Главная Коллекция "Revolution" Производство и технологии Скважинная добыча нефти

Скважинная добыча нефти

Геолого-промысловая характеристика каменноугольной залежи Возейского месторождения. Свойства продуктивных пород и насыщающих флюидов. Анализ динамики основных показателей разработки. Специфика технологии изоляции подошвенных вод в добывающих скважинах.

Рубрика Производство и технологии
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 10.01.2015
Размер файла 770,9 K
рефераты на заказ со скидкой

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:

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. Геолого-промысловая характеристика каменноугольной залежи Возейского месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Тектоника

1.3Стратиграфия

1.4 Нефтегазоносность

1.5 Запасы нефти, растворенного газа и компонентов

1.6 Свойства продуктивных пород и насыщающих флюидов

2. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ КАМЕННОУГОЛЬНОЙ ЗАЛЕЖИ ВОЗЕЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Текущее состояние системы разработки

2.2 Анализ динамики основных показателей разработки

2.3 Основные проблемы возникшие при разработки залежи

3. ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА ВЯЗКИМИ УПРУГИМИ СОСТАВАМИ

3.1 Ограничение водопритока вязкими упругими составами

3.2 Реагенты для проведения ремонтно-изоляционных работ

3.3 Технология проведения ремонтно-изоляционных работ с использованием вязкоупругих составов

3.3.1 Технология изоляции подошвенных вод в добывающих скважинах

3.3.2 Технология ликвидации заколонных перетоков

3.3.3 Расчет технологических параметров при проведении обработки

3.3.4 Методы разрушения вязкоупругих составов

3.3.5 Общие положения по технике безопасности при производстве работ по технологии реагентной обработки призабойных зон скважин

3.4 Анализ изоляции водопритока вязкими упругими составами на каменноугольной залежи Возейского месторождения

3.5 Выводы и рекомендации

4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА НА КАМЕННОУГОЛЬНОЙ ЗАЛЕЖИ ВОЗЕЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

ВВЕДЕНИЕ

В последнее время наблюдается устойчивая тенденция к ухудшению структуры запасов нефти, что проявляется в росте трудно извлекаемой нефти, увеличении месторождений с осложненными геолого-физическими условиями, повышении удельного веса карбонатных коллекторов с высокой вязкостью нефти, наличии большого количества залежей, подстилаемых подошвенной водой. Применяемые традиционные методы нефтеизвлечения и стимулирования производительности скважин в таких условиях не дают желаемого результата, а в ряде случаев становятся неприемлемыми. Наиболее верным в повышении эффективности геолого-технических мероприятий следует считать разработку комплексных технологий, включающих в себя сочетание физико-химических и гидродинамических факторов воздействия. Немало трудностей возникает, когда подошвенная вода отделена от объекта разработки слабым изолирующим пропластком небольшой толщины. В этих условиях некачественное крепление ствола скважины, создание повышенных депрессий во время эксплуатации, неправильно выбранные способы обработки с созданием значительных противодавлении на продуктивный пласт приводят к большим осложнениям.

В процессе разработки залежи возникает необходимость в отключении отдельных обводненных пластов при разработке многопластовых объектов, отказа от дальнейшей эксплуатации объекта по тем или иным причинам и использования скважины для эксплуатации выше или нижележащих объектов (горизонтов), иногда с углублением скважины. Поэтому встает вопрос об успешной изоляции (отключения) обводнившихся пластов. Для достижения данной цели одним из наиболее распространенных является метод установки цементного моста путем спуска в скважину на заданную глубину насосно-компрессорных труб и закачки через них цементного раствора или другой тампонирующей смеси. Этот метод прост в исполнении, но трудоемок и имеет низкую эффективность. Эффективность ремонта скважин в большинстве случаев не превышает 50%. Малоэффективными оказались работы с использованием материалов, которые не образуют объемно-связанный тампон и обладают низкими градиентами сдвига, что сопровождается их выносом из трещин при эксплуатации скважин. Более эффективно использование цементных и пеноцементных суспензий, вязкоупругих составов на основе ПАА.

1. Геолого-промысловая характеристика каменноугольной залежи Возейского месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

Возейское газоконденсатнонефтяное месторождение расположено в Усинском районе, 45-100 км от города Усинск. На территории месторождения проложен магистральный нефтепровод Возей-Уса-Ухта-Ярославль, построена железнодорожная ветка Сыня-Усинск. Электроснабжение осуществляется по ЛЭП от Печорской ГРЭС. От г. Усинска до месторождения проложена бетонная дорога. Все месторождения к северу от г. Печоры снабжаются по двум воздушным линиям электропередачи 220 кВт.

В географическом отношении площадь месторождения расположена в бассейне средней Печоры. Климат района резко континентальный, с отрицательной среднегодовой температурой минус 2,5 0С.

Территория расположена в подзоне массивно-островного и островного распространения многолетнемерзлых пород и относится к первой мерзлотно-температурной зоне с температурой мерзлых толщ от 0 до минус 1 0С.

Местность представляет собой низменную равнину с относительными отметками +40+80 м. Главной водной артерией района является р. Колва, которая пересекает площадь месторождения в средней части и протекает в направлении с северо-востока на юго-запад. Район частично заболочен множеством озер, наиболее крупными из которых являются Возей-Ты, Писей-Ты и др.

1.2 Тектоника

Тектонически Возейское месторождение приурочено к одноименной антиклинальной складке расположенной в южной части Колвинского мегавала. Как единая крупная асимметричная антиклинальная складка северо-западного простирания она выделяется лишь по отложениям триаса и выше по разрезу. По нижележащим горизонтам выделяются две структурно-фациальные зоны, которым соответствует в западной части Костюкская, а в восточной - собственно Возейская антиклинальная складки. Собственно Возейская структура является унаследованной, образованной над выступом фундамента в пределах Колвинского авлакогена. Для нее характерно увеличение амплитуды с глубиной, сокращенный разрез до верхнедевонских отложений в своде, вплоть до полного выпадения среднедевонских и более чем на половину нижнедевонских отложений. Костюкская структура, расположенная в пределах западной зоны, является инверсионной, сформировавшийся над впадиной фундамента. Для нее характерно обратное соотношение структурных планов - выполаживание структур с глубиной, присутствие увеличенных мощностей средне-нижнедевонских отложений в своде структуры. промысловый каменноугольный флюид скважина

Эти две зоны по нижнему доверхнедевонскому структурному этажу отделены сбросом юго-восточного падения амплитудой до нескольких сот метров. По среднему структурному (карбонатным отложениям девона, карбона, перми) этажу, по данным бурения эксплуатационных скважин на Западно-Возейской площади, Костюкская структура приподнята и отделяется взбросовой зоной (амплитудой до 110 м по скв. 2249).

По данным сейсморазведки Возейская структура имеет амплитуду до 500 м по кровле франских отложений верхнего девона и вверх по разрезу уменьшается до 100 м по подошве нижнего триаса. Размеры складки по отражающему горизонту IIId (кровля франских отложений) составляют в пределах изогипсы 3100 м - 66х18-4.5 км. По отражающему горизонту I (кровля карбонатов перми-карбона) размеры складки составляют 72х19-7 км. Западные крылья структурных зон пологие от 1 до 5 о, вдоль восточного крыла отмечается узкая зона отсутствия сейсмических отражений, связанная по данным бурения с флексурой, переходящей в сбросо-взбросовую зону.

1.3 Стратиграфия

В геологическом строении Возейского месторождения принимают участие породы фундамента и осадочные образования палеозойского, мезозойского и кайнозойского возраста. Максимальная вскрытая толщина осадочного чехла составляет 4390 м (скв.51).

На Возейской площади в процессе геолого-разведочных и эксплуатационных работ в значительном по мощности стратиграфическом диапазоне выявлены 22 разнообразные по своим морфогенетическим признакам залежи.

Пермо-карбоновая залежь нефти в известняках пермско-каменноугольного возраста (открыта скважиной 75 в 1973 г) состоит из двух отличающихся по геологическому строению самостоятельных залежей: ассельской и каменноугольной.

Ассельская залежь по характеру строения резервуара является пластово-сводовой, осложнена в северной части органогенной постройкой типа биогерма, а на юго-востоке стратиграфически несогласно экранирована линией размыва. В основании ассельского яруса залегает толща детритовых известняков и биогермных известняков. Основная масса породы состоит из мелких обломков криноидей, мшанок, фораминифер, обрывков водорослей. Остатки неокатанные, структура мелкодетритовая, часто шламовая и сгустковая. Наблюдаются каверны, развитые по органическим остаткам. Каверны имеют неправильные формы. Тип коллектора карбонатный-поровый. Размеры залежи в пределах принятого контура нефтеносности (абсолютная отметка минус 1545 м) составляют 15.5х3.5 - 8 км, высота залежи 120 м. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 12.9 м, в том числе в нефтяной зоне 15.75 м, в водонефтяной - 10.6 м). Доля водонефтяной зоны в объеме залежи составляет 45%.

Каменноугольная залежь приурочена к эрозионному останцу, сложенному карбонатными пластами касимовского, гжельского, московского и башкирского ярусов. По строению ВНК, который сечет все разновозрастные каменноугольные пласты на единой отметке минус 1545 м, залежь относится к типу массивных. Тип коллектора карбонатный, поровый. Размеры залежи в пределах принятого ВНК составляют 10х6 км. Высота залежи - 95 м. Средняя нефтенасыщенная толщина по залежи составляет 16.6 м. В разрезе каменноугольной залежи по текстурным и литологическим особенностям слагающих пород выделяются в среднем карбоне 3 пачки органогенно-обломочных известняков и 4 пачки детритовых известняков в верхнем карбоне. Пачки среднего карбона отделены одна от другой прослоями аргиллитоподобных известковистых глин толщиной от 1 до 6 м. Чередование в разрезе продуктивных пачек и плотных прослоев позволяет относить каменноугольную залежь по типу строения резервуара к многопластовому. Пространственное развитие пластов-коллекторов подчинено напластованию. Емкость в пластах-коллекторах обусловлена пустотами между обломками раковин брахиопод, члениками криноидей. Цементом служит тонкозернистый кальцит порового типа. В толще детритовых известняков верхнего карбона насчитывается около 20 проницаемых прослоев. Поровая емкость известняков верхнего карбона составляет 15-18%, трещинная - 0,0001-0,12%. Цемент представлен разнокристаллическим кальцитом. Преобладает контактный тип цемента (40-50%). Поровый тип цемента местами достигает 10-30%.

Покрышкой как для ассельской, так и для каменноугольной залежи служат глинисто-известковистая толща кунгурского яруса нижней перми и континентальные терригенные отложения верхней перми.

1.4 Нефтегазоносность

Возейская структура была выявлена в 1967-1968 г.г. поисково-рекогносцировочными сейсморазведочными исследованиями МОВ Западно-Возейской с/п N 87/67-68. В 1968-1969 г.г. структура была подготовлена к глубокому бурению по отражающим горизонтам I и III, приуроченным, соответственно к кровле карбонатных отложений нижней перми-карбона и карбонатно-глинистой толще нижнефранского подъяруса верхнего девона. Поисковое бурение на площади начато в конце 1969 года.

Месторождение было открыто в 1973 году разведочной скв. 54, расположенной на юго-западном крыле Возейской складки, когда при опробовании среднедевонских песчаников был получен фонтанный приток легкой нефти. Детальная разведка завершена в 1977 г. В опытно-промышленной эксплуатации месторождение с 1975 г., в промышленной разработке - с 1978 г.

В процессе эксплуатационного разбуривания месторождения выявлены залежи нефти и газа в отложениях от нижнего девона до верхней перми.

1.5 Запасы нефти, растворенного газа и компонентов

Основные запасы нефти и растворенного газа на Возейском месторождении связаны с крупнейшими нижнепермско-каменноугольными и среднедевонскими залежами, прошедшими в 1977 году апробацию в ГКЗ СССР.

Разработка этих залежей находится в завершающей стадии. Эксплуатационное бурение в значительной степени уточнило геологическое строение залежей по отношению к утвержденным ГКЗ. В 1990 году был произведен пересчет запасов нефти, растворенного газа и сопутствующих компонентов по нижнепермско-каменноугольной залежи (протокол ГКЗ N 152 РФ, 1993 г.).

Всего по каменноугольной залежи на государственном балансе числятся запасы (балансовые/извлекаемые): категории В - нефть 93.921 / 20.663 млн т, растворенный газ 0.359 млрд.м3; категории С1 - нефть 5.704 / 1.255 млн т, растворенный газ 0.033 млрд.м3.

1.6 Свойства продуктивных пород и насыщающих их флюидов

Смачиваемость. Лабораторные исследования по определению энергии поверхностного натяжения и по измерению краевого угла смачивания продуктивных среднекаменноугольных известняков не проводились. Содержание асфальтенов в нефти каменноугольной залежи составляет около 5%. Продуктивные пласты с таким содержанием асфальтенов, как правило, характеризуются промежуточной смачиваемостью.

Начальная нефтенасыщенность определялась по зависимости эффективной и открытой пористости. Для каменноугольных известняков зависимость Кэф.п.=Ко.п. - 3,30 получена по анализам 94 образцов, коэффициент корреляции равен 0,97. Начальная нефтенасыщенность по керну равна 82%. По данным промысловой геофизики начальная нефтенасыщенность равна 87%. Некоторое завышение нефтенасыщенности по геофизике обусловлено тем, что ее значения определялись в основном для необводнившихся пластов, которые преимущественно сохранились на гипсометрически наиболее высоких участках и характеризуются максимальной нефтенасыщенностью.

Остаточная нефтенасыщенность определялась прямым методом на образцах керна, отобранного при бурении обычными глинистыми растворами. Распределение остаточной нефтенасыщенности каменноугольных продуктивных известняков, определенная по 95 образцам, подчиняется нормальному закону. Среднеарифметическое значение равно 30%.

Коэффициент вытеснения. Моделирование процесса вытеснения нефти водой производилось в институте Гипровостокнефть на аппаратуре УИПК на единичных и составных образцах. Среднее значение коэффициента вытеснения составило 0,537.

Свойства и состав пластовой нефти в начальных условиях изучены по 18 глубинным пробам, отобранным из 11 скважин каменноугольной залежи. Из-за малого содержания растворенного газа в нефти (1,9-19,6 м3/т) проводилось лишь одноразовое разгазирование.

Плотность нефти в пластовых условиях изменялась от 0,844 до 0,868 г/см3. На поверхности плотность нефти изменялась от 0,858 до 0,901 г/см3. Среднее значение плотности нефти в стандартных условиях равно 0,870 г/см3. Объемный коэффициент пластовой нефти колебался в пределах 1,020-1,027. Пересчетный коэффициент равен 0,976. Вязкость нефти в стандартных условиях изменялась от 13,2 до 62,2 мПа·с. Давление насыщения пластовой нефти газом составляет 1,8-2,0 мПа. Содержание парафина колеблется от 2,9 до 9,6%. Температура плавления парафина изменяется от 52,0 до 57,0 оС.

Газосодержание нефти невысокое - 6,5-9,7 м3/т. Растворенный в нефти газ (плотность - 1.244 кг/м3) тяжелый, жирный, с высокими концентрациями пропан-гексановой фракции (в газе каменноугольной залежи >35%) и азота (до 21%). В газе, выделяющимся на первой ступени сепарации, присутствует в значительных количествах сероводород (до 0.48%).

Первоначальный фон физико-химических свойств пластовой воды среднекаменноугольного водонапорного комплекса был определен по результатам исследований глубинных проб, отобранных из 13 разведочных скважин. Величина газосодержания, объемный коэффициент и нафтеновые кислоты не определялись. По классификации В.А.Сулина пластовая вода относится к хлоркальциевому типу, хлоридной группе, натриевой подгруппе. Для заводнения вода забирается из р.Колвы. При смешивании пластовой и речной воды выпадения осадков не наблюдается.

2. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ каменноугольной залежи Возейского МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Текущее состояние системы разработки

Пермокарбоновая залежь Возейского месторождения открыта в конце 1973 года. Разведка залежи завершилась к концу 1976 года.

В начале 1977 года утверждены в ГКЗ СССР, подсчитанные Ухтинской тематической экспедицией Ухтинского территориального геологического управления (УТЭ УТГУ), запасы нефти и газа. В сентябре 1977 года пермокарбоновая залежь Возейского месторождения введена в разработку.

На базе утвержденных запасов, в 1978 году, была составлена технологическая схема разработки пермокарбоновой залежи, в которой залежи нефти ассельских и каменноугольных отложений выделены в самостоятельные объекты разработки.

Принятая принципиальная система разработки каменноугольной залежи предусматривала создание трехрядной системы расположения добывающих скважин на участках, разделенных рядами нагнетательных скважин, с расстояниями между рядами и между скважинами в рядах 500 метров. Проектные документы предусматривали возможность уплотнения сетки путем дополнительного бурения скважин в рядах и нагнетательных и добывающих скважин, а также создания новых рядов между рядами добывающих скважин.

К началу 1986 года в основном было завершено создание трехрядной системы расположения скважин на участках, образованных рядами нагнетательных скважин, с расстояниями между рядами 500 м, а между скважинами в рядах 250-500 м. В итоге, на площади залежи было сформировано пять рядов нагнетательных скважин и шесть участков добывающих скважин, которые пронумерованы с севера на юг.

В последующие годы происходило уплотнение сетки скважин, в основном, за счет создания дополнительных рядов добывающих скважин, таким образом, что на участках 1 и 3 фактически сформировалась пятирядная система расположения добывающих скважин с расстояниями между рядами ~250 метров. На отдельных участках рядов расстояние между скважинами было сокращено до 150 - 200 метров.

Однако, уже к началу 1983 года выявилось резкое несоответствие достигнутых технологических показателей разработки залежи прогнозным, представленным в технологической схеме разработки 1978 года. Этой технологической схемой предусматривалось к началу 1983 года извлечь из залежи 6,5 млн.т. нефти (6,5% начальных балансовых запасов) при водонефтяном факторе 0,12. В действительности же к этому времени было добыто всего 1,8 млн.т. нефти (1,8% НБЗ), а водонефтяной фактор уже составил 0,3.

Составленная с учетом сложившихся результатов разработки залежи к началу 1984 года «Принципиальная технологическая схема разработки…» предусматривала добыть к 1989 году из залежи 12,2 млн.т. нефти (12,2% балансовых запасов) при водонефтяном факторе 0,88. Фактически же на эту дату было добыто 8,8 млн.т. нефти (всего 8,8% балансовых запасов), а водонефтяной фактор уже составил 1,35.

Все это позволяет сделать вывод о неэффективности принятой системы разработки, вообще, и неэффективности сложившейся системы поддержания пластового давления, в особенности.

Очевидно, неудовлетворительные фактические показатели разработки залежи, полученные в результате сложившейся в первые 10 лет системы вытеснения нефти водой, вызвали необходимость поиска путей совершенствования этой системы воздействия на залежь. И это отразилось в организации на отдельных участках залежи очагового заводнения. В 1987-1989 годах из числа добывающих было переведено в нагнетательные 13 скважин.

Выявить результат этих преобразований не представляется возможным, поскольку уже с 1985 года, к началу которого было отобрано всего 4,4% начальных балансовых запасов нефти, происходит существенное снижение темпов их выработки до 0,07% в 1999 году, сопровождающееся, тем не менее, ростом и высокой степенью обводненности продукции скважин (65 - 90%).

Поэтому главной задачей реорганизованной системы поддержания пластового давления (или главной задачей нагнетательных скважин) должно стать не только поддержание пластового давления в залежи, но обеспечение управления разработкой, вытеснение запасов нефти водой снизу вверх по различным стратиграфическим (литологическим) комплексам в их головные части.

2.2 Анализ динамики основных показателей разработки

Разработка залежи начата в 1978 году вводом в эксплуатацию трех разведочных (73, 83, 109) и одной эксплуатационной (299) скважин. В этот год из этих скважин было добыто 77.4 тыс.т. безводной нефти. Вода в продукции скважин появилась уже в 1979 году, главным образом в скважинах эксплуатационного фонда. Уже 1980 году, когда эксплуатационный фонд скважин, сосредоточенный на северо-западе залежи, составлял всего 28 скважин, обводненность продукции составила 30.5%. Если же учесть, что в 1980 году добыто нефти 342.3 тыс.т., из которых 50.5 тыс.т. безводной нефти добыто из разведочных скважин 83 и 73, то окажется, что продукция эксплуатационных скважин 1980 года обводнена на значительно большую величину. Здесь следует указать, что к началу 1981 года степень извлечения числящихся балансовых запасов составила всего 0.0064.

К настоящему времени каменноугольная залежь полностью разбурена. По состоянию на 01.01.2002 года на эту залежь пробурено 384 скважины.

На 01.01.02 года из каменноугольной залежи добыто 11185,4 тыс.т нефти, 31075,1 тыс.т воды и закачано 57562,1 тыс.м3 воды. Накопленная компенсация отбора жидкости в пластовых условиях закачкой составляет 130,7%.

Запроектированная система поддержания пластового давления предусматривала закачку воды через внутриконтурные разрезающие ряды нагнетательных скважин. На практике эта система сформировалась так, что практически во всех нагнетательных скважинах вскрывалась перфорацией вся нефтенасыщенная часть резервуара и лишь в незначительной части скважин перфорацией вскрывались небольшие интервалы водонасыщенных коллекторов. Очевидно, такое воздействие на залежь предполагало фронтальное вытеснение нефти к эксплуатационным скважинам.

По состоянию на 01.01.2002 года 130-ти процентная компенсация отбора закачкой предполагает, что в залежь закачано на 14,3 млн.м3 воды больше, чем из нее отобрано жидкости. В условиях изолированной от влияния законтурной водоносной области залежи (свидетельством чего может быть значительное снижение пластового давления в скважинах до организации закачки воды в залежь) перезакачка такого количества воды должна была бы привести к увеличению в залежи пластового давления по отношению к начальному не менее чем на 120 МПа. Но поскольку на протяжении всей истории разработки пластовое давление в залежи в целом и, тем более, в зонах отбора никогда не превышало начального, следовало бы предположить, что 14,3 млн. м3 пластовой продукции вытеснено в законтурную (подконтактную) область, т.е. за пределы первоначального объема залежи. Так как на залежи осуществлена внутриконтурная система поддержания пластового давления путем закачки воды, то следует заключить, что за пределы залежи могло бы быть вытеснено значительное количество запасов нефти.

2.3 Основные проблемы возникшие при разработки залежи

По состоянию на 1.01.03 года начальные запасы нефти составляют: геологические-99625 тыс.т., извлекаемые-21918 тыс.т.

Разработка залежи характеризуется значительным опережающим обводнением продукции, вызванным первичным (природным и технологическим) и вторичным (техногенным) факторами.

Первичные факторы обводнения:

· исключительная сообщаемость эрозированной верхней части продуктивной толщи по вертикали сверху вниз;

· эксплуатация добывающего и нагнетательного фонда в условиях неоптимальных забойных давлений при повышенной вязкости нефти.

Вторичные факторы обводнения:

· нарушение герметичности эксплуатационных колонн из-за сероводородной коррозии;

· у абсолютного большинства скважин башмаки эксплуатационных колонн находятся ниже водо-нефтяного контакта, что предопределило в них существование заколонных перетоков.

Проводимая работа с фондом скважин подтверждает сильную коррозию металла эксплуатационных колонн (многочисленные сквозные дыры, трещины соединительных муфт) и исключительной сообщаемости эродированной верхней части продуктивного разреза.

Таблица 2.1 - Динамика технологических показателей разработки Каменноугольной залежи Возейского месторождения

Год

Добыча за год, тыс.т

Темп отбора от НИЗ, %

Обводн., %

Дебит нефти, т/сут

Дебит жидкости, т/сут

Добыча с начала эксплуатации, тыс.т

Закачка за год, тыс.м3

Закачка накопл., тыс.м3

Компенсация, %

Фонд скважин в течение года, скв.

нефть

жидкость

нефть

жидкость

текущая

накопл.

добывающих

нагнета-тельных

1978

77,4

77,4

0,35

0

74,5

74,5

77,4

77,4

0

0

0

0

4

0

1979

222,5

228,9

1,02

2,8

89,2

91,7

300,0

306,3

89,2

89,2

33,7

25,2

15

1

1980

342,3

492,6

1,56

30,5

60,5

87,1

642,2

798,9

377,7

466,9

69,0

51,8

26

3

1981

440,8

666,1

2,01

33,8

43,9

66,3

1083,1

1465,0

686,7

1153,6

93,2

70,4

43

8

1982

623,0

935,9

2,84

33,4

39,3

59,1

1706,1

2400,9

909,0

2062,6

87,8

77,1

77

10

1983

1184,7

1779,5

5,41

33,4

38,4

57,7

2890,8

4180,4

1593,1

3655,7

80,9

78,7

124

24

1984

1308,9

2580,4

5,97

49,3

30,8

60,8

4199,7

6760,8

4006,8

7662,5

143,6

103,1

166

39

1985

1227,9

3093,7

5,60

60,3

26,6

66,9

5427,6

9854,5

3613,3

11275,8

109,8

105,2

191

66

1986

961,8

2809,4

4,39

65,8

15,1

44,1

6389,4

12663,9

3550,2

14825,9

119,8

108,3

227

74

1987

824,5

3360,4

3,76

75,5

10,6

43,4

7213,9

16024,3

3498,1

18324,0

100,2

106,7

258

78

1988

769,1

3444,4

3,51

77,7

8,9

39,7

7983,0

19468,7

4835,9

23159,9

135,6

111,6

272

87

1989

655,1

3364,3

2,99

80,5

8,3

42,7

8638,1

22833,0

4363,3

27523,2

125,8

113,7

272

94

1990

534,5

3251,0

2,44

83,6

8,0

48,7

9172,6

26084,0

3959,0

31482,3

118,7

114,3

253

94

1991

388,3

1765,6

1,77

78,0

6,8

30,9

9560,9

27849,6

3713,1

35195,4

203,2

119,8

223

92

1992

268,5

1425,2

1,23

81,2

5,1

27,1

9829,4

29274,8

3766,0

38961,4

256,5

126,3

216

89

1993

260,6

1726,8

1,19

84,9

5,0

33,3

10090,0

31001,6

3104,9

42066,4

175,6

129,0

203

74

1994

288,6

2339,7

1,32

87,7

6,1

49,6

10378,6

33341,3

2575,1

44641,4

107,9

127,5

196

77

1995

199,0

1938,5

0,91

89,7

5,9

57,9

10577,6

35279,8

2667,8

47309,2

135,4

128,0

148

83

1996

131,4

1453,7

0,60

91,0

7,5

83,1

10709,0

36733,5

2003,9

49313,1

135,9

128,3

85

81

1997

108,2

1520,0

0,49

92,9

7,0

98,2

10817,2

38253,5

2127,8

51440,9

138,4

128,7

65

83

1998

78,4

1130,5

0,36

93,1

6,3

90,7

10895,6

39384,0

1808,9

53249,7

158,2

129,5

53

56

1999

73,7

610,7

0,34

87,9

9,6

79,6

10969,3

39994,7

1042,4

54292,1

167,5

130,0

33

26

2000

95,8

1071,2

0,44

91,1

7,1

78,9

11065,0

41065,9

1521,7

55813,8

140,0

130,3

56

21

2001

120,4

1194,6

0,55

89,9

6,2

61,2

11185,4

42260,5

1748,4

57562,1

144,0

130,7

77

28

Рисунок 2.1 - Динамика технологических показателей разработки Каменноугольной залежи Возейского месторождения

3. АНАЛИЗ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА ВЯЗКИМИ УПРУГИМИ СОСТАВАМИ НА КАМЕННОУГОЛЬНОЙ ЗАЛЕЖИ ВОЗЕЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

3.1 Ограничение водопритока вязкими упругими составами

Воздействие на призабойную зону пласта нефтяных и нагнетательных скважин с целью уменьшения проницаемости или отключения из разработки обводнившихся интервалов, по которым происходит ускоренный прорыв нагнетаемой или пластовой воды к забоям -- один из методов регулирования разработки залежей. В этой связи представляет интерес поиск материалов, избирательно действующих на проницаемость водоносных интервалов с целью ее уменьшения.

Один из перспективных методов селективной изоляции обводнившихся пропластков в нефтяных скважинах и выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин -- применение химических композиций, образующих через определенные промежутки времени (индукционный период) после закачки в пласт высоковязкие и структурированные системы. Получение в поровом пространстве пласта систем, способствующих значительному снижению проницаемости пористой среды для воды, как показали исследования, возможно при использовании водных растворов полиакриламида (ПАА).

Системы, получаемые на указанной основе, должны характеризоваться фильтруемостью в пористой или трещиноватой среде без значительных сопротивлений, высокими значениями начального градиента давления сдвига (2--5 МПа/м) после гелеобразования (индукционного периода), блокированием течения воды в пористой среде за счет снижения ее проницаемости, широким диапазоном периода гелеобразования, который зависит от соотношения компонентов системы.

При закачке в неоднородные по проницаемости пласты система должна обладать селективностью действия, определяемого ее вязкоупругими свойствами, и начальным градиентом сдвига. Исходная композиция в более проницаемые пропластки проникает на большую глубину, чем в низкопроницаемые. Благодаря тому, что при радиальной фильтрации градиент давления обратно пропорционален расстоянию от скважины, при наличии оптимального объема изолирующей системы, после завершения процесса поликонденсации, фильтрация в высокопроницаемых обводнившихся пропластках может быть резко сокращена или исключена вовсе. В то же время в пропластках пониженной проницаемости (нефтенасыщенных) при попадании в них композиции проницаемость будет снижена незначительно.

Одно из важных свойств композитных систем на базе водных растворов полиакриламида -- появление в них при сдвиговых деформациях нормальных напряжений.

К композитным системам на основе водных растворов полиакриламида, применительно к работам по изоляции водопритоков, предъявляют следующие требования:

· исходная композиция должна иметь небольшую вязкость и регулируемый период гелеобразования при различных температурах в зависимости от времени ее закачки в скважину;

· химическое и физическое взаимодействие компонентов не должно служить препятствием гелеобразованию;

· образовавшийся в пласте гель должен иметь высокую вязкость и начальное напряжение сдвига;

· результатом обработки должно быть селективное снижение проницаемости только водоносных каналов;

· эти системы по истечении индукционного периода должны быть устойчивы к агрессивному действию растворов солей, щелочей, нефти и нефтепродуктов;

· при проведении технологических операций в скважинах, композитные системы на основе водных растворов ПАА должны исключать возможность возникновения аварийных ситуаций (прихват труб, заклинивание инструмента и т.д.), обусловленных свойствами этих систем, переходом их из жидкого состояния в гелеобразное и протекающими в них физико-химическими процессами.

3.2 Реагенты для проведения ремонтно-изоляционных работ

Для ограничения водопритока и ремонтно-изоляционных работ в скважинах используются составы на основе водных растворов полимеров акриламида с добавлением сшивающего агента (ацетата хрома), образующие в пласте высокопрочные и стабильные гели.

Высокая прочность гелей на основе полиакриламидов обеспечивается применением высококонцентрированных полимерных растворов. Из-за ограничений по вязкости закачиваемых композиций при производстве работ могут быть использованы полимеры акриламида с низкой и средней молекулярной массой, не превышающей 5 млн.

Перечень типичных полимеров для вязкоупругих составов представлен в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Полимеры акриламида для вязкоупругих составов

Марка полимера

Характеристики полимера

молекулярная масса, млн.

степень гидролиза,

% мольн.

АК-642

1,3

6,6

DP9-8177

5,0

3,4

GS-1

5,0

5,3

Составы вязкоупругих композиций подбираются на основании комплекса физико-химических исследований, физического и математического моделирования с учетом геолого-физических условий пласта. В таблице 3.2 приведены рекомендуемые диапазоны концентраций полимера и сшивателя в составе вязкоупругих композиций.

Таблица 3.2 - Составы композиций для ограничения водопритока и ремонтно-изоляционных работ

Марка полимера

Состав композиции

концентрация полимера, %

концентрация ацетата хрома, %

АК-642

1,5 - 2,0

0,2 - 0,5

DP9-8177

0,8 - 1,2

0,08 - 0,15

GS-1

0,8 - 1,2

0,08 - 0,15

В качестве растворителя для приготовления композиций могут быть использованы воды, применяемые в системе ППД (технические, пластовые, природные).

Вязкоупругие свойства систем в пористой среде реализуются в виде остаточного фактора сопротивления (степени снижения подвижности воды), а также предельного градиента давления.

Для проведения ремонтно-изоляционных работ вязкоупругий состав должен обладать:

· высокими фильтрационными сопротивлениями (остаточный фактор сопротивления Rост5000);

· высоким начальным градиентом сдвига.

3.3 Технология проведения ремонтно-изоляционных работ с использованием вязкоупругих составов

Перед началом проведения работ необходимо выполнить комплекс промысловых геофизических исследований (ПГИ) с целью определения источника обводнения и целостности эксплутационной колонны, а также провести испытание скважины на приемистость на трех режимах с получением режимных коэффициентов приемистости.

После обнаружения источника обводнения составляется технологический план на проведение работ. Производится переезд на скважину, расстановка и обвязка оборудования согласно утвержденной схемы.

Нагнетательная линия опрессовывается на полуторократное давление от ожидаемого давления закачки.

3.3.1 Технология изоляции подошвенных вод в добывающих скважинах

Закачка тампонирующего состава может быть произведена как через весь существующий интервал перфорации, так и направленно с отсечением нефтенасыщенного интервала пласта при помощи пакеров или установки временного цементного моста или песчаной пробки.

Объем закачиваемого тампонирующего состава рассчитывается по формуле:

V = 3,14 R02hm (3.1)

где: V - объем тампонирующего состава, м3;

R0 - радиус обработки, м;

m - пористость, доли ед.;

h - эффективная толщина изолируемого интервала, м.

Радиус обработки R0 определяют по формуле:

R0=Р /grad Р (3.2)

где: Р - депрессия на пласт в процессе эксплуатации скважины, МПа;

grad Р - градиент давления сдвига тампонажного состава (определяется на модели пласта), МПа/м.

Объем тампонирующего состава можно также рассчитать на основании эмпирической зависимости:

V=20+5H, (3.3)

где: V - объем тампонирующего состава, м3;

H - эффективная перфорированная толщина изолируемого интервала, м.

Способ закачки вязкоупругого состава (через весь интервал перфорации или направленно в отдельный интервал пласта) выбирается в зависимости от коллекторских свойств нефтенасыщенных и водонасыщенных пропластков. Наиболее эффективен направленный способ закачки, так как он предотвращает попадание тампонирующего состава в нефтенасыщенную зону пласта, сохраняя его первоначальные коллекторские свойства. На рисунке 3.1 показаны различные варианты компоновок глубинного оборудования при закачке гелевых систем.

Изоляция подошвенных вод в скважинах выполняется по следующим технологическим схемам:

· закачка вязкоупругого состава;

· закачка в интервал подошвенных вод оторочки вязкоупругого состава и оторочки подкрепляющего состава.

Для закрепления оторочки вязкоупругого состава применяются твердеющие тампонажные составы, образующие высокопрочную структуру во всем объеме. В качестве таких составов используются цементные и нефтецементные растворы, кремнеорганические реагенты (АКОР Б100, Этилсиликат - 40, Продукт 119 и др.), лигносульфанатные составы на основе ССБ и КССБ со структурообразователями и др. Рецептура и объем закрепляющего состава подбирается для конкретных геолого-промысловых условий с учетом пластовой температуры, глубины скважины, совместимости используемой рецептуры с пластовыми флюидами, приемистости скважины. Основными требованиями являются подбор времени до начала гелеобразования, необходимого для закачки реагента в пласт, а также образования прочной структуры во всем объеме.

Операция по закачке в призабойную зону закрепляющего состава производится в тех случаях, когда водоизолирующий экран из вязкоупругого состава не способен противодействовать перепаду давления (депрессии на пласт) и вымывается при эксплуатации скважины. Закачка закрепляющего состава обязательна при изоляции водопритока, в трещиноватых коллекторах, а также в скважинах с терригенным коллектором, в призабойной зоне которых образованы открытые техногенные трещины (например, после гидравлического разрыва пласта). Кроме того, в отдельных случаях закачка подкрепляющего состава необходима в высокопористых и кавернозных пластах. Необходимость закачки закрепляющего состава для конкретных геолого-промысловых условий определяется по данным специальных промысловых исследований по контролю выноса индикаторов, закачиваемых с тампонажными материалами.

Объем закачки закрепляющего состава определяется экспериментальным путем и составляет на практике от 1,5 до 8 м3.

Выбор технологической схемы закачки закрепляющего состава зависит от конкретных задач по отключению отдельных интервалов эксплуатационного объекта. Закачка подкрепляющего состава осуществляется с продавкой из эксплуатационной колонны и интервала перфорации в полном объеме или частичной продавкой в пласт с оставлением моста и структурообразованием в интервале перфорации.

После ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) выполняют полное или частичное разбуривание установленного моста в интервале перфорации эксплуатационной колонны, перестрел (кумулятивная или гидромеханическая щелевая перфорация) нефтенасыщенных интервалов и освоение скважины.

1. - пакер, 2.- воронка, 3.-НКТ, 4.- эксп.колонна,5.- фильтр, 6.-заглушка, 7.- клапан.

Рисунок 3.1 - Варианты компоновок глубинного оборудования при закачке гелевых систем

3.3.2 Технология ликвидации заколонных перетоков

Работы по изоляции заколонных перетоков выполняются как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах, и технологии их проведения принципиальных различий не имеют.

Закачка изолирующего состава выполняется как через существующий интервал перфорации, так и через специальные отверстия, прострелянные напротив интервала заколонных перетоков. При проведении работ по ликвидации нижних заколонных перетоков через специальные отверстия, между интервалом перфорации и спецотверстиями устанавливается пакер, предотвращающий попадание в пласт тампонажного состава. При ликвидации верхних заколонных перетоков через спецотверстия перед закачкой тампонажного состава проводят установку песчаной пробки в интервале перфорации. После изоляционных работ проводят разбуривание и размыв песчаной пробки. Работы по ликвидации заколонных перетоков предпочтительнее проводить через специальные отверстия, соответственно на объектах, где технически возможно выполнение данных операций (возможность работы совместно с бригадой КРС, наличие специальных пакеров, герметичность эксплуатационной колонны, прохождение пакера в эксплуатационной колонне).

Объем закачиваемого тампонирующего состава через существующий интервал перфорации или через специальные отверстия рассчитывается по формуле:

, (3.4)

где: DC - диаметр скважины, м;

DK - наружный диаметр колонны, м;

h1 - расстояние между пластами, м;

h2 - мощность пропластка, изливающего воду, м;

m - пористость пласта, доли ед;

RO - радиус обработки, м.

Ликвидация заколонных перетоков через существующий интервал перфорации или через специальные отверстия осуществляется путем закачки оторочки как вязкоупругого состава, так и вязкоупругого состава с последующим закреплением оторочкой твердеющего тампонажного состава (например, цементного раствора).

3.3.3 Расчет технологических параметров при проведении обработки

Расчет объема продавочной жидкости проводится по формуле:

, (3.5)

где: DНКТ - внутренний диаметр НКТ, м;

hНКТ - глубина спуска НКТ, м;

DК - внутренний диаметр колонны, м;

hК - расстояние от НКТ до забоя скважины, м.

Расчет времени на проведение операции:

, (3.6)

где: T1 - время закачки композиции, час;

T2 - время на продавливание композиции, час.

, (3.7)

где: QН - производительность насоса, м3/час;

VК - объем композиции, м3;

VП - объем продавочной жидкости, м3.

Общее время на проведение операции:

, (3.8)

Выбор концентрации закачиваемой композиции включает определение времени гелеобразования ТГ ? 1,5*Т, а также время упрочнения геля ТУ ? ТГ

Расчет необходимого количества полимера проводится по формуле:

, (3.9)

где: VК - объем закачиваемой композиции, м3;

nК - концентрация полимера, кг/м3;

М1 - количество полимера, кг.

Расчет необходимого количества водного раствора полимера с концентрацией Сисх, % проводится по формуле:

, (3.10)

где: Сисх- концентрация полимера в исходном растворе, %.

Расчет необходимого количества ацетата хрома с концентрацией 100% проводится по формуле:

, (3.11)

где: VК - объем закачиваемой композиции, м3;

nС - концентрация сшивателя, кг/м3;

М2 - количество сшивателя, кг.

3.3.4 Методы разрушения вязкоупругих составов

При применении вязкоупругих составов могут возникнуть ситуации, в которых необходимо разрушать гель, образовавшийся в пласте, трубах или другом оборудовании. В таких ситуациях применяются специальные реагенты, разрушающие гель. Гели на основе полиакриламидов и солей Cr+3 (трехвалентного хрома) представляют собой полимерные цепи, соединенные ионами Cr+ в единую сетку, удерживающую воду. Разрушить такие гели можно путем деструкции полимерных цепей. В качестве разрушителей геля могут быть использованы сильные окислители или минеральные кислоты. Наиболее эффективным реагентом для разрушения полимерных цепей является гипохлорит натрия NaClO, который в промышленности выпускается в виде водного раствора с содержанием 12% по активному хлору.

Для разрушения геля требуется закачка исходного продукта в объеме, равном объему геля, который необходимо разрушить. Выдержка в контакте с гелем выполняется в течение одних суток. В случае, если эффект от разрушения недостаточен для требуемого уровня восстановления фильтрации жидкости, обработку повторяют.

После каждой обработки осуществляется промывка скважины и продавка разрушенного геля вглубь пласта путем закачки воды.

В случае закупорки гелем труб и другого подземного оборудования проводится промывка скважины гипохлоритом натрия. В этом случае промывка должна осуществляться с выносом разрушенного геля на поверхность. Утилизированный гель отбирается в специальные емкости и вывозится на полигон для химических отходов, указанный Заказчиком.

3.3.5 Общие положения по технике безопасности при производстве работ по технологии реагентной обработки призабойных зон скважин

Использование химических реагентов при подземном и капитальном ремонте скважин с целью интенсификации притоков и повышения приёмистости скважин повышает опасность ремонтных работ. Применение различных химических веществ используемых при стимулировании скважин обуславливает принятие соответствующих мер по защите персонала бригад занятых этим видом деятельности. Выявление всех аспектов связанных с опасностью для персонала при производстве работ и принятие предупреждающих мер, ликвидирующих данные опасности, является необходимым условием для начала работ на скважине. Для выявления всех опасных ситуаций руководитель работ должен четко себе представлять последовательность технологических операций и порядок работ для предупреждения этих ситуаций. В том же случае, если опасная ситуация все таки возникла руководитель работ должен сделать все возможное для её минимизации.

К работе у устья скважины в составе специализированной бригады по интенсификации производительности скважин допускаются работники прошедшие обучение в соответствии с Положением о порядке обучения рабочих и инженерно-технических работников безопасным методам работы на предприятиях и в организациях Минтопэнерго. Работы на скважинах с использованием химических реагентов осуществляются специализированными бригадами под руководством технолога ответственного за ведение работ при наличии утвержденного и согласованного плана работ.

Перед началом работ персонал бригады должен быть ознакомлен с планом работ, с возможными аварийными ситуациями и правилами производства работ по их предупреждению. Особенное внимание уделяется правильной расстановке и размещению агрегатов и оборудования у устья скважины, а так же местоположения персонала бригады в период производства работ на скважине. Бригады должны быть укомплектованы средствами пожаротушения и комплектами индивидуальной защиты. Операции с кислотами и веществами раздражающего или токсичного действия на кожу и слизистые оболочки глаз требуют использования защитного костюма, респираторов, прорезиненной обуви, очков и рукавиц. Кроме того в специализированной бригаде должна быть аптечка первой помощи в которой помимо традиционных медикаментов должны быть бикарбонат натрия (пищевая сода), борная кислота, магниевый вазелин, вата, бинт. Для нейтрализации действия кислоты при попадании её на кожу и слизистые оболочки глаз пораженные места обильно промывают чистой водой, а затем слабым свежеприготовленным раствором 2% бикарбоната натрия. Для нейтрализации возможных следов кислоты на коже следует на пораженные места наложить кащицу приготовленную из бикарбоната натрия. После оказания первой помощи пострадавший срочно направляется в медицинское учреждение.

Работы по стимулированию скважин химреагентами в ночное время запрещены, в условиях плохой видимости (полярная ночь, сумерки и.т.д.) устанавливаются специальные прожектора для создания достаточной освещенности необходимой для проведения работ. При растворении порошкообразных реагентов персонал бригады задействованный в данной операции должен быть снабжен защитными очками, респираторами и рукавицами.

3.4 Анализ изоляции водопритока вязкими упругими составами на Каменноугольной залежи Возейского месторождения

За 2003 год на Каменноугольной залежи Возейского месторождения изоляция водопритока закачкой вязкого упругого состава проводилась на 47 скважинах при проведении капитального ремонта.

Комплекс работ включает в себя:

· подготовка эксплуатационной колонны для работы с пакерами и проведения геофизических исследований;

· геофизических исследований по оценке технического состояния эксплуатационной колонны, определения профиля притока до и после обработки, определение остаточной нефтенасыщенности;

· закачка вязкого упругого состава с последующим подкреплением цементным раствором;

· разбуривание цементного моста, обычно не ниже расчетного ВНК на глубине - 1510 м;

· перфорация эксплуатационной колонны - в основном щелевая гидромеханическая перфорация;

· при недостаточном дебите для спуска подземного оборудования - проведение соляно-кислотной обработки;

· спуск подземного оборудования.

В среднем капитальный ремонт занимал 26,5 суток. Всего было проведено 47 обработок, из них 4 на нагнетательных скважинах, 7 - перевод в нагнетание. 5 скважин до капитального ремонта находились в действующем фонде, остальные в длительном бездействии или консервации. В добычу после КРС было запущено 25 скважин, из них на 6 скважинах (№№ 1635, 1654, 1665, 1585, 1697, 1873) дополнительно были спущены двухпакерные компоновки для изоляции негерметичности эксплуатационной колонны. Не запущены в добычу в 2003 году 11 скважин (8 - по негерметичности ЭК, ожидание двухпакерных компоновок, 1 - смещение ЭК, 2 - переходящие скважины запущены в работу в январе 2004 года).

Для расчета эффективности использовались данные месячных отчетов по добывающим скважинам. Базовый режим учитывался только по скважинам действующего фонда. Расчет эффективности изоляции приведен в таблице 3.3. Всего по запущенным в 2003 году в добычу скважин было дополнительно добыто 13334 тонн нефти, при удельной эффективности 4,9 тонн/сутки.

Таблица 3.3 - Результаты проведения изоляции водопритоков ВУСом на Каменноугольной залежи Возейского месторождении в 2003 году.

Сост. по фонду до обработки

Дата выхода в простой

Дата обработки по технологии

Дата пуска после обработки

Режим до применения

Дополнит.

Время

Удель-

метода

доб.нефти

работы

ная

Qж

Qн

%

накопительная

накопительное

эфф.

Примечание

т/сут

т/сут

воды

2003

2003

2003

тонн

сутки

т/с

д/ф

24-25.02.03

31.03.03

103,9

1,6

98,5

588,20

141,63

4,2

ОПЗ,ГМЩП

консервация

1.09.95

16-17.04.03

6.06.03

820,00

199,62

4,1

ПК, СКО 2-х пак...

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