Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

Институт нефти и газа

Кафедра «Ремонт и восстановление скважин»

Курсовой проект

на тему:

Проект промывки забоя скважины № 1010 от проппанта с применением колтюбинговой технологии на Рогожниковском месторождении после ГРП

по дисциплине: Нетрадиционные технологии ремонта скважин

Руководитель проекта Студент гр. НРК-04-2

Ассистент Романов Д. И.

Листак М.В.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Общие сведения о районе работ

2. Инженерно-геологическая характеристика разреза месторождения (площади, участка)

3. Анализ применяемых на месторождении видов ремонтов скважин (ПРС и КРС) с помощью колтюбинга

4. Выбор вида (видов ремонтных работ с помощью гибких труб, их обоснование и расчет по заданию руководителя:

5. Вывод и рекомендации

6. Список использованных источников

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Разраб.

Романов Д.И.

Провер.

Листак М.В.

Реценз.

Н. Контр.

Утверд.

Лит.

Листов

ВВЕДЕНИЕ

Выбор метода воздействия на нефтяные залежи определяется рядом факторов, наиболее существенными из которых являются геолого-физические характеристики залежей, технологические возможности осуществления метода на данном месторождении и экономические критерии. Перечисленные выше методы воздействия на пласт имеют многочисленные модификации и, в своей основе, базируются на огромном наборе составов используемых рабочих агентов. Поэтому при анализе существующих методов воздействия имеет смысл, в первую очередь, использовать опыт разработки месторождений Западной Сибири, а также месторождений других регионов с аналогичными Рогожниковскому месторождению свойствами коллекторов (в первую очередь низкую проницаемость коллекторов) и пластовых флюидов.

Из методов интенсификации добычи нефти воздействием на призабойную зону скважины наиболее широко распространены:

гидроразрыв пласта(ГРП);

кислотные обработки;

физико-химические обработки различными реагентами;

теплофизические и термо-химические обработки;

импульсно-ударное, виброакустическое и акустическое воздействие.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Наиболее часто применяется ГРП.Гидравлический разрыв пласта (ГРП) — это метод образования новых трещин или расширения существующих в пласте вследствие нагнетания в скважину жидкости или пены под высоким давлением. Чтобы обеспечить высокую проницаемость, трещины наполняют закрепляющим агентом, например, кварцевым песком. Под действием горного давления закрепленные трещины смыкаются не полностью, в результате чего значительно увеличиваются фильтрационная поверхность скважины, а иногда включаются в работу и зоны пласта с лучшей проницаемостью.

Образование новых трещин или раскрытие существующих возможно, если давление, созданное в пласте при нагнетании жидкости с поверхности, становится больше местного горного давления. Образование новых трещин характеризуется резким снижением давления на устье скважины на 3—7 МПа. Раскрытие существующих трещин происходит при постоянном давлении или его незначительном увеличении. В обоих случаях возрастает коэффициент приемистости скважины, который после ГРП должен увеличиться, как минимум, в 3—4 раза, что считают критерием возможности закрепления трещин песком.

Эффект ГРП состоит в том, что скважина начинает работать с отдачей (дебитом), превышающей прежнюю отдачу (дебит) в несколько раз, от 2-3 крат по ранее действовавшим скважинам и от 3 до 8 крат по новому фонду скважин.К сожалению, в результате ГРП происходит частичное разрушение пласта, что является причиной последующего выноса из забоя твердых частиц – механических примесей. Как показывает статистика, в 42% случаев механические примеси, попадая в рабочие органы электроцентробежных насосов (ЭЦН), приводят к их быстрому износу и выходу ЭЦН из строя. Среднее время межремонтного периода (МРП) работы насосов в скважинах после ГРП составляет около 60 суток.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

В мировой практике нефтедобычи уже давно – с начала 60 г.г. XX века – и достаточно широко применяется технология гибкой насосно-компрессорной трубы (ГНКТ). Известен широкий диапазон применения этой технологии - от бурения до заканчивания скважин.

Темой настоящей курсовой работы является обоснование проекта по внедрению ГНКТ в процесс нефтедобычи в ОАО «Сургутнефтегаз» для осуществления промывки скважин после проведения ГРП.

В настоящее время промывка стволов скважин производится в процессе освоения скважины после ГРП. Бригаде капитального ремонта скважин (КРС) требуется на эту операцию до пяти суток. Для промывок применяется 40-50 куб.м. плотного солевого раствора. Общее качество промывки оставляет желать лучшего, т.к. процент отказов ЭЦН из-за примесей, оставшихся в стволе, забое и призабойной зоне, в настоящее время довольно высок. Кроме того, бывают случаи потерь солевого раствора, который уходит в призабойную зону пласта, что существенно увеличивает срок вывода скважин в режим добычи.

ГНКТ позволяет проводить промывки стволов скважин с большей скоростью, в среднем в течение двух суток. Общее количество раствора на одну работу в среднем – до 10 куб.м. Преимуществом технологии ГНКТ является то, что помимо собственно промывки ствола технологическим раствором, она дает возможность закачивать в скважину определенный объем азота для создания пониженного гидростатического давления. В итоге возникает эффект притока жидкости, следовательно, обеспечивается процесс вымывания твердых примесей (солевого раствора) из призабойной зоны пласта. Традиционный станок КРС обеспечить такой эффект не в состоянии. Кроме того, технология ГНКТ позволяет контролировать процесс циркуляции, дает возможность работать при более сложных условиях в скважине.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ РАБОТ

Рогожниковское нефтяное месторождение в административном отношении расположено в Октябрьском районе Ханты-Мансийского автономного округа-Югры Тюменской области.

Район работ удалён на 100 км к востоку от города Нягань.В настоящее время район относится к числу наиболее экономически быстро развивающихся в автономном округе, что стало возможным в связи с ростом объёмов геологоразведочных работ и нефтедобычи.

Наиболее крупное разрабатываемые близлежащие месторождения: Красноленинское, расположенное в 50 км к западу.

Рогожниковская площадь северной своей частью расположена в пределах Обской поймы - молодой аллювиальной равнины с аккумуляцией четвертичных отложений сравнительно большой мощности. Абсолютные отметки рельефа составляют 30-55 м. Южная часть площади тяготеет к плоской аллювиальной равнине на уровне второй надпойменной терассы со слабо выраженными формами речной эрозии и аккумуляции. Абсолютные отметки здесь составляют 46-60 м.

Гидрографическая сеть представлена рекой Обь, которая протекает в субширотном направлении в восточной части площади. Река Обь является основной водной магистралью Тюменской области. На территории района имеется большое количество озёр и болот. Болота непроходимые, замерзают к концу января и являются главным препятствием при передвижении транспорта.

Климат района резко континентальный с продолжительной зимой и коротким тёплым летом. Зима морозная и снежная. Самый холодный месяц года - январь (среднемесячная температура -19 градусов С).

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Абсолютный минимум -54 градуса С. Самым тёплым является июль (среднемесячная температура +15 градусов С), абсолютный максимум +35 градуса С. Среднегодовое количество осадков 500-550 мм в год, причём 75% приходится на тёплое время года. Снежный покров устанавливается во второй половине октября и продолжается до начала июня.Мощность снежного покрова от 0,7 м до 1,5-2 м. Глубина промерзания почвы 1-1,5 м.

Растительный мир разнообразен. Преобладает хвойный и смешанный лес.

Наиболее крупное из близлежащих поселений – город Нягань.

Вблизи расположена НПС «Красноленинская»(системы «Транснефть»).

Таблица 1 - Сведения о районе работ

Наименование | Значение (текст, название, величина) |

Площадь (месторождение) | Рогожниковское |

Год ввода площади в разработку | 1980 |

Административное расположение | Россия |

Республика | |

область (край, округ) | Тюменская (ХМАО) |

Район | Ханты-Мансийский |

Температура воздуха, С | |

Среднегодовая | 2 – 3 |

наибольшая летняя | +35 |

наименьшая зимняя | -54 |

Максимальная глубина промерзания грунта, м | 1,5 |

Продолжительность отопительного периода, сут | 260 |

Преобладающее направление ветров | зимой ЮЗ-З, летом С-СВ |

Наибольшая скорость ветра, м/с | 22 |

Многолетнемерзлые породы, м | прерывисты |

-кровля | 450 |

-подошва | 600 |

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

()

2 ИНЖЕНЕРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЗРЕЗА МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ПЛОЩАДИ,УЧАСТКА)

Для района, на котором располагается Рогожниковское месторождение, характерны подзолистые глинистые почвы на сравнительно возвышенных участках и торфянисто-подзолисто-иловые и торфяные почвы на заболоченных участках местности. В пределах равнин аллювиальные почвы речных терасс в основном песчанистые, местами глинистые.

Район находится в зоне разобщённого залегания приповерхностных и реликтовых многолетнемёрзлых пород. Приповерхностные мёрзлые грунты залегают на водоразделах под торфяниками. Толщина их контролируется уровнем грунтовых вод и достигает 10-15 м, температура постоянная и близка к 0 градусов С.

На сопредельных территориях (на Рогожниковском месторождении мерзлые породы не изучены) ММП залегают на глубинах от 150-200 м (Красноленинское месторождение). Мощность ММП составляет 20-50 м, реже более. Мерзлыми являются чаще нижняя, более глинистая, часть новомихайловской и незначительная часть атлымской свит.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

()

2.1 тЕКТОНИКА

В тектоническом отношении Рогожниковский ЛУ расположен в северной части Красноленинского свода, осложненного структурами второго порядка – Рогожниковским валом и Северо-Рогожниковским куполовидным поднятием, разделенными прогибом без названия. С северо-востока к участку работ примыкает Елизаровский прогиб, с юга – Поснокортская ложбина.

В региональном плане район работ представляет северный борт Красноленинского свода, погружающийся в сторону Елизаровского прогиба и осложненный крупными и мелкими структурами III порядка.

В результате проведенных сейсморазведочных работ методом МОВ и МОГТ в 1976-1994 гг. выявлен и подготовлен ряд локальных структур III порядка: Восточно-Рогожниковская-I, Восточно-Рогожниковская-II, Восточно-Рогожниковская-III, Важнайская, Восточно-Важнайская, Южно-Рогожниковский малый прогиб, Северо-Сосновская, Хорсоимская, Ляльская, Сосновская, Высотная, Сирдемская, Восточно-Сирдемская и девять структур без названия.

Представление о тектоническом строении участка базируется на данных глубокого бурения, результатов съемок МОВ ОГТ, магниторазведки.

В составе фундамента исследуемого рйона выделяются два структурных этажа, перекрываемых платформенным чехлом мезозойско-кайнозойских осадочных пород.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

()

Отложения промежуточного комплекса или рогожниковский сейсмокомплекс, который в стратиграфическом отношении отождествляется с одноименной свитой, выполняют зоны прогибов и впадин в рельефе поверхности складчатого фундамента. Представлены они эффузивно-осадочными породами триасового возраста.

Формирование мезозойско-кайнозойского осадочног чехла в районе работ, в основном, началось в тоарское время и практически непрерывно продолжается вплоть до настоящего времени.

В разрезе мезозойско-кайнозойского осадочного чехла исследуемого участка присутствует несколько структурных поверхностей, которые хорошо картируются сейсморазведкой. Среди них выделяются отражающие горизонты: «А»-поверхность фундамента, «Тю6», «Тю4», «Тю2»-поверхности в разрезе среднеюрских отложений, «Б»-кровля битуминозных аргиллитов верхнетутлеймской подсвиты, «М», «М1»-представляющие поверхности, связанные с пластами неокома.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

()

2.2 ЛИТОЛОГО-СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА И ФИЗИКО-МЕЗАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД

Таблица 2 – Литолого-стратиграфическая характеристика и физико- механические свойства горных пород по разрезу скважины

1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |

Четвертичная система | Q | 0 | 40 | 40 | - | - | Суглинки ПескиСупеси | 206515 | 1.4 |

Туртасская свита | Pg3h | 40 | 70 | 30 | - | - | ПескиГлины | 7030 | 1.4 |

Новомихайловская свита | Pg3r | 75 | 130 | 65 | - | - | ПескиГлиныАлевролиты | 702010 | 1.35 |

Атлымская свита | Pg3p | 130 | 200 | 70 | - | - | ПескиАлевриты | 7525 | 1.35 |

Тавдинская свита | Pg2b-Pg3p1 | 200 | 350 | 150 | - | - | ГлиныАлевролиты | 8020 | 1.32 |

Люлинворская свита | Pg2l-b | 350 | 665 | 215 | - | - | ОпокиПесчаникиГлины | 355015 | 1.3 |

Талицкая свита | Pg1m-t | 665 | 800 | 135 | - | - | ГлиныАлевролиты | 955 | 1.3 |

Ганькинская свита | К2d+mt | 800 | 870 | 70 | - | - | Глины | 100 | 1.25 |

Березовская свита | K2cn-cp | 870 | 990 | 120 | - | - | ОпокиГлины | 4555 | 1.23 |

Кузнецовская свита | K2t-cn | 990 | 1040 | 50 | 1,03 | 1,1 | Глины | 30 | 1.2 |

Уватская свита | K2c | 1040 | 1300 | 260 | 1,03 | 1,1 | ПескиАлевролиты | 2080 | 1.25 |

Ханты-мансийская свита | K1al | 1300 | 1550 | 250 | 1,03 | 1,1 | Алевриты ПесчаникиГлины | 453025 | 1.25 |

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

()

Продолжение таблицы 2

Викуловская свита | К1a | 1550 | 1880 | 330 | 1,03 | 1,1 | Глины ПесчаникиАлевролиты | 251560 | 1.2 |

Кошайская свита | K1a | 1880 | 1940 | 60 | 1,03 | 1,1 | Глины | 100 | 1.15 |

Фроловская свита | К1-2g-a | 1940 | 2500 | 560 | 1,03 | 1,1 | ГлиныАлевролиты | 9010 | 1.12 |

Bерхнетутлеймская подсвита | K1v+b | 2500 | 2510 | 10 | 1,03 | 1,1 | Аргиллиты | 100 | 1.1 |

Нижнетутлеймская подсвита | J3t | 2510 | 2540 | 30 | 1,1 | 1,3 | Аргиллиты | 100 | 1.05 |

Абалакская свита | J3c-km | 2540 | 2570 | 30 | 1,1 | 1,3 | Глины | 100 | 1.01 |

Тюменская свита | J2a-c | 2570 | 2700 | 130 | 1,1 | 1,3 | ГлиныАлевролиты Песчаники | 153055 | 1.01 |

Рогожниковская свита | Tr | 2700 | 2850 | 150 | 1,1 | 1,3 | Базальт | 100 | 1 |

Продолжение таблицы 2

11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 |

870 | 20 | 0,5 | 10 | 2 | 35 | 0,95 |

Окончание таблицы 2

18 | 19 | 20 | 21 | 22 | 23 |

27 | 0,05 | 3-8 | Т | 0,025 | 105 |

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

()

Таблица 3 – Градиенты давлений и температура по разрезу

Индекс стратиграфического подраздел. | Глубина определения давления | Градиенты |

1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |

Q | 40 | 0.100 | 0.22 | 0,22 | 2.5 |

Pg3h | 60 | 0.100 | 0.22 | 0,22 | 2.5 |

Pg3r | 130 | 0.100 | 0.22 | 0,22 | 2.5 |

Pg3p | 200 | 0.100 | 0.22 | 0,22 | 2.5 |

Pg2b- Pg3p1 | 350 | 0.100 | 0.22 | 0,22 | 2.5 |

Pg2l-b | 565 | 0.100 | 0.20 | 0,22 | 2.5 |

Pg1m-t | 700 | 0.100 | 0.20 | 0,22 | 2.5 |

К2d+mt | 750 | 0.100 | 0.18 | 0,22 | 2.5 |

K2cn-cp | 970 | 0.100 | 0.18 | 0,22 | 2.5 |

K2t-cn | 1020 | 0.100 | 0.18 | 0,22 | 2.5 |

K2с | 1270 | 0.100 | 0.18 | 0,22 | 2.5 |

K1al | 1520 | 0.103 | 0.16 | 0,22 | 3 |

K1a | 1800 | 0.103 | 0.16 | 0,22 | 3 |

K1a | 1850 | 0.103 | 0.16 | 0,22 | 3 |

K1g-a | 2400 | 0.103 | 0.16 | 0,22 | 3 |

K1v+b | 2410 | 0.103 | 0.16 | 0,22 | 3 |

J3t | 2440 | 0.103 | 0.16 | 0,22 | 3 |

J3с-km | 2470 | 0.107 | 0.16 | 0,22 | 3 |

J2a-c | 2600 | 0.107 | 0.16 | 0,22 | 3 |

J1 | 2650 | 0.107 | 0.16 | 0,22 | 3 |

Tr | 2850 | 0.107 | 0.16 | 0,22 | 3 |

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

2.3 НЕФТЕГАЗОВОДОНОСНОСТЬ

Геологический разрез Рогожниковского участка представлен мощной толщей терригенных отложений мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, залегающих со стратиграфическим несогласием непосредственно на отложениях доюрского основания. Промышленно продуктивными являются отложения триасового комплекса тюменской свиты (пласт ЮК2-9), баженовско-абалакского комплекса(пласт ЮК0) и викуловской свиты(пласт ВК1).

Нефтегазоносность месторождения

В породах доюрского комплекса выявлены две залежи, приуроченные к Рогожниковской-2 и Сосновской структурам.

Рогожниковская залежь (район СКВ. 729Р) вскрыта 3 скважинами №729Р,203Р,723П. Залежь нефтяная, массивная, размеры 16x14 км.,высота 95 метров. При испытании скв.729Р получен приток нефти дебитом 24 м3/сут при СДУ 603 м. Общая эффективная толщина в скважине составляет 36,6 м, нефтенасыщенная – 10,8. ВНК-2525 м.

В границах Сосновской залежи (р-н скв. 713Р) пробурено 8 скв. № 709Р, 710Р, 712-714Р,718П,820П,822П. Залежь пластовая,сводовая, размеры 30x12 км., высота 201 м. При испытании скв. 714П и 713Р получены притоки нефти дебитом 9,8 и 18 м3/сут. Общая эффективная толщина изменяется от 3,2 до 12,8 м, нефтенасыщенных – от 8,6 до 12,8 м. ВНК-2710 м.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Залежь пласта ЮК2-9 вскрыта скв. № 709Р,710Р,711Р,712Р,713Р,820П. Залежь связана литологически – ограниченной линзой коллекторов, размер 25x17 км. при испытании скважины безводные притоки нефти дебитами от 1,5824 м3/сут при СДУ 994,5 м(820П) до 24 м3/сут при СДУ 114,35 м(скв.713 Р).

Общие эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,2 до 16,4 м. Количество проницаемых прослоев изменяется от 3 до 11, среднее значение расчлененности по пласту 7, коэффициент песчанистости в среднем по залежи 0,319 (от 0,142 до 0,478).

В пласте ЮК0 выявлена одна залежь в районе скв.712Р. При испытании скважины в интервале 2422-2456 м совместного отложения баженовской и абалакской свит, получен фонтанный приток нефти дебитом 15 м3/сут на 8-мм. штуцере. Эффективная нефтенасыщенная толшина в скважине 3,8 м, запасы нефти отнесены к категории С1 в пределах квадрата со стороной 3 км в районе скважины 712Р.

В пласте ВК1 выявлено 3 залежи, связанные со сводовыми частями Рогожниковского-2 и Сосновского, и Восточно-Сосновского поднятий. Рогожниковская залежь(р-н скв. 723П-734Р) вскрыта 7 скв.(№203Р,700П,723П,724П,725П,729Р,734Р). Залежь пластовая, сводовая, размеры 20x16 км, высота 22 м. ВНК-1445 м. Опробование пласта проведено в 4 скв, дебиты нефти изменяются от 0,84 м3/сут(725) до 12,2 м3/сут(734). Эффективная толщина изменяется от 6,4 до 12 м, нефтенасыщенных от 1,6 до 8,8 м. Толщина непроницаемого раздела на уровне ВНК изменяется от 2 м. Эффективные водонасыщеннные толщины в пределах 5,4-9,6 м Количество проницпемых прослоев от 1 до 7, расчлененность по пласту 4,6, коэффициент песчанистости 0,66-0,941 в среднем по залежи 0,738.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Сосновская залежь(р-н скв. 712Р-714П) вскрыта 4 скв.(№710Р,712Р,714П,820П). Залежь пластовая, сводовая, 17x17 км, высота 18 м. ВНК -1445 м. Залежь испытана в скв. 712 и 714, в которых получены безводные притоки нефти дебитами 2 м3/сут(712) и 9,7 м3/сут (714). Эффективные и нефтенасыщенные толщины в скважинах меняются от 7 до 12 м. Толщина непроницаемого раздела между нефтенасыщенным пластом ВК1 и нижележащим водонасыщенным пластом ВК2 изменяется от 7,2 м(714) до 9,6 м(712). Количество проницаемых прослоев изменяется от 4 до 6,расчлененность 4,7. Песчанистость 0,69.

Восточно-Сосновская залежь(р-н скв. 825П) вскрыта 2 скв.(№825П и 1411Р). Залежь массивная, 16x14 км, высота 13 м. ВНК – 1480 м. При испытании скв. 825П при бурении в интервале 1560-1575 м приток нефти дебитом 5 м3/сут по данным ГИС в скв. 825 выделено 12,5 м эффективной толщины, из которых 10 м нефтенасыщенные толщины, толщина непроницаемого раздела между нефтенасыщенным пластом ВК1 и нижележащим водонасыщенным пластом ВК2 равна 1 м. Количество проницаемых прослоев меняется от 6 до 8, в среднем расчлененность равна 7. Песчанистость по залежи 0,771.

В гидрогеологическом отношении район проектируемых работ представляет собой центральную часть Западно-Сибирского артезианского бассейна, одного из наиболее крупных аккумуляторов подземных вод. Выделяется три самостоятельных, наложенных друг на друга гидрогеологических бассейна: кайнозойский, мезозойский и палеозойский.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

()

Кайнозойский гидрогеологический бассейн – инфильтрационная система, в составе которой выделяется два гидрогеологических комплекса: четвертичный и эоцен-олигоценовый.

Четвертичный комплекс включает в себя грунтовые воды сезонно-протаивающего слоя и таликов в толще многолетне-мерзлых пород, а также напорные водоносные горизонты талых вод. Об обильности четвертичного комплекса можно судить по данным откачек из таликов в тонкозернистых песках мощностью 30 м, давших 300-500 м3/сут при понижении 3-5 м в районах, прилегающих к исследуемому участку.

Основной объем вод эоцен-олигоценового гидрогеологического комплекса находится в твердом состоянии, в силу чего его водообильность уступает водообильности четвертичного.

В составе мезозойского гидрогеологического бассейна выделяется три водоносных комплекса, разделенных субрегиональными водоупорами.

Апт-альб-сеноманский гидрогеологичсекий комплекс охватывает отложения уватской, ханты-мансийской и викуловской свит.

Неокомский гидрогеологический комплекс включает в себя нижнюю подсвиту алымской свиты аптского возраста. Мощность комплекса порядка 600 м. Отдельные водоносные пласты имеют мощность от 8 до 40 м, а мощность разделяющих их глинисты толщ 20-100 м.

Юрский гидрогеологический комплекс приурочен к тюменской свите. Общая мощность комплекса не менее 750 м. Для пьезометрического уровня вод комплекса характерно неупорядоченное изменение по площади.

Юрский водоносный комплекс перекрывает палеозойский гидрогеологический бассейн, особенностью которого является приуроченность подземных вод к зонам вторичной трещиноватости. Водоносные зоны разобщены, имеют резкую пространственную дифференциацию водопроводимости. Отдельные зоны имеют гидравлическую связь с песчаными пластами в подошве мезозойского бассейна.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

()

Таблица 4 - Нефтеносность

1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |

K1(BK1-2) | 1540 | 1570 | Трещиноватый | 740 | 855 | 0.04 | 0.53 | 4.48 | 20 |

J3(ЮК0) | 2440 | 2475 | Трещиноватый | 705 | 810 | 0.03 | 0.52 | 4.47 | 10 |

J1-2(ЮК2+7) | 2540 | 2600 | Поровый | 750 | 850 | 0.03 | 0.29 | 3.10 | 13 |

Т(Тр1-2) | 2620 | 2680 | Трещиноватый | 710 | 826 | 0.03 | 0.26 | 3.05 | 35 |

Т(Тр3) | 2750 | 2800 | Трещиноватый | 698 | 826 | 0.03 | 0.27 | 3.06 | 15 |

Т | 2840 | 2850 | Трещиноватый | 701 | 830 | 0.03 | 0.29 | 3.08 | 10 |

Окончание таблицы 4.

Параметры растворенного газа |

11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 |

40 | 0,05 | 0,2 | 1,07 | 0,91 | 12,7 |

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

()

Таблица 5 -Водоносность

| | | | Cl- | SO4-2 | HCO3- | Na+ | Mg+2 | Ca+2 | | |

1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 |

K1(Сеноман) | 1090 | 1320 | поровый | 98,0 | - | 2,0 | 91,0 | 2,0 | 7,0 | 9-17 | Хлор-кальциевый |

K1(BK1-2) | 1575 | 1585 | поровый | 86,5 | - | 13,5 | 96,1 | 1,0 | 2,9 | 7,65 | Хлор-кальциевый |

J1-2(ЮК2+7) | 2610 | 2620 | поровый | 80,0 | 0,5 | 19,5 | 98,1 | 0,1 | 1,8 | 16,35 | Хлор-кальциевый |

Т(Тр1-2) | 2690 | 2700 | поровый | 80,0 | 0,5 | 19,5 | 98,1 | 0,1 | 1,8 | 16,35 | Хлор-кальциевый |

Т(Тр3) | 2810 | 2820 | поровый | 80,0 | 0,5 | 19,5 | 98,1 | 0,1 | 1,8 | 16,35 | Хлор-кальциевый |

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

()

2.4 ВОЗМОЖНЫЕ ОСЛОЖНЕНИЯ ПО РАЗРЕЗУ СКВАЖИНЫ

Таблица 6 - Сведения о возможных поглощениях бурового раствора

1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |

Q – Р2/3 | 0 | 450 | 5 | нет | |

К2-К1 | 450 | 1850 | 7 | нет | Отклонение параметров бурового раствора от проектных |

К1-Т | 1960 | 2850 | 3 | нет | |

Таблица 7 - Осыпи и обвалы стенок скважины

Q – Р2/3 | 0 | 450 | интенсивные | 3 | 450 | 100 – 120 | Нарушение технологии бурения, отклонение параметров бурового раствора от проектных, длительные простои при бурении |

К2-К1 | 450 | 1850 | слабые | 3 | 1400 | 100 – 120 | |

К1-Т | 1960 | 2850 | слабые | 3 | 890 | 100-120 | |

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

()

Таблица 8 - Нефтегазоводопроявления

К1(сеноман) | 1090 | 1320 | Вода | - | - | Пренебрежение к постоянному доливу жидкости в скважину во время подъема инструмента, проведение геофизических, ре-монтных и прочих работ без циркуляции бурового раствора, во время простоев, применение бурово-го раствора с плотностью ниже значений, заложенных в проекте |

К1(ВК1-2) | 1540 | 1570 | Нефть | - | 740 | |

К1(ВК1-2) | 1575 | 1585 | вода | - | - | |

J3(ЮК0) | 2440 | 2475 | Нефть+газ | - | 705 | |

J1-2(ЮК2+7) | 2540 | 2600 | нефть | - | 750 | |

J1-2(ЮК2+7) | 2610 | 2620 | вода | - | | |

Т(Тр1-2) | 2620 | 2680 | нефть | - | 710 | |

Т(Тр1-2) | 2690 | 2700 | Вода | - | | |

Т(Тр1-2) | 2750 | 2800 | нефть | - | 698 | |

Т(Тр1-2) | 2810 | 2820 | вода | - | | |

Т(Тр1-2) | 2840 | 2850 | нефть | - | 701 | |

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

()

Таблица 9 - Прихватоопасные зоны

| Q – Р2/3 | 0 | 450 | - | - | Отклонение параметров бурового раствора от проектных, плохая очистка ствола скважины от шлама Отклонение параметров бурового раствора от проектных, нахождение бурильной колонны и геофизических приборов без движения более регламентирующего времени |

| Р2/3-Т | 450 | 2850 | - | - | |

Таблица 10 - Прочие возможные осложнения

Интервал, м | Вид (название осложнения) | Характеристика (параметры) осложнения и условия возникновения |

от(верх) | до(низ) | | |

710 | 1520 | разжижение бурового раствора | Отклонение параметров бурового раствора от проектных, нахождение бурильной колонны и геофизических приборов без движения более регламентирующего времени, плохая очистка ствола скважины от шлама, сужение ствола скважины |

1520 | 2850 | Сужение ствола скважины | |

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

2.5 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ФОНДА СКВАЖИН

Таблица 11 - Фонд добывающих скважин на 01.01.2008г.

способэкспуатации. | Общий фонд скважин |

фонтанный | 7 | 2 | 0 | 3 | 12 | 7 | 1 | 1 |

УЭЦН | 26 | 3 | 1 | 5 | 35 | | | |

фон/уэцн | 4 | 0 | 1 | 0 | 5 | | | |

ШГНУ | 6 | 0 | 1 | 2 | 9 | | | |

фон/шгну | 6 | 0 | 0 | 2 | 8 | | | |

ИТОГО | 49 | 5 | 3 | 12 | 69 | | | 78 |

Таблица 12 – Фонд нагнетательных скважин на 01.01.2008

Пресная | 13 | 2 | 1 | 1 | 17 |

Соленая | 22 | 1 | 0 | 0 | 23 |

Итого | 35 | 3 | 1 | 1 | 40 |

.водозаборные скважины |

Соленая | 5 | 0 | 0 | 0 | 5 |

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

()

3 АНАЛИЗ ПРИМЕНЯЕМЫХ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ ВИДОВ РЕМОНТОВ СКВАЖИН (ПРС И КРС) С ПОМОЩЬЮ КОЛТЮБИНГА

На месторождениях НГДУ «Быстринскнефть» большую часть всего объема выполняемых занимают работы по воздействию на призабойную зону пласта (ПЗП) (КР 7) это около 30% всех выполняемых мероприятий. Основными факторами вызывающие загрязнение ПЗП:

а) Проникновение в пористую среду воды, что приводит к увеличению водонасыщенности и созданию «блокирующей» преграды фильтрации нефти и газа за счет разности поверхностных натяжений воды и пластовой жидкости.

б) Образование в ПЗП устойчивой эмульсии из-за периодического изменения гидродинамического давления на стенки скважины с последующим взаимным диспергированием воды (фильтрата) и нефти.

в) В водонагнетательных скважинах происходит выпадение солей в порах пород ПЗП при контакте пластовых и закачиваемых вод.

Все более распространенной технологией интенсификации нефтедобычи и увеличения коэффициента нефтеизвлечения для малодебитных скважин, низкообводненных скважин, эксплуатирующих неоднородные продуктивные пласты с низкими фильтрационно-емкостными характеристиками, стала технология гидравлического разрыва пласта (ГРП) (КР7-2) которая на Рогожниковском месторождении занимает около 10% от всего объема выполняемых работ.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

(2)

()

130503.РВС.КП.ХХХ.ХХ.06.ПЗ

Одним из недостатков ГРП является то, что при распространении трещины по пласту ориентация и направление ее распространения обусловлены напряженным состоянием пород и не контролируется технологически. В результате этого трещина уходит за пределы продуктивного пласта, что снижает эффективность ГРП, а в случае

наличия вблизи продуктивного водоносного пласта способствует быстрому обводнению скважины. В связи с этим перед проведением ГРП рекомендуется провести глубокую кислотную обработку пласта.

В настоящее время скважины для проведения ГРП выбирают по следующим критериям:

а)Дебит жидкости – до 10 м3/сут;

б)Перфорированная мощность – не менее 3 м.;

в)Обводненность – менее 30%;

г)Остаточные извлекаемые запасы – не менее 70% начальных.

В течение 2007 года силами бригад капитального ремонта скважин (КРС) было произведено 62 ремонта из них 25 на добывающем фонде скважин, в т.ч. 19 оптимизации глубинно-насосного оборудования (ГНО). 18 ремонтов произвели на нагнетательном фонде скважин (ревизия пакера).

Основная доля ремонтов (46 %) приходится на ревизию глубинно-насосного оборудования:

1. По скважинам оборудованным ШГНУ

0 Ревизия и смена насоса.

1 Устранение обрыва штанг.

2 Устранение отворота штанг.

3 Замена штанг.

4 Замена полированного штока.

5 Замена, опрессовка и устранение негерметичности ГНКТ.

6 Очистка и пропарка ГНКТ и штанг.

7 Ревизия, смена устьевого оборудования.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

()

2. По скважинам оборудованным УЭЦН

8 Смена электродвигателя.

9 Устранение повреждения кабеля.

10 Ревизия, смена, устранение не герметичности ГНКТ.

11 Очистка и пропарка ГНКТ.

12 Ревизия, смена устьевого оборудования.

Под оптимизацией глубинно-насосного оборудования подразумевают:

Изменение глубины подвески, смена типоразмера ГНО, спуск высокопроизводительного и высоконапорного скважинного оборудования с глубоким погружением. Данный вид мероприятий позволяет, увеличить дебит нефти за счёт снижения забойного давления до величины близкой к давлению насыщения, а при обводненности добываемой продукции более 80 %. снижении забойного давления, ниже давления насыщения на 10 %,

Данный вид мероприятий рекомендуется проводить на месторождения находящихся, на поздних стадиях разработки, что позволяет подключить в разработку слабодренируемые участи пласта.

Как следует из рисунка, комплекс гибкой насосно-компрессорной трубы выполнял практически те же операции, что и традиционные установки КРС:

* Ликвидация гидратно-парафиновых пробок (ЛГПП);

* Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗП);

* Промывка стволов скважин;

* Промывка после гидроразрыва пласта и пр.

Рисунок 1 - Операции ГНКТ в НГДУ «БН» в 2007 году

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Таблица 13 – Число проведенных скважиио-операций с ГТ

ВИД РЕМОНТА | Число скважино-операций |

| 2007 |

КР1.Ремонтно изоляционные работы | 9 |

КР2.Устранение негермет. э/колонны | 4 |

КР3.Устранение аварий | 3 |

КР4.Переход на другой горизонт | 7 |

КР5. Внедрение (извлечение) пакера-отсекателя | 3 |

КР6.Комплекс связанный с бурением | 3 |

КР7.Обработка ПЗП | 7 |

КР7-2.0 ГРП | 8 |

КР8.Исследование скважин | 3 |

КР9.Перевод под другое назначение | 8 |

КР11.Консервация (расконсервация) | 2 |

КР12.Ликвидация скважин | |

КР13.Прочие виды работ | 5 |

ИТОГО | 62 |

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ИСТОРИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ

1. Номер скважины - №1010

2. Тип скважины – нефтяная

3. Предприятие – ОАО «СНГ», НГДУ «Быстринскнефть», ЦДНГ-7

4. Куст - №81

5. Пробуренная глубина – 3189,2 м

6. Максимальная глубина инклинометрии – 3146 м

7. Глубина искусственного забоя – 3072 м

8. Дата начала бурения – 12.01.2007

9. Дата окончания бурения – 07.02.2007

10. Дата ввода в эксплуатацию – 20.04.2007

11. Способ эксплуатации – механизированный (УЭЦН)

12. Проводимые ремонты:

* 03.05.2007-07.05.2007 – Перевод с фонтанного режима на эксплуатацию ЭЦН

* 01.06.2007-26.06.2007 – Рост обводненности

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

4 ВЫБОР ВИДА РЕМОНТНЫХ РАБОТ

Для рассматриваемой скважины № 1010 Рогожниковского месторождения характерна проблема, присущая для всего месторождения в целом – это низкий дебит по нефти ввиду низких показателей фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов. По промысловым данным средний дебит нефти за 2007 год составил 4,22 т/сут при обводненности в 44,98 %.

Исходя из этого становится ясно, что необходимо провести мероприятия по интенсификации притока флюида в скважину. Одной из распространенных операций этого вида является гидравлический разрыв пласта (КР 7-2), обладающий следующими преимуществами:

1. Быстрое повышение дебита эксплуатационных скважин

2. Короткие сроки проведения работ по ГРП

3. Относительно низкая стоимость выполнения операции ввиду многолетней отработанности технологии на многих месторождениях

Наиболее эффективным по приросту дебита нефти является гидроразрыв пласта.

Именно по этим причинам для этой скважины выбирается именно ГРП.

На сегодняшний день приблизительно около 50% нефти добывается на Рогожниковском месторождении из скважин, охваченных гидроразрывом пласта, который и является предметом изучения данной работы.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

()

Таблица 14 – Геолого-технические данные по скважине №1010 Рогожниковского месторождения

№ п/п | Данные по скважине № 1010 На Рогожниковском месторождении. | Показатели, ед. изм. |

1. | * радиус скважины по долоту, м | rс = 0,09525 |

2. | * диаметр эксплуатационной колонны, м | dэ = 0,168 |

3. | * отметка искусственного забоя по стволу скважины, м | hиз= 3072 |

4. | * средний угол наклона (от вертикали) по стволу скважины, град. | = 2,004 |

5. | * отметка спуска насосно-компрессорных труб (НКТ) или насоса, м | hтр = 2745 |

6. | * диаметр ГНКТ, м | dтр = 0,073 |

7. | * средняя проницаемость пласта, м2 | k = 0,0012 |

8. | * пористость пласта | m = 0,19 |

9. | * модуль упругости пласта, Па | Е = 2,1*1011 |

10. | * коэффициент Пуасона | v = 0,07 |

11. | * коэффициент продуктивности скважины, м3/сут/атм | 0,16 |

12. | * интервал перфорации, м | hперф=2655-2660 |

13. | * тип перфоратора; | ПК-120 |

14. | * радиус перфорационного канала, м | rо = 0,01 |

15. | * длина перфорационного канала от центра скважины, м | lо = 0,02 |

16. | * плотность перфорации,отв/м | n = 15 |

17. | * газосодержание продукции, м3/м3 | 40 |

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Продолжение таблицы 14

18. | * обводненность продукции (доля воды в нефтегазовой смеси), % | 45 |

19. | * плотность пластовой воды, кг/м3 | 1055 |

20. | * альтитуда скважины, м | 139,1 |

21. | * пластовое давление и дата его замера, МПа | Рпл 13,8; 10.07.07 |

22. | * коэффициент безопасности | 0,05 |

23. | температура на поверхности при производстве работ, С0 | 12 |

24. | * температура на забое, С0 | 70 |

25. | * среднегодовая температура на устье, С0 | +1 |

26. | * ускорение свободного падения, м/с2 | 9,81 |

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

4.1 ВЫБОР ТИПА ЖИДКОСТИ ГЛУШЕНИЯ И РАСЧЕТ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ

Для глушения скважины в один цикл через НКТ, спущенные до забоя с продавкой жидкости в пласт (полная замена скважинной жидкости), необходимая ее плотность рассчитывается по формуле:

, кг/м3

где П - коэффициент безопасности работ, учитывающий возможность

повышения пластового давления в призабойной зоне скважины в

период ремонта;

Р пл - пластовое давление, МПа;

h ис - отметка положения искусственного забоя по стволу скважины, м;

а - средний зенитный угол ствола скважины, град.

Выбор необходимой вязкости ЖГ

Определение необходимости обработки ЖГ ингибиторами коррозии и реагентами для предупреждения солеотложений.

С целью сохранения коллекторских свойств призабойной зоны скважины необходимо обеспечить минимально возможное проникновение ЖГ в пласт под действием репрессии. Это чаще всего достигается увеличением вязкости ЖГ путем введения растворимых в ней полимеров.

Выбор типа используемого для загущения ЖГ полимера необходимо производить исходя из сведений о солевой основе жидкости, температурных условий применения и продолжительности ведения ремонтных работ. В качестве универсального загустителя рекомендуется использовать модифицированный крахмал МК-3, термостабильность которого ограничивается 100°С. При более высоких значениях пластовой температуры (до 150 °С) следует использовать реагент ОЭЦ (оксиэтилцеллюлоза).

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

()

Для определения необходимой концентрации добавки загустителя необходимо выбрать требуемую величину вязкости ЖГ с учетом температурных условий применения.

Для предотвращения поглощения жидкости глушения в высокопроницаемыми продуктивными пластах (> 0,3 мкм2), а также при глушении скважин с большим газовым фактором (> 400 м3/м3) следует применять буферную жидкость максимально возможной вязкости.

При наличии в скважине спущенных до забоя НКТ и интенсивном поглощении ЖГ в состав загущенной буферной жидкости необходимо ввести водо-, кислоторастворимые наполнители (молотый мел, известняк, сидерит, поваренная соль и др.). Ориентировочная дозировка загустителя - до 2 %, наполнителя - до 4 %.

Коррозионная активность водных растворов неорганических солей увеличивается с уменьшением водородного показателя рН, повышением температуры (особенно выше 90°С), при разбавлении ЖГ пластовыми водами.

Дополнительным фактором, способствующим появлению локальной коррозии, является отложение на поверхности металлов водонерастворимых солей (CaS04, СаСО3), происходящее при смешивании жидкостей на основе кальциейсодержащих солей с пластовыми водами сульфатного и гидрокарбонатного типа. Образование осадков, как правило, сопровождается кольматацией порового пространства продуктивного пласта, отложением солей на элементах насосного оборудования в скважине, лифтовых трубах, нефтесборном коллекторе.

С целью предотвращения солеобразования и снижения коррозионной активности при использовании ЖГ на основе кальциевых солей (CaCl2, Са(NО3)2) для глушения скважин, имеющих в продукции пластовую воду указанных типов, необходимо использовать один из следующих реагентов:

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

()

- амифол (ТУ 6-09-20-195-910) - смесь аммонийных солей следующих кислот: нитрилтриметилфосфоновой, фосфористой и соляной - хорошо растворимая в воде композиция желто-зеленого цвета пастообразной консистенции, взрыво-пожаробезопасное, малотоксичное соединение.

- ОЭДФ (ТУ 6-09-20-54-79) - оксиэтилендифосфоновая кислота - порошкообразное вещество белого цвета, малотоксичное соединение.

- НТФ (ТУ 6-09-5283-86) - нитрилотриметилфосфоновая кислота - порошок белого цвета, хорошо растворимый в воде, кислотах, щелочах; малотоксичное соединение.

Указанные реагенты используются в виде 10 - 20 % - ных водных растворов и эффективны до температуры 130 °С.

Рабочие концентрации ингибиторов коррозии и осадкообразования должны составлять 0,02 % - 0,06 % масс., где нижнее значение соответствует меньшей, а верхнее - большей концентрации осадкообразующих ионов в интервале 200 – 2000 мг/л.

При использовании для глушения тяжелых рассолов на основе хлоридов и бромидов кальция и цинка необходимо использовать ингибиторы коррозии типа Нефтехим - 3, Тарин, СНПХ - 6014М, представляющие собой маслянистые жидкости темного цвета. Рекомендуемая концентрация введения реагентов от 0,10 г/л до 2 г/л в зависимости от температуры и агрессивности среды.

Рабочие концентрации используемых ингибиторов должны быть уточнены в лабораторных условиях по соответствующей методике.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Необходимость ввода ПАВ в состав ЖГ.

1. С целью предотвращения отрицательного влияния капиллярных сил, возникающих на границе раздела фаз при контакте ЖГ на водной основе с пластовой углеводородной жидкостью необходима обработка ЖГ соответствующими ПАВ. Обработке следует подвергать жидкости при глушении скважин с низкой проницаемостью продуктивных пластов (менее 50 мД).

2. При выборе ПАВ следует руководствоваться следующим:

- межфазное натяжение на границе раздела фаз ЖГ - пластовый флюид должно быть минимальным и не превышать 7 - 10 мН/м;

- ПАВ должны обладать способностью гидрофобизации поверхности поровых каналов призабойной зоны пласта;

- в рассолах следует использовать неионогенные и (или) катионные ПАВ или их композиции.

3. Выбор ПАВ для ЖГ с содержанием твердой фазы следует производить в соответствии с разделом 6 РД 39-0147009-510-85 "Руководство по предупреждению загрязнения нефтенасыщенных пластов".

Выбор ПАВ для ЖГ без твердой фазы на основе рассолов следует производить в соответствии в РД 39-14/02-005-90 "Инструкция по технологии приготовления и применения жидкостей без твердой фазы с регулируемыми свойствами, сохраняющих коллекторские свойства пластов, для сложных условий глушения, в том числе на основе тяжелых жидкостей".

4. Для ЖГ без твердой фазы на водной основе рекомендуется добавление композиции неионогенного и катионоактивного ПАВ при их соотношении 1:10 и содержании последнего 0,1 - 0,2% масс. Рабочие концентрации ПАВ должны уточняться в лабораторных условиях.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Прогнозирование влияния ЖГ на потенциальную продуктивность скважин после проведения ремонтных работ.

Критерием оценки влияния ЖГ на продуктивность скважин при проведении ремонтных работ является величина коэффициента дополнительных фильтрационных сопротивлений S (скин-эффект), определяемого по формуле:

S = S1 + S2

где S1 - коэффициент добавочных фильтрационных сопротивлений,

создаваемых мелкодисперсными частицами твердой фазы;

S2 - коэффициент добавочных фильтрационных сопротивлений,

создаваемых фильтратом жидкости глушения.

Определение величин коэффициентов S1 и S2 основано на результатах лабораторных исследований проницаемости натурных (или модельных) образцов кернов после воздействия ЖГ различного состава и производится по формулам:

где и 1 – соответственно, глубина и коэффициент восстановления

проницаемости зоны кольматации проницаемый среды

вокруг перфорационных каналов;

rс - радиус скважины по долоту, м;

n - плотность перфорации, отв/м;

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

r0 - радиус перфорационного канала, м.

где Rф - радиус проникновения фильтрата ЖГ, м (от оси скважины);

2ср = k2ср/k - средний коэффициент восстановления проницаемости

пористой среды по нефти после воздействия фильтрата

жидкости перфорации.

где 2i - коэффициент восстановления проницаемости керна в i-той кольцевой зоне размером r (рекомендуется принимать равной 0,2 м) от стенки скважины до радиуса Rф проникновения фильтрата ЖГ.

Определение величин 1 и необходимо проводить в соответствии с методикой экспериментальной оценки закупоривающего действия твердой фазы, изложенной в разделе 4 РД 39-147009-510-85 "Руководство по предупреждению загрязнения нефтенасыщенных пластов". Указанные величины определяются для жидкостей, содержание твердой фазы в которых обусловлено рецептурой (наполнители, кольматанты). Остальные жидкости перед использованием на скважине необходимо подвергать очистке от мелкодисперсных частиц твердой фазы до значений концентрации последних не более 0,1% масс.

Для получения величин 2i и 2ср необходимо определить зависимость коэффициента восстановления проницаемости керна от перепада давления после воздействия фильтрата ЖГ на керне длиной 5 см, полученную в результате экспериментальных исследований по методике, изложенной в разделе 2 РД 39-0147001-742-92 "Методика комплексной оценки качества вскрытия продуктивных пластов, заканчивания скважин и выбора рабочих жидкостей для повышения качества вскрытия пластов".

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Определение величин 2i и 2cр производится на основе полученной зависимости 2 от величины перепада давления. При этом необходимо учитывать значения перепада давления на керне длиной 5 см в зависимости от удаленности пористой среды от оси скважины и планируемой депрессии при освоении.Радиус проникновения фильтрата незагущенной ЖГ следует определять по формуле:

где Р - репрессия на пласт после глушения, МПа;

Vд - объем долива ЖГ во время ремонта, м3;

ж - плотность ЖГ, кг/м3.

т - пористость, доли ед;

q – ускорение свободного падения, м/сек2.

Радиус проникновения загущенной (коркообразующей и некоркообразующей) ЖГ следует определить по формуле:

где С - коэффициент инфильтрации ЖГ, 1/мин0,5;

Vo - мгновенная утечка (объем ушедший в пласт жидкости до

образования корки), м3/м2;

Sк- площадь поверхности контакта ЖГ с пластом (площадь

перфорационных отверстий), м2;

t - время действия репрессии на пласт (время ремонта), мин.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Величину С для загущенной некоркообразующей жидкости определяют по формуле:

где эф - эффективная вязкость фильтрующейся жидкости

(определяется для градиента сдвига 9 с –1, Па с)

Величины Vo и С для коркообразующей жидкости (с твердой фазой) определяются экспериментальным путем по методике. Для ЖГ при капитальном ремонте рекомендуется обеспечивать значения указанных величин в пределах: для Vo = 5 15 л/м2, для С = 0,005 0,0005 м/мин0,5.

Величина Sк для скважин, законченных открытым забоем, определяется по формуле:

Тогда радиус проникновения загущенной (коркообразующей и некоркообразующей) ЖГ:

Выбор компонентного состава жидкости глушения

С целью сохранения коллекторских свойств высоконапорных продуктивных горизонтов за счет исключения необратимой кольматации пор частицами твердой фазы и предотвращения гидратации глинистых минералов в качестве ЖГ используется в основном, водный раствор хлорида кальция (СаСl2) и нитрата кальция (кальциевой селитры) плотностью до 1600 кг/м3.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

()

Минимальной температурой кристаллизации обладают растворы с соотношением солей 1:1, с небольшим преобладанием Ca(NO3)2. Неочищенные рассолы плотностью 1600 кг/м3, содержащие до 1% примесей из технических солей, имеют температуру кристаллизации в пределах от - 8 до - 16 °С. Та кие же рассолы плотностью 1500 кг/м3 кристаллизуются при температуре - 33°С, а плотностью 1400 кг/м3 - при -58°С. Достаточная коррозионная инертность рассола обеспечивается введением едкого натра (Na2СО3) до значений рН=7 - 8. Если длительность ремонтных работ превышает 30 суток, то необходимо в жидкость глушения ввести 0,2 % ОЭЦ (оксиэтилцеллюлоза) или добавить ингибитор коррозии (0,2 %) КПИ-3.

Определяем среднюю температуру в скважине и необходимую плотность ЖГ на поверхности при 20 градусах Цельсия:

tср =0,5(tз+tу)=0,5(57+20)=38,5 0 С

где tз и tу – температура на забое и устье скважины.

Определяем плотность жидкости глушения из условия ее приготовления на поверхности:

жп=ж+(tср+tу)k=1070,34+(38,5+20)0,68=1110,12 кг/м3.

где k – поправочный температурный коэффициент, ориентировочно равен 0,68.

Процентное содержание компонентов, обеспечивающее минимальную температуру кристаллизации жидкости такое:

CаCl2 – 26.5%

Ca(NO3)2 – 28.0%

H2O – 45.5%

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Определяем расход материалов для определения 1 метра кубического жидкости глушения.

По соответствующей методике определяем содержание влаги в применяемых солях. Находим, что содержание влаги в CaCl2 – 20%, в Ca(NO3)2 – 14%.

С учетом содержания влаги в солях определяем расход солей для приготовления 1м.куб. жидкости глушения.

Определяем обьем скважины из условия, что толщина стенки ЭК –7,7мм

Находим потребное количество материалов для приготовления 38,83 м3. жидкости глушения

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Результаты расчетов сводим в таблицу 4.2

Таблица – Результаты расчета

Материал | Расход материалов на 1м3 рассола, кг | Расход солей для приготовления 1м3, кг | Потребное количество материалов для приготовления 38,83 м3 жид глушения, кг |

CaCl2 | 294,18 | 367,73 | 14278,96 |

Ca(NO3)2 | 310,83 | 361,43 | 14034,33 |

H2O | 505,1 | 380,96 | 14794,68 |

Примечание: объем жидкости глушения указан без учета коэффициента потерь (К=1,1)

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Технология промывок скважин посредством

ГНКТ

Закачка азота через гибкую насосно-компрессорную трубу является широко используемым методом для разгрузки скважины. Циркуляцию азота через гибкую трубу можно проводить на различных глубинах для «плавной» и эффективной разгрузки при заранее определенных давлениях на забое. Программа работ по разгрузке скважины включает определение скорости закачки азота, глубины спуска гибкой НКТ, общего необходимого объема азота и продолжительности работы. Необходимая информация для планирования операции включает: давление в пласте, возможный дебит, свойства добываемой жидкости, свойства первоначальной жидкости скважины, состояние ствола скважины. Успешное и оптимальное проведение работы должно дать возможность вывести скважину на режим добычи с минимальными затратами времени и использованием минимального объема азота.

Подъем жидкости с использованием азота является относительно простой работой, которая может быть реализована при наличии оборудования (комплекса ГНКТ) и азота. Подъем жидкости с азотом можно начинать на любой стадии во время проведения работ с ГНКТ, что делает работу привлекательной для скважин, в которых ожидается вынос незакрепленного проппанта после завершения промывки скважины и во время работы УЭЦН.

После вымывания песка или проппанта из скважины с использованием азотосодержащей жидкости или пены гибкая НКТ поднимается до уровня выше посадки пакера. Закачка жидкости через насосы прекращается и через гибкую НКТ прокачивается только азот, что приводит к значительному понижению давления в забое скважины. Закачка азота продолжается до тех пор, пока большая часть незакрепленного «проппантом» песка не выпадет в забой. Затем этот песок вымывается из скважины с использованием гибкой НКТ.

Расчеты, основанные на данных обычной скважины, показывают, что можно достичь забойного давления 95-100 атмосфер с использованием гибкой НКТ 1 ½ дюйма (38 мм) и 3-дюймовой (78 мм) колонны НКТ. Это значение близко к значению при работе с ЭЦН, когда давление находится в пределах 50-70 атмосфер. Фактическое давление в забое будет зависеть от конкретных свойств пласта и объема жидкости, оставленной после гидроразрыва пласта. Жидкость ГРП (солевой раствор) будет отработана в первую очередь, что может привести к повышению давления забоя до 110 атмосфер. Затем давление на забое будет снижаться. Оптимальная скорость закачки азота при обычных условиях составляет 22 куб.м/мин., что соответствует потреблению жидкого азота в 2 куб. м/час.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Общая процедура выведения скважины в режим добычи после проведения ГРП

* Монтаж ГНКТ на месте производства работ. Все линия закрепляются с соблюдением мер техники безопасности. Совещание по технике безопасности для личного состава бригады перед началом работ;

* Опрессовка наземных линий и превентора в течение 5 минут. Убедиться, что гибкая НКТ оснащена двумя обратными клапанами в непосредственной близости от компоновки низа колонны (КНБК);

* Спуск гибкой НКТ. Промывка раствором. При спуске инструмента через каждые 500 метров проверять вес, убедившись, что индикатор веса оттарирован с учетом плавучести трубы;

* Замер глубины верха пробки проппанта/песка. Промывка до искусственного забоя на максимальной подаче насоса;

* По достижении искусственного забоя промывка минимум двумя объемами затрубного пространства или до чистой промывочной жидкости (рекомендуется наиболее продолжительный способ);

* Подъем ГНКТ до рекомендуемой глубины и начало прокачки азота, поддерживая производительность примерно 50 куб.м/час;

* Закачка раствора со спуском до искусственного забоя, промывка двумя объемами затрубного пространства или до чистой промывочной жидкости;

* Проверка скважины на приток. Подъем и демонтаж гибкой НКТ;

* Спуск и запуск основного ЭЦН и использование частотного преобразователя.

* Постепенный вывод скважины на режим в течение 48 часов. Регулярный отбор проб жидкости для определения концентрации механических примесей. Данные последних 12 часов исследования могут быть полезны для оценки производительности скважины после ГРП и для подтверждения расчета основного размера ЭЦН;

Общее время выполнения промывки для большинства скважин, как показывает практика, не превышает 12-16 часов. При этом скорость собственно промывки в нормальных условиях составляет 100 метров за 6 часов или примерно 15 метров в час.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Рисунок 2 - Ожидаемый вынос мехпримесей на поверхность во время промывок

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

()

4.2 Выбор подъемного агрегата и описание планируемых ремонтных работ

для гидравлического разрыва пласта в скважине № 1010 Рогожниковского месторождения выбирают оборудование, которое

смонтировано на шасси тяжелых грузовиков «Мерседес-Бенц» повышенной проходимости и предназначено для работы в жестких условиях нефтяных месторождений Западной Сибири.

Гидравлический разрыв пласта осуществляется с использованием комплекса оборудования, включающего в себя подземную и наземные части.

Наземное оборудование:

- устьевая арматура,

- комплекс спецтехники для производства ГРП.

Комплекс ГРП состоит из стандартных единиц:

- Пескосмесительная установка – Блендер МС-60.

- Насосный агрегат – FS-2251.

- Блок манифольда – IS-200.

- Песковоз.

- Станция контроля – EC-22ACD.

- Емкости.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Емкость

Блок манифольда IS-200

Насосный агрегат FS-2251

Санттрак

Насосный агрегат ЦА-320

Станция контроля

Емкость

Хим. реагенты

Блендер МС-60

Скважина

Рисунок 3 - Типовая схема размещения оборудования ГРП на скважине

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Дата добавления: 2015-10-21; просмотров: 161 | Нарушение авторских прав

<== предыдущая лекция	\|	следующая лекция ==>
Вылет в Италию. По прибытии в зале прилета встреча с представителем фирмы PAC GROUP. Сбор группы, посадка в автобус. Переезд и размещение в отеле в области Эмилия-Романья. Получение расписания	\|	«Принцесса на взаимность»

mybiblioteka.su - 2015-2024 год. (0.307 сек.)