1. Общие сведения о районе работ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

130503.65.НТРС.КР.ХХХ.ХХ.09.ПЗ

Разраб.

Якунин Д.А.

Провер.

Листак М.В.

Реценз.

Н. Контр.

Утверд.

Содержание

Лит.

Листов

ТюмГНГУ, ИНиГ,

НРКз-07-1

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

130503.65.НТРС.КР.ХХХ.ХХ.09.ПЗ

Разраб.

Якунин Д.А.

Провер.

Листак М.В.

Реценз.

Н. Контр.

Утверд.

Введение

Лит.

Листов

ТюмГНГУ, ИНиГ,

НРКз-07-1

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

130503.65.НТРС.КР.ХХХ.ХХ.09.ПЗ

Разраб.

Якунин Д.А.

Провер.

Листак М.В.

Реценз.

Н. Контр.

Утверд.

Введение

Лит.

Листов

ТюмГНГУ, ИНиГ,

НРКз-07-1

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

130503.65.НТРС.КР.ХХХ.ХХ.09.ПЗ

Разраб.

Якунин Д.А.

Провер.

Листак М.В.

Реценз.

Н. Контр.

Утверд.

Введение

Лит.

Листов

ТюмГНГУ, ИНиГ,

НРКз-07-1

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

130503.65.НТРС.КР.ХХХ.ХХ.09.ПЗ

Разраб.

Якунин Д.А.

Провер.

Листак М.В.

Реценз.

Н. Контр.

Утверд.

1. Общие сведения о районе работ

Лит.

Листов

ТюмГНГУ, ИНиГ,

НРКз-07-1

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

130503.65.НТРС.КР.ХХХ.ХХ.09.ПЗ

Разраб.

Якунин Д.А.

Провер.

Листак М.В.

Реценз.

Н. Контр.

Утверд.

1. Общие сведения о районе работ

Лит.

Листов

ТюмГНГУ, ИНиГ,

НРКз-07-1

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
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
Преобладающее направление ветров	Зимой ЮЗ-З, летом С-СВ
Наибольшая скорость ветра, м/с
Многолетнемерзлые породы, м	прерывисты
-кровля
-подошва

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

130503.65.НТРС.КР.ХХХ.ХХ.09.ПЗ

Разраб.

Якунин Д.А.

Провер.

Листак М.В.

Реценз.

Н. Контр.

Утверд.

2 ИНЖЕНЕРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЗРЕЗА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Лит.

Листов

ТюмГНГУ, ИНиГ,

НРКз-07-1

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

130503.65.НТРС.КР.ХХХ.ХХ.09.ПЗ

Разраб.

Якунин Д.А.

Провер.

Листак М.В.

Реценз.

Н. Контр.

Утверд.

2.1 Тектоника

Лит.

Листов

ТюмГНГУ, ИНиГ,

НРКз-07-1

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

130503.65.НТРС.КР.ХХХ.ХХ.09.ПЗ

Разраб.

Якунин Д.А.

Провер.

Листак М.В.

Реценз.

Н. Контр.

Утверд.

2.1 Тектоника

Лит.

Листов

ТюмГНГУ, ИНиГ,

НРКз-07-1

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

130503.65.НТРС.КР.ХХХ.ХХ.09.ПЗ

Разраб.

Якунин Д.А.

Провер.

Листак М.В.

Реценз.

Н. Контр.

Утверд.

2.3 НЕФТЕГАЗОВОДОНОСНОСТЬ

Лит.

Листов

ТюмГНГУ, ИНиГ,

НРКз-07-1

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

130503.65.НТРС.КР.ХХХ.ХХ.09.ПЗ

Разраб.

Якунин Д.А.

Провер.

Листак М.В.

Реценз.

Н. Контр.

Утверд.

2.3 НЕФТЕГАЗОВОДОНОСНОСТЬ

Лит.

Листов

ТюмГНГУ, ИНиГ,

НРКз-07-1

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

130503.65.НТРС.КР.ХХХ.ХХ.09.ПЗ

Разраб.

Якунин Д.А.

Провер.

Листак М.В.

Реценз.

Н. Контр.

Утверд.

2.3 НЕФТЕГАЗОВОДОНОСНОСТЬ

Лит.

Листов

ТюмГНГУ, ИНиГ,

НРКз-07-1

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

130503.65.НТРС.КР.ХХХ.ХХ.09.ПЗ

Разраб.

Якунин Д.А.

Провер.

Листак М.В.

Реценз.

Н. Контр.

Утверд.

2.3 НЕФТЕГАЗОВОДОНОСНОСТЬ

Лит.

Листов

ТюмГНГУ, ИНиГ,

НРКз-07-1

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

130503.65.НТРС.КР.ХХХ.ХХ.09.ПЗ

Разраб.

Якунин Д.А.

Провер.

Листак М.В.

Реценз.

Н. Контр.

Утверд.

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

Лит.

Листов

ТюмГНГУ, ИНиГ,

НРКз-07-1

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

130503.65.НТРС.КР.ХХХ.ХХ.09.ПЗ

Разраб.

Якунин Д.А.

Провер.

Листак М.В.

Реценз.

Н. Контр.

Утверд.

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

Лит.

Листов

ТюмГНГУ, ИНиГ,

НРКз-07-1

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

130503.65.НТРС.КР.ХХХ.ХХ.09.ПЗ

Разраб.

Якунин Д.А.

Провер.

Листак М.В.

Реценз.

Н. Контр.

Утверд.

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

Лит.

Листов

ТюмГНГУ, ИНиГ,

НРКз-07-1

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.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

130503.65.НТРС.КР.ХХХ.ХХ.09.ПЗ

Разраб.

Якунин Д.А.

Провер.

Листак М.В.

Реценз.

Н. Контр.

Утверд.

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

Лит.

Листов

ТюмГНГУ, ИНиГ,

НРКз-07-1

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

130503.65.НТРС.КР.ХХХ.ХХ.09.ПЗ

Разраб.

Якунин Д.А.

Провер.

Листак М.В.

Реценз.

Н. Контр.

Утверд.

4 ВЫБОР ВИДА РЕМОНТНЫХ РАБОТ

Лит.

Листов

ТюмГНГУ, ИНиГ,

НРКз-07-1

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

130503.65.НТРС.КР.ХХХ.ХХ.09.ПЗ

Разраб.

Якунин Д.А.

Провер.

Листак М.В.

Реценз.

Н. Контр.

Утверд.

4 ВЫБОР ВИДА РЕМОНТНЫХ РАБОТ

Лит.

Листов

ТюмГНГУ, ИНиГ,

НРКз-07-1

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).

Дата добавления: 2015-10-21