащий пласт. При изоляционных работах одной из основных и наиболее ответственных операций является цементирование. Поскольку приходится цементировать дефекты уже имеющегося цементного кольца или существующий фильтр, применяют специальные сорта цементов, которые при их схватывании с имеющимся цементным камнем образуют однородную по физико-химическим свойствам непроницаемую корку на поверхности пористой породы пласта, не проникающую в него. В процессе цементирования необходимо применить специальную-арматуру устья для скважин (используемую при гидроразрыве пласта), колонну заливочных труб, собираемую из насосно-компрессорных или бурильных труб, пакеры, цементировочные желонки и агрегаты. Перед цементированием рассчитывают объем необходимых материалов, время проведения процесса и т. д. Закачка цементного раствора в заколонное пространство предусматривает предварительное создание в эксплуатационной колонне специальных отверстий.



1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении Елгинское месторождение расположено на территории Сармановского, Заинского и Тукаевского районов республики Татарстан, в 9 км к северо-западу от районного центра - с. Сарманово (рис.1) и состоит из двух участков: Елгинского и Винокуровского. Общая площадь Елгинского месторождения составляет 221,1 км².

В 34 км к северу от месторождения находятся крупный промышленный центр и порт на р. Кама - г.Набережные Челны, в 15 км к юго-востоку - поселок городского типа и железнодорожная станция Новый Зай, где расположена Заинская ГРЭС.

Железная дорога, проходящая в 10-15 км от западного контура месторождения, соединяет города Бугульма и Набережные Челны. Параллельно ей в 3-6км к востоку протягивается асфальтированное шоссе Альметьевск-Набережные Челны.

Сообщение между населенными пунктами (деревнями Верхние Чершиллы, Ляки, Мустафино, Усаево и др.), расположенными на территории месторождения, осуществляется по грунтовым дорогам, проезд по которым возможен лишь в сухое время года.

Климат района месторождения, как и всей республики, умеренно континентальный, с холодной зимой относительно жарким летом, с резким колебанием суточных температур в отбельные годы. Средняя температура января - минус 13-15°С, в отдельные годы минимальная температура опускается до минус 35-40°С. В самый жаркий летний месяц-июль, температура иногда повышается до 35°С.

Наибольшее количество осадков (400-500мм) выпадает в апреле-октябре, наименьшее - в ноябре-марте. Среднегодовое их количествосоставляет 410-460ммю

Преобладающее юго-западное направление ветров определяется общими воздушными течениями, характерными для всей Восточной Европы.

Рисунок 1. Обзорная карта района работ. Масштаб 1:200000

1.2 Физико-химический состав нефти, газа и воды

Исследования физико-химических свойств нефтей в пластовых и поверхностных условиях проводилось в ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ. Пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ПД-3 и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ (вискозиметр высокого давления универсальный) и капиллярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти и газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался на хромотографах типа ЛХМ-8М, ХРОМ-5.

Всего по Елгинскому месторождению проанализировано: пластовых -- 32 пробы, поверхностных -- 32 пробы. Ввиду отсутствия данных по турнейскому ярусу параметры приняты по аналогии с Бастрыкским месторождением, а по мендымскому - по аналогии с залежью 444 Березовской площади Ромашкинского месторождения.

По горизонтам пластовые и поверхностные пробы распределились следующим образом.

Распределение пластовых и поверхностных проб нефти по продуктивным горизонтам

Ярус или горизонт	Количество проб
	пластовых	поверхностных
тульский	3	3
бобриковский	5	5
турнейский	15	15
мендымский	3	3
кыновский	6	6

При расчете средних значений параметров проводилась отбраковка данных анализов некачественно отобранных проб. Ниже приводится краткая характеристика нефти по горизонтам.

Нефти тульского горизонта

Исследование свойств нефти тульского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 1 скважины. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 3 проб, следующие: давление насыщения -- 4,0 МПа, газосодержание -- 15,08 м³/т, объемный коэффициент -- 1,038, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 15,79 мПа*с. Плотность пластовой нефти -- 862,0 кг/м³, сепарированной -- 883,4 кг/м³. По данным анализов поверхностных проб нефть тульского горизонта относится к группе средних нефтей. По содержанию серы -- 3,05%масс. нефть является сернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20⁰С составляет 32,2*10^-6 м²/с.

Нефти бобриковского горизонта

Исследование свойств нефти бобриковского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 2 скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 5 проб, следующие: давление насыщения -- 4,3 МПа, газосодержание -- 15,66 м³/т, объемный коэффициент -- 1,046, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 17,52 мПа*с. Результаты этих анализов были учтены при обобщении материала и расчете среднихзначений параметров. Плотность пластовой нефти -- 866,0 кг/м³, сепарированной -- 886,7 кг/м³. По данным анализов поверхностных проб нефть бобриковского горизонта относится к группе средних нефтей. По содержанию серы -- 2,8%масс. нефть является сернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20⁰С составляет 41,14*10^-6 м²/с.

Нефти турнейского яруса

Исследование свойств нефти турнейского яруса в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 7 скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 15 проб, следующие: давление насыщения -- 4,4 МПа, газосодержание -- 16,6 м³/т, объемный коэффициент -- 1,060, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 15,9 мПа*с. Плотность пластовой нефти -- 854,0 кг/м³, сепарированной -- 880,0 кг/м³. По данным анализов поверхностных проб нефть турнейского яруса относится к группе средних нефтей. По содержанию серы -- 2,2%масс. является сернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20⁰С составляет 24,2*10^-6 м²/с.

Нефти мендымского горизонта

Исследование свойств нефти мендымского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 1 скважины. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 3 проб, следующие: давление насыщения -- 6,4 МПа, газосодержание -- 53,1 м³/т, динамическая вязкость составляет 6,5 мПа*с. Плотность пластовой нефти -- 848,0 кг/м³, сепарированной -- 888,0 кг/м³. По данным анализов поверхностных проб нефть мендымскогогоризонта относится к группе средних нефтей. По содержанию серы -- 2,4%масс.нефть является сернистой. Кинематическая вязкость при 20⁰С составляет 46,4*10^-6 м²/с.

Нефти кыновского+пашийского горизонта

Исследование свойств нефти кыновского+пашийского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 2 скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 6 проб, следующие: давление насыщения -- 7,9 МПа, газосодержание -- 43,64 м³/т, объемный коэффициент -- 1,0953, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 5,92 мПа*с. Плотность пластовой нефти -- 835,2 кг/м³, сепарированной -- 868,0 кг/м³. По данным анализов поверхностных проб нефть кыновского+пашийского горизонта относится к группе средних нефтей. По содержанию серы -- 2,2%масс. нефть является сернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20⁰С составляет 21,2*10^-6 м²/с.

Краткая характеристика пластовой нефти по горизонтам приводится в таблице 2.6.1-2.6.5; компонентный состав газа в таблице 2.6.6-2.6.10, физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти в таблице 2.6.11-2.6.15.



Таблица 1. Значение газового фактора, объемного коэффициента и плотности нефти при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании пластовых нефтей Елгинского месторождения.

Параметры	Эксплутационный объект
	пашийский	тыманский	мендымский	турнейский	бобриковский	тульский
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3	805	805	826	889	875	875
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,13	1,13	1,04	1,03	1,05	1,05
Газосодержание нефти,м3/т	39,95	39,95	10	8,84	14,74	14,74

Таблица 2. Свойства пластовой нефти по пластам Елгинского месторождения.

Параметры	пашийский	тыманский	мендымский	турнейский	бобриковский	тульский
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с	5,01	5,01	7,39	62,625	17,7	17,7
Содержание серы в нефти, %	2,24	2,24	2,4	2,15	3,09	3,09
Содержание парафина в нефти, %	2,93	2,93	3,4	3,01	2,48	2,48
Содержание сероводорода	0,01	0,01	0	0	0	0



2. Коллекторские свойства пласта

Коллекторские свойства пород определялись тремя методами: геофизическими методами, лабараторными исследованиями и гидродинамическими исследованиями скважин.

Геофизическими исследованиями охвачены все продуктивные горизонты месторождения по всем скважинам и они являются наиболее представительными.Материалом для петрофизических и литолого-петрографических исследований послужил керн Елгинского месторождения.

Продуктивные пласты горизонтов (С1бб-3, С1тл-3 и С1тл-2) сложены песчаниками и алевролитами коричневыми, темно-коричневыми, алевритистыми, слабо глинистыми, равномерно нефтенасыщенными.

Микроскопическими исследованиями было охвачено 56 шлифов, среди которых были образцы, как из эффективной, так и уплотненной частей. По этим данным, а также по данным гранулометрического анализа продуктивные пласты тульско-бобриковской толщи сложены песчаниками и алевролитами.

Песчаники сложены зернами кварца, угловато-окатанной формы, сортировка средняя, в местах сгущения зерен - упаковка плотная.

По данным гранулометрического состава они мелкозернистые (37,3 - 76,1 %), с небольшим содержанием среднезернистой псаммитовой фракции (0 - 5,2 %), алевритистые (крупнозернистая алевритовая фракция - 16,5 - 32,5 %, средне- и мелкозернистая - 2 - 10,6 %).

Цемент регенерационный, образованный вторичным кварцем и контактовый, на отдельных участках поровый, представленный карбонатно-глинистым веществом (глинистость - 4,8 - 22,5 %; карбонатность - 0,1 - 0,3 %). Пористость песчаников 23,7 - 27,8 %.

Алевролиты образованы зернами кварца угловатой и угловато-округлой формы размером 0,03 - 0,21 мм. Сортировка средняя, а на отдельных участках - плохая. Упаковка зерен средняя.

По данным гранулометрического состава содержание среднезернистой псаммитовой фракции варьирует в пределах 0,1 - 0,6 %, мелкозернистой псаммитовой - 5 - 58,5 %, крупнозернистой алевритовой - 25,6 - 79,3 %, средне мелкозернистой алевритовой - 4,6 - 17,3 %, пелитовой - 6,4 - 28,2 %.

Типы цемента в алевролитах такие же, как и в песчаниках - регенерационный, контактовый и поровый.

Пористость алевролитов варьирует в пределах 19,8 - 26,2 %, карбонатность - в пределах 0,3 - 4,7 %.

В целом пористость пород, слагающих эффективные нефтенасыщенные прослои тульско-бобриковской толщи, колеблется от 14,3 % до 28 %, проницаемость - от 137•10^-3 до 588•10^-3 мкм², карбонатность - от 0,1 до 4,7 %, глинистость - от 4,8 до 28,2 %.

Средние значения пористости и проницаемости для эффективной нефтенасыщенной части тульского горизонта составили соответственно 22,6 % (34 определения) и 470х10^-3 мкм² (4 определения), бобриковского горизонта 25,7 % (7 определений) и 137х10^-3 мкм² (1 определение).

Тип коллектора по данным литолого-петрографических исследований - поровый, высокоемкий, среднепроницаемый.

По данным гидродинамических исследований значения проницаемости по скважинам тульского горизонта изменялись от 20х10^-3 мкм² до 460х•10^-3мкм² в среднем составляли 154х10^-3 мкм², бобриковского горизонта от 100х10^-3 мкм² до 2930х10^-3 мкм² в среднем составляли 916х10^-3 мкм² .

Покрышками для залежей нефти в тульско-бобриковских отложениях служат одновозрастные аргиллиты, алевритистые алевролиты и песчаники сильно глинистые, известковистые. Глинистость колеблется от 2,8 до 42,8 %, карбонатность - от 0,1 до 25,7 %. Такие колебания глинистости и карбонатности сильно отражаются на пористости, изменяя ее от 1,2 в аргиллитах до 26,2 % в песчаниках. Значение проницаемости соответствующее нулевому значению динамической пористости равно

1010^-3мкм². По граничному значению проницаемости 1010^-3 мкм² находим предельное значение пористости, которое соответствует 14 % и, которое можно использовать при разделении пород на коллекторы и неколлекторы. Таким образом, исходя из сказанного выше, за нижние пределы пористости нами принимается Кп =14 %, при проницаемости Кпр=1010^-3 мкм².

Турнейский ярус

По данным исследований керна продуктивных отложений турнейского яруса пористость их колеблется от 8,3 до 13,8%, в среднем составляя 10,5%. Абсолютная проницаемость изменяется в пределах (0,4-402)х10^-3мкм², в среднем составляя 42,4х10^-3мкм². Остаточная водонасыщенность не определялась. По аналогии с Бастрыкским и Кадыровским месторождениями можно утверждать, что тип коллектора в турнейской толще Елгинского месторождения поровый, на отдельных участках - каверно-поровый.

При проницаемости равной около 0,5_*10^-3 мкм². При этой проницаемости граничное значение пористости, при котором возможно движение флюида, равно 9 %.

Покрышкой для залежей нефти в турнейском ярусе являются аргиллиты с прослоями плотных глинистых алевролитов из нижней части визейского яруса, толщиной до 7 м.

Пашийский и кыновский горизонты

По данным исследований керна продуктивных отложений кыновского горизонта пористость их колеблется от 14,7 до 21,6%, в среднем составляя 18,6%. Проницаемость изменяется в пределах (36-1356)х10³мкм², в среднем составляя 552,6х10^-3мкм². Остаточная водонасыщенность в коллекторе колеблется от 2,43 до 48,1%, в среднем составляя 16,1%.

По данным гидродинамических исследований значения проницаемости по скважинам изменялись от 98х10^-3 мкм² до 520х10^-3 мкм² в среднем составляли 227х10^-3 мкм² .

По данным исследований керна продуктивных отложений пашийского горизонта пористость их колеблется от 14,4 до 25,3%, в среднем составляя 19,5%. Абсолютная проницаемость изменяется в пределах (9,4-5274)х10^-3мкм², в среднем составляя 606,7х10^-3мкм². Остаточная водонасыщенность в коллекторе колеблется от 1,82 до 47,7%, в среднем составляя 9,4%.%.

По данным гидродинамических исследований значения проницаемости по скважинам изменялись от 24х10^-3 мкм² до 482х10^-3 мкм² в среднем составляли 253х10^-3 мкм² .

Покрышками для пластов терригенного девона служат аргиллиты, мергели и алевролиты кыновского горизонта.

Аргиллиты имеют пористость 5,3 % (1 определение), мергели - 1,5 % (1 определение).

Алевролиты были изучены по шести образцам керна, по которым были выполнены определения пористости, гранулометрического состава и карбонатности. По этим данным среднезернистая псаммитовая фракция в них составляет 0,1 - 10 %, мелкозернистая псаммитовая - 0 - 9,5 %, крупнозернистая алевритовая - 7,5 - 59,7 %, средне- и мелкозернистая алевритовые - 13,8 - 45 %, пелитовая фракция - 7 - 9,4 %. Карбонатность колеблется от 0,1 до 11,4 %, иногда достигая в случае с мергелем 50,7 %. Пористость алевролитов, слагающих неэффективные прослои, изменяется от 6,7 до 11,3 %.

В итоге по данным исследований керна и корреляционного анализ взаимосвязей между основными свойствами коллекторов в качестве нижних (кондиционных) значений можно принять следующие значения:

Таблица 3.

Горизонты	Кп, %	К, 10-3мкм2
С1тл+С1бб	14	10
С1тр	9	0,5
Д0+Д1	13	7



Таблица 4. Геолого-физическая характеристика пластов Елгинского месторождения.

Параметры	Эксплутационный объект
	Пашийский	Тыманский	Мендымский	Турнейский	Бобриковский
Средняя глубина залегания кровли,м	1740	1723	1653	1210	1195
Тип залежи	Пластовый струк.-литол.	Пластовый струк.-литол.	Пластовый Пор.-трещ.	Пластовый массивный	Пластовый струк.-
Тип коллектора	поровый	поровый	Пор.-трещ	пор. -трещ	литол.поровый
Площадь нефтегазоносности, тыс.м2	4563/4574	6922/4508	5138/2119	1789/1488	3932/-
Средняя толщина,м	24,2	16,7	35,7	64	14,2
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	5	2,7	2	10,6	3,9
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м	8,9	3,7	0	15,1	5,7
Коэф. пористости, доли ед.	0,2	0,19	0,06	0,107	0,228
Коэф. нефтенасыщенности пласта, доли ед.	0,88	0,8	0,83	0,655	0,83
Проницаемость 10-3, мкм2 (по ГИС)	462,5	208,3	33,2	37	1035,7
Коэф. песчанистости, доли ед.	0,61	0,91	0,68	0,38	0,69
Расчлененность, доли ед.	2	1,4	1	5,7	1,5
Начальная пластовая температура, °С	35	35	35	25	23
Начальное пластовое давление, МПа	17,5	17,5	16,5	11,3	11,1



3. Технологическая часть

3.1 Характеристика фонда скважин

По результатам сейсморазведочных работ 2Д и 3Д 2014 года на месторождении выявлены и подготовлены к глубокому поисковому бурению 4 структуры - Северо-Восковая, Северо-Елгинская, Южно-Восковая, Южно-Рождественская. А также рекомендовано включить в фонд выявленных структур: Западно-Елгинскую, Западно-Миловую и Восточно-Восковую.

В 2014 году на месторождении выполнены детализационные сейсморазведочные работы 3Д в объеме 48 км², работы не закончены, переходят на 2015 год, начаты работы по электроразведке.

В 2014 году на Ленском поднятии пробурена оценочная скважина № 1528, которая подтвердила залежь по турнейским отложениям.

По состоянию на 01.01.2014 г. на месторождении пробурено 116 скважин, из них 46,6 % приходится на отложения нижнего карбона, 53,4 % - на девон. В добывающем фонде - 67 скважин, из них в действующем - 62 скважины, в бездействии - 5 скважин. В нагнетательном фонде - 4 скважины. Из них в действующем фонде находятся 4 скважины (№ 122 работает на тульском, №№ 36, 66 - на бобриковском горизонтах Винокуровского участка, № 1260- на кыновском горизонте Елгинского участка). В ликвидированном фонде - 39 скважин, 2 скважины в ожидании ликвидации, 4 - пьезометрические.

Таблица 5. Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2014.

Наименование	Характеристика фонда скважин	ЮВ1
Фонд добывающих скважин	Всего:	116
	в т.ч. действующие	62
	из них: ФОН	-
	ЭЦН	12
	ШГН	61
	Бездействующие	5
	В освоении после бурения	-
	В консервации	-
	Пьезометрические	4
	Переведены под закачку	-
	Переведены на другие горизонты	-
	В ожидании ликвидации	2
	Ликвидированные	39
Фонд нагнетательных скважин	Всего:	4
	в т.ч. под закачкой	4
	Бездействующие	-
	В освоении	-
	В консервации	-
	Пьезометрические	-
	Переведены под водозабор	-
	В ожидании ликвидации	-
	Ликвидированные	-

Рис.2 Распределение добывающего фонда по эксплуатации.

По девонским отложениям в действующем фонде находится 19 скважин (30,7 % от всего действующего фонда месторождения), из них 9 скважин работают на пашийском горизонте, 10 скважин на кыновском. По девону за 2014 год добыто 74375 т нефти (50,6 % от всей добычи месторождения), из них 61289 т (82,4 % от девона) по пашийскому горизонту и 13086 т (17,6 % от девона) по кыновскому. Средний дебит 1-ой скважины по нефти за 2007 год составил по пашийскому горизонту 20,43 т/сут, по кыновскому - 3,93 т/сут.

С вводом в эксплуатацию скважин пашийского горизонта на Ленском поднятии в 2004-2005 г.г., произошел рост дебитов нефти (с 5 т/сут. в 2003 году до 20,43 т/сут. в 2007 году) и снижение обводненности с 66,5% в 2003 году до 14,3 % в 2007 году.

На кыновском горизонте с 2000 года дебит нефти стабилизировался на уровне 4,8-3,9 т/сут., обводненность добываемой продукции с 1999 года в пределах 61,4-70 %, за 2007 год составила 65 %.

Вторым основным объектом разработки месторождения является тульско-бобриковский горизонт Винокуровского поднятия, в эксплуатации по которому находится 41 скважина (66,1 % от действующего фонда скважин): 27 скважин (65,9 %) работают на бобриковском горизонте, 14 скважин (34,1 %) на тульском.

Добыча нефти по тульско-бобриковским отложениям за 2007 год составила 70587 т (48 % от всей добычи месторождения), из них: 49610 т (70,3 %) по бобриковскому горизонту и 20977 т (29,7 %) по тульскому.

Залежь бобриковского горизонта была разбурена в 2000 году, обводненность добываемой продукции в 2001 году составила 50,8%, в течении 2002-2006 г.г. стабилизировалась на уровне 56-61% и составила за 2007 год 64,5 %. Дебит нефти 1-ой скважины в 2000 году составлял 7,0 т/сут., в 2001-2006 г.г. в пределах 4,8-5,6 т/сут, за 2007 год - 5,15 т/сут.

По тульскому горизонту в 2000 году было максимальное количество действующих скважин (15), обводненность составила 19,2%, дебит нефти 4,79 т/сут. Обводненность добываемой продукции тульского горизонта постепенно растет от 21,3% в 2001 году до 34,1 % в 2007 году. Дебит нефти с 2001 года изменялся в пределах 4,2-4,6 т/сут., за 2007 год составил 3,92 т/сут.

На мендымский горизонт (Южно-Бастрыкское поднятие) работает 1 скважина № 821, добыча нефти по которой составила за 2007 год 199 т, обводненность - 62,0%, дебит нефти - 0,58 т/сут.

На турнейский ярус (Ленское поднятие) работает 1 скважина № 1528, пробуренная в 2007 году, добыча нефти по которой составила 1980 т, обводненность - 3,3%, дебит нефти - 7,60 т/сут.

Таблица 6. Распределение добывающих скважин по дебиту нефти на 01.01.2014.

Объект эксплуатации	Кол-во скв. с дебитом… , т/сут.	Всего скважин
	до 1,0	1,1-2,0	2,1-4,0	4,1-6,0	6,1-10,0	10,1-15,0	>15,0
тульский	2	3	3	3	2	1	-	14
бобриковский	-	9	5	4	6	3	-	27
турнейский	-	-	-	-	1	-	-	1
мендымский	1	-	-	-	-	-	-	1
кыновский	2	1	4	2	1	-	-	10
пашийский	-	-	-	1	2	-	6	9
Итого по м-ю	5	13	12	10	12	4	6	62

Таблица 7. Распределение добывающих скважин по обводненности на 01.01.2014.

Объект эксплуатации	Кол-во скв. с обводненностью…, %
	до 1,9	2,0-19,9	20,0-49,9	50,0-90,0	>90,0	Всего
тульский	-	5	4	4	1	14
бобриковский	-	3	5	16	3	27
турнейский	-	1	-	-	-	1
мендымский	-	-	-	1	-	1
кыновский	-	2	1	5	2	10
пашийский	-	7	-	2	-	9
Итого по м-ю	-	18	10	28	6	62

Из 62 скважин действующего фонда 7 скважин работают фонтанным способом, 55 скважин оборудованы ШГН. Коэффициент эксплуатации Елгинского месторождения изменяется за год от 0,941 до 0,989, составляя в среднем 0,969.

Причины преждевременных отказов за 2014 год

1. Запарафинивание ЭЦН - 2

2. Запарафинивание ШГН 2

3. Ликвидация обрыва штанг 1

4. Негерметичность клапана ШГН 1

5. Снижение изоляции ЭЦН 1

6. Деоптимизация 6

7. Остановка для исследования скважин 5

8. Негерметичность О.К. - 1

В целом работа фонда Елгинского месторождения весьма стабильна. Основным фактором, вызывющим затруднение работы скважин является отложение АСПО на скважинах Пашийского и Кыновского горизонта (Девон). Кроме того в 2014 году были проведены 6 неудачных работ по переводу скважин с ШГН на ЭЦН, повлиял на это брак от предыдущего ремонта. Также, присутствует небольшая коррозионная активность, которая влияет на нарушение изоляции ЭЦН и срыв замковой опоры.

Рис. 3 Причины преждевременных отказов за 2014 год

Рис.4 Факторы преждевременных отказов за 2014 год



3.2 Текущий и капитальный ремонт скважины. Состав и организация работ при КРС

Подземные ремонты скважин условно делят на текущие и капитальные. Текущий ремонт включает следующие виды работ: смена насоса, ликвидация обрыва штанг или их отворота, смена труб или штанг, изменение погружения НКТ, очистка или смена песочного якоря, очистка скважин от песчаных пробок желонкой или промывкой.

Капитальный ремонт скважины включает в себя следующие виды работ:

1 - ремонтно-изоляционные работы (изоляция промыва флюидов), пластовых вод (пресных, сточных), отключение объектов из разработки, переход на другие объекты;

2 - ремонтно-исправительные работы - наращивание цементного камня, зарезка бокового ствола, райбирование колонн, восстановление герметичности обсадных колонн;

3 - воздействие на призабойную зону пласта: физические методы, химические методы, физико-химические методы;

4 - ловильные работы;

5 - ликвидация скважин.

Состав и организация работ при текущем и капитальном ремонте скважин

Скважину считают подготовленной для проведения ремонта, если создана возможность выполнения СПО и других работ. Кроме того, обязательно нужно соблюдать нормативы по технике безопасности и охране труда, а так же исключать возможности загрязнения окружающей среды нефтью, пластовыми водами и агрессивными нефтяными газами. Указанные условия создаются вследствие промывки и глушения скважин специальными промывочными (задавочными) технологическими жидкостями. Промывкой скважины достигается замена нефти, газа и пластовой воды, находящихся в скважине, на технологическую жидкость, а глушение заключается в доведении плотности технологической жидкости до необходимой величины

Определяют так же необходимый объём промывочной жидкости, который обычно берут реальной двум объёмам скважины. Промывку и глушение скважины проводят как прямой, так и обратной циркуляцией. Чаще всего используют схему обратной промывки, при которой затрачивается минимальный объём жидкости глушения. В качестве технологической жидкости для промывки и глушения скважин используют пресную или минерализованную воду, обработанную или необработанную ПАВ, буровой раствор, инвертную эмульсию, раствор на нефтяной основе и т.д.

Подготовка скважины и оборудования для подземного ремонта

До промывки и глушения скважины во время выполнения или после окончания этих процессов начинают подготовительные работы. Территорию скважины очищают в радиусе 35-40 м и подготавливают для размещения оборудования. Создают необходимый для подземного ремонта запас инструмента и материалов, НКТ, насосных штанг и т.п. Подъёмное оборудование монтируют в определённой последовательности на основе рациональных и безопасных приёмах труда, выработанных в результате изучения и обобщения трудового опыта и изложенных в инструктивных картах. крепление скважина цемент смола

3.3 Ремонтно-изоляционные работы при КРС

Ремонтно-изоляционные работы производятся для:

· Отключения отдельных обводненных интервалов пласта

· Отключения отдельных пластов

· Исправления негерметичности цементного кольца

· Наращивание цементного кольца за эксплуатационной, промежуточной колонной, кондуктором

Прежде, чем приступать к РИР скважину останавливают на сутки на выравнивание температурного режима.

Перед проведением РИР необходимо провести исследование по определению профиля притока для точных сведений о месте негерметичности колонны.

РИР проводятся по технологии, описанной в плане работ.



4. Литературный обзор

Ликвидация заколонных перетоков флюидов к интервалу перфорации из ниже- или вышезалегающих пластов (нижние, верхние и подошвенные воды).

Определяющими геолого-техническими условиями при выборе технологии РИР и тампонажных материалов являются:

-расстояние от интервала перфорации до обводняющего пласта;

-приемистость объекта изоляции при нагнетании воды;

-планируемая депрессия на продуктивный пласт после РИР;

-направление движения воды (сверху, снизу).

При изоляции верхних вод для защиты продуктивного пласта от загрязнения тампонажным раствором нижнюю часть перфорированного интервала колонн следует перекрыть песчаной пробкой, а неперекрытым оставить не более 1 м интервала перфорации. Если расстояние между интервалом перфорации и забоем скважины более 20 м, целесообразна установка цементного моста.

При использовании для РИР водоцементных растворов обязательна их обработка понизителями водоотдачи.

Если, несмотря на принятые меры (дренирование, кислотные обработки и др.), приемистость скважины составляет 0,6 м³/(ч МПа) и менее, следует вводить тампонажную смесь в каналы перетока через специальные перфорационные отверстия в колонне, выполненные против плотных разделов между продуктивным и водоносным пластами или в кровле водоносного пласта.

Для восстановления герметичности эксплуатационной колонны в интервале спецотверстий может быть установлен металлический пластырь. Однако его применение ограничивается величиной депрессии в скважине в процессе эксплуатации (не более 8,0 Мпа).

При применении гелеобразующих полимерных тампонажных материалов (ПТМ) в качестве заключительной порции тампонажного состава, закачиваемого за колонну, использовать цементный раствор.

При использовании отверждающихся ПТМ над песчаной пробкой следует установить цементный стакан (или осуществить засыпку глиной) толщиной 1 м для предупреждения фильтрации ПТМ в продуктивный коллектор. Кроме этого, может быть применен пакер ПРС.

Запрещается применение фильтрующихся ПТМ при лучших коллекторских свойствах нефтяного пласта по сравнению с водоносным пластом (коэффициент гидропроводности в 1,5 раза выше водонасыщенного пласта) и более низких значениях величины пластового давления.

Выбор тампонажных материалов и технологических схем при изоляции заколонных водопритоков из неперфорированных пластов или неперфорированной части продуктивных пластов (нижние, верхние и подошвенные воды) производится по таблице 8.

Пример выбора технологической схемы РИР и тампонажного материала по таблице 8. Исходные данные: скважина обводнена в результате заколонных перетоков из вышележащего пласта, расстояние от интервала перфорации до обводняющего пласта 3 м; приемистость скважины при нагнетании воды в зону перетоков 6 м³/(ч МПа); планируемая депрессия на продуктивный пласт после РИР 4 МПа. Данным условиям соответствует вариант 4. В скважине с указанными условиями необходимо частичное перекрытие интервала перфорации песчаной пробкой или цементным мостом, с оставлением 1 м перфорационных отверстий неперекрытыми (может быть применен также метод тампонирования через весь интервал перфорационных отверстий), тампонирование под давлением производится с оставлением тампонажного моста, в качестве тампонажных составов использовать гелеобразующие составы с последующим докреплением тампонажным портландцементом (возможны разные рецептуры). Могут также быть использованы составы: АКОР-2; «Ремонт-1»; составы на основе ТС-10 (ТСД-9); ЭТС+ГКЖ; ПВС+ГКЖ.

Приток подошвенной воды в монолитных пластах может быть обусловлен как наличием заколонной циркуляции в скважине ниже интервала перфорации, так и образованием конуса обводнения. Последнее с наибольшей вероятностью отмечается в скважинах с пластами, в которых геофизическими исследованиями не выделяются глинистые перемычки толщиной свыше 0,5 м и интервал перфорации удален от водонефтяного контакта менее чем на 4 - 5 м. В этом случае изоляция заколонной циркуляции с водонасыщенной частью пласта не может существенно изменить динамику обводнения скважин, так как необходимо изменить характер движения воды в призабойной зоне пласта. С этой целью рекомендуется создание «блокад - экранов» в призабойной зоне радиусом до 5 - 10 м путем закачки легкофильтрующихся составов с последующим их докреплением (при необходимости) цементным раствором. В силу гидродинамических особенностей фильтрации воды и нефти проведение таких обработок наиболее эффективно при нефтенасыщенной толщине пласта свыше 3 - 4 м. Выбор технологических схем и тампонажных материалов при ограничении припотока подошвенной воды приведен в таблице 9.

При наличии глинистых перемычек ниже интервала перфорации толщиной 0,5 - 1,5 м следует предусмотреть частичное блокирование самого коллектора в обводненной части пласта в радиусе 1 - 3 м, что обусловливает при использовании цементных растворов закачку перед ними легкофильтрующихся составов, а при использовании только полимерных тампонажных составов объем их закачки увеличивается на 3 - 5 м³. Этим приемом повышается надежность изоляции заколонных перетоков, снижается нагрузка на маломощные глинистые перемычки и уменьшается вероятность конусообразования.



Таблица 8. Условия выбора технологических схем и тампонажных материалов при ликвидации заколонных перетоков из выше- и нижележащих пластов

Геолого-технические условия (ГТУ), технологии РИР, материалы

Варианты сочетаний ГТУ, технологий и материалов

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

1.Геолого-технические условия (значения) 1.1.Расстояние от интервала перфорации < 4 до обводненного пласта, м > 4

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

1.2.Приемистость объекта изоляции при нагне- 0,6-1,4 тании воды, м3/(ч МПа) 1,4-2,1 >2.1

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

1.3.Планируемая депрессия на продуктивный <2 пласт после РИР, МПа 2-5 >5

+

+ +

+

+

+

+

+ +

+

+ +

+ +

+

+ +

+

2.Технология РИР Поступление воды сверху 2.1.Тампонирование под давлением через интервал перфорации с оставлением моста и последующим его разбуриванием

+”

+”

+”

+

+

+”

+”

+

+

2.2. Временное частичное перекрытие интервала перфорации с оставлением 1 м неперекрытым, тампонирование под давлением через интервал перфорации с оставлением моста и последующим его разбуриванием

+

+

+'

+'

+'

+'

+'

+'

+'

2.3.Временное полное перекрытие интервала перфорации (песчаной пробкой или цементным мостом), тампонирование под давлением через спецотверстия над интервалом перфорации против плотного раздела (в «подошве» водяного пласта) с оставлением моста и последующим его разбуриванием

+”

+”

2.4.Установка металлического пластыря на спецотверстия

+

+

Поступление воды снизу 2.5.Тампонирование под давлением через интервал перфорации без оставления моста в колонне

+

2.6.Тампонирование под давлением через интервал перфорации (в т.ч. с пакером через нижний интервал перфорации) с оставлением моста и последующим его разбуриванием

+

+

+

+

+

+

+'

+”

+

+

+

+

2.7.Тампонирование под давлением с пакером через спецотверстия в «кровле» нижнего водоносного пласта с оставлением моста

+”

+'

3.Тампонажные материалы 3.1.Тампонажные материалы на минеральной основе, обработанные понизителями водоотдачи (см. табл. П.6.3)

+”

2'

2”

2”

2”

3.3.Углеводородные цементные растворы

+”

+”

+”'

+”

+”'

+'

+”

+”

+”

3.4.Тампонажные составы с добавлением органоаэросилов (см. приложение 2)

+'

2'

2”

+”

+”

+”

+”

3.2.Тампонажный портландцемент с добавлением асбеста или другого крупнодисперсного компонента (см. табл. П.2.1)

+'

2”

+'

+”

3.5. Пеноцементные растворы

+”'

+”'

3.6.Гелеобразующие составы (см.табл. П.3.1), (20 - 120о С)

+”

+”'

+”'

1'

1”

1'

1”

3.7.АКОР-2, (20 - 120о С)

+”

+'

+”

+”

+'

+'

+”'

+”'

3.8.АКОР-4, (20 - 120о С)

+'

+”'

+'

3.9. «Ремонт - 1», (20 - 80о С)

+"

+”'

+”

+”

+”

+'

+'

3.10.Суспензия гранулированного магния в нефти, (20- 100о С)

+”'

+”'

3.11.Составы на основе ТС-10 и ТСД-9, (5 - 80о С)

+”'

+”

+”'

+”'

+”'

+”'

+”'

+”'

Таблица 9. Выбор технологических схем и тампонажных материалов для ограничения притока подошвенных вод из монолитных пластов (отсутствуют глинистые разделы толщиной более 0,5 м)

Геолого-технические условия (ГТУ), технологии РИР, материалы	Варианты сочетаний ГТУ, технологии и материалы
	1	2	3	4	5	6	7
1.Геолого-технические условия (значения) 1.1.Удаленность интервала перфорации от <1.5 «зеркала»водонефтяного раздела, м 1,5-4	+	+	+	+	+	+	+
1.2.Приемистость объекта изоляции 0,6-1,25 при нагнетании воды, м3/(ч МПа) 1,25-2,1 >2,1	+	+	+	+	+ +	+	+ +
1.3.Планируемая депрессия на продуктивный <8 пласт после РИР, МПа >8	+	+	+

Страница:

•  1 
•  2 

курсовая работа "Ремонт нефтяной скважины" скачать

Подобные документы

• Анализ работы фонда скважин пласта В1 Красноярского месторождения

  Краткие сведения о месторождении, коллекторских свойствах пласта и физико-химических свойствах пластовых флюидов. Анализ состояния эксплуатационного фонда скважин объекта. Оценка правильности подбора оборудования в скважине Красноярского месторождения.
  
  курсовая работа [213,9 K], добавлен 19.11.2012
  

• Характеристика Пермяковского месторождения

  Геологическое строение, характеристика коллекторских свойств, неоднородности и нефтегазонасыщенности пласта. Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти. Расшифровка фонда скважин. Аварийные работы при капитальном ремонте.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 30.01.2014
  

• Освоение скважин методом очистки призабойной зоны пласта кислотным составом через электроцентробежные насосы

  Технология освоения скважин после интенсификации притока. Описание оборудования, необходимого для очистки призабойной зоны пласта кислотным составом. Последовательность проведения работ с применением электроцентробежных насосов. Расчет затрат и прибыли.
  
  контрольная работа [1,5 M], добавлен 27.04.2014
  

• Ремонт и обслуживание скважин и оборудования для бурения

  Виды скважин, способы добычи нефти и газа. Вскрытие пласта в процессе бурения. Причины перехода газонефтепроявлений в открытые фонтаны. Общие работы по ремонту скважин. Обследование и подготовка ствола скважины. Смена электрического центробежного насоса.
  
  учебное пособие [1,1 M], добавлен 24.03.2011
  

• Оптимизация технологических режимов работы скважин механизированного фонда

  Геологическая характеристика месторождения. Сводный геологический разрез нижнемеловых отложений. Свойства пластовых жидкостей и газов. Динамика показателей разработки, фонда скважин. Мероприятия по борьбе с пескообразованием в процессе нефтедобычи.
  
  дипломная работа [1,4 M], добавлен 11.05.2011
  

• Методы, повышающие проницаемость пласта и призабойной зоны

  Эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих скважин, приемистость нагнетательных и доля пластовой энергии на подъем жидкости непосредственно в скважине. Гидравлический разрыв пласта, гидропескоструйная перфорация и торпедирование скважин.
  
  презентация [1,8 M], добавлен 28.10.2016
  

• Методы, повышающие проницаемость пласта и призабойной зоны

  Извлечение нефти из пласта. Процесс разработки нефтяных и газовых месторождений. Изменение притока нефти и газа в скважину. Механические, химические и тепловые методы увеличения проницаемости пласта и призабойной зоны. Гидравлический разрыв пласта.
  
  презентация [1,8 M], добавлен 28.10.2016
  

• Шелкановское месторождение и разработка нефтяных скважин

  Геолого-физическая характеристика Шелкановского месторождения. Состав и свойства пластовых флюидов. Текущее состояние разработки месторождения. Вскрытие пласта и освоение скважин, их исследования, эксплуатация, способы увеличения продуктивности и ремонт.
  
  дипломная работа [3,1 M], добавлен 13.10.2011
  

• Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

  Критерии выделения эксплуатационных объектов. Системы разработки нефтяных месторождений. Размещение скважин по площади залежи. Обзор методов увеличения производительности скважин. Текущий и капитальный ремонт скважин. Сбор и подготовка нефти, газа, воды.
  
  отчет по практике [2,1 M], добавлен 30.05.2013
  

• Причины кольматации призабойной зоны скважин при первичном вскрытии

  Причины загрязнения призабойной зоны пласта. Исследование процесса кольматации при вскрытии нефтяных и газовых залежей. Проявление скин-эффекта при изменении проницаемости фильтрационных каналов вследствие их загрязнения и очистки твердыми частицами.
  
  реферат [3,9 M], добавлен 11.05.2010
  

• Работа скважин в условиях Западно–Сургутского месторождения

  Характеристика продуктивных горизонтов и состояние разработки месторождений. Распределение добывающего фонда скважин по способам эксплуатации. Анализ фонда скважин. Распределение причин выхода из строя штанговых насосов по виновным организациям.
  
  дипломная работа [5,7 M], добавлен 17.06.2012
  

• Процессы в призабойной зоне скважин

  Химические, механические, тепловые методы воздействия на призабойную зону скважин. Факторы, от которых зависит проницаемость и рост фильтрационной корки. Зоны кольматации пласта. Форма загрязнения вокруг вертикального и горизонтального ствола скважин.
  
  презентация [2,3 M], добавлен 16.10.2013
  

• Анализ наработки на отказ скважин УЭЦН

  Описание Хохряковского месторождения. Физико-химические свойства нефти газа и воды в пластовых условиях. Технология добычи нефти. Характеристика добывающего фонда скважин и базовые показатели эксплуатации. Расчет и подбор оборудования УЭЦН к скважине.
  
  курсовая работа [663,7 K], добавлен 08.12.2015
  

• Проблема "самозадавливания" скважин на Медвежьем месторождении и пути ее решения

  Основные методы борьбы с "самозадавливанием" скважин, выбор наиболее эффективной технологии для условий Медвежьего газового месторождения. Проведение капитального ремонта скважин, включающего крепление призабойной зоны пласта и водоизоляционные работы.
  
  реферат [1,1 M], добавлен 22.10.2015
  

• Подземный ремонт скважин

  Текущий восстановительный и капитальный подземный ремонт скважин: транспортные, подготовительные, спускоподъемные, очистные и заключительные операции. Обоснование проведения спускоподъемных операций в нефтяных и газовых скважинах в процессе ремонта.
  
  курсовая работа [2,3 M], добавлен 12.01.2010
  

• Эффективность гидроразрыва пласта по Сабанчинскому месторождению

  Геолого-физическая характеристика Сабанчинского месторождения. Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов. Анализ фонда скважин и технологии повышения нефтеотдачи пластов. Применение гидроразрыва пласта для интенсификации добычи нефти.
  
  отчет по практике [588,8 K], добавлен 29.04.2014
  

• Разработка по участку пласта Суторминского месторождения

  Геолого-физические характеристики объекта. Проект разработки по участку пласта Суторминского месторождения по методике Гипровосток-нефть. Схемы расстановки скважин, величина мгновенных дебитов скважин. Расчет зависимости доли нефти в продукции скважин.
  
  курсовая работа [70,6 K], добавлен 13.01.2011
  

• Анализ текущего состояния разработки Актанышкского нефтяного месторождения

  Геолого-физическая характеристика нефтяного месторождения. Основные параметры пласта. Физико-химические свойства пластовых флюидов. Характеристика фондов скважин и текущих дебитов. Расчет технологических показателей разработки. Анализ выработки пластов.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 27.07.2015
  

• Текущий и капитальный ремонт скважин

  Классификация подземного ремонта скважин на текущий и капитальный. Состав и организация работ при текущем и капитальном ремонте скважин. Подготовка скважины и оборудования для подземного ремонта. Освоение скважин после подземного ремонта, их ликвидация.
  
  реферат [155,3 K], добавлен 30.01.2011
  

• Технология сбора, подготовки и хранении нефти на ЦПНГ №5 "Гремиха" ОАО "Удмуртнефть"

  Геолого-технический наряд на бурение скважины. Схема промывки скважины при бурении. Физические свойства пластовой жидкости (нефти, газа, воды). Технологический режим работы фонтанных и газлифтных скважин. Системы и методы автоматизации нефтяных скважин.
  
  отчет по практике [3,1 M], добавлен 05.10.2015
  

Другие документы, подобные "Ремонт нефтяной скважины"

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам