Разработка газонефтяного месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Курсовая работа

Разработка газонефтяного месторождения



Введение

В связи с повышением ценности невосстанавливаемых запасов нефти и стремительным ростом стоимости ремонта скважин во всем мире уделяется особое внимание правильному первоначальному окончанию скважин.

Максимальная надежность и продуктивность приобретают особое значение для скважин, расположенных в море или в труднодоступных местах. Добиться надежности и продуктивности скважин особенно трудно там, где пластовые пески не сцементированы или, иначе говоря, склонны к разрушению.

Механизм выноса песка необычайно сложен, на него оказывает влияние каждая операция при окончании скважины.

От первоначального вскрытия пласта долотом до освоения скважины для отбора или закачки.

В настоящей главе дается общее рассмотрение этой сложной технологии, которая будет более подробно изложена в следующих главах.

На фактических примерах демонстрируется множество серьезных последствий неконтролируемого выноса песка из пласта, которые можно предотвратить, применяя соответствующие методы задержания песка.

Рассматриваются следующие вопросы:

1. Причины, заставляющие бороться с песком: снижение производительности скважин, разрушение обсадной колонны, щелевых фильтров и другого оборудования, очистка добываемого продукта от песка и проблема удаления этого песка;

2. Факторы, определяющие, в каких случаях необходимо применять средства задержания песка;

3. Принципы выбора между механическими и химическими методами задержания песка;

4. Особенности методов бурения и цементирования скважин и выбор соответствующих жидкостей для вскрытия пласта и полного раскрытия скважины, позволяющие предупредить возникновение осложнений из-за выноса песка.



1. Геология

Путиловское месторождение в административном отношении расположено в Нефтекумском районе Ставропольского края, в 40 км. к северо-востоку от г. Нефтекумска, который является районным центром Ставропольского края. Ближайшими месторождениями являются Зимняя Ставка (5 км. северо-восточнее), Пушкарское (3,5 км. восточнее), Озек-Суатское (5,5 км. южнее). Право на пользование недрами Путиловского месторождения принадлежит НК «Роснефть-Ставропольнефтегаз» (лицензия СТВ №0815 НЭ от 27.05.2005 г.

Месторождение Путиловское было открыто в ноябре 1979 года. На 01.01.2007 на площади пробурено шесть скважин: №1, 2, 3, 4, - поисковые, №5 - разведочная и №1 - параметрическая. Залежь нефти в VII3 пласте нижнеюрских отложений была открыта при испытании в скважинах №2, 3. Залежь нефти VIII2 пласта нижнемеловых отложений была открыта при испытании в скважине №5.

Запасы нефти и растворенного газа категории С1 месторождения Путиловское были оперативно подсчитаны и поставлены на баланс в 1992 году по VII пласту нижней юры и в 1994 году по VIII пласту нижнего мела. Балансовые запасы нефти по месторождению составляют 1059 тыс. т., начальные извлекаемые - 273 тыс. т, растворенного газа 22 млн. м³.

Эксплуатация осуществляется на основании составленных в 2004 году Анализа разработки и прогноза технологических показателей по месторождению Путиловское. Данный «Анализ разработки…» рассмотрен на заседании ЦКР (протокол №3213 от 22.09.2004 г.) с принятием уровней добычи нефти на срок до 2006 года включительно.

Начальные балансовые запасы нефти категории В+С1 по месторождению, утвержденные ГКЗ РФ, составляют 1059 тыс. т., начальные извлекаемые запасы нефти категории С1 по месторождению - 273 тыс. т. Проектный коэффициент извлечения нефти составляет 0,258 от начальных балансовых запасов, утвержденных ГКЗ РФ. Всего в эксплуатации перебывало 3 добывающих скважины. По состоянию на 01.01.2007 г., в действующем фонде находятся 2 добывающие скважины №3, 4 эксплуатирующие залежь нефти пласта VII нижнеюрских отложений, скважина №5, эксплуатирующая залежь VIII2 нижнемеловых отложений находится в консервации. За 2006 год добыто 8,9 тыс. т. нефти при средней обводненности продукции скважин на конец года 54,1%. Текущий КИН составляет 0,047 при утверждённом 0,258, остаточные извлекаемые запасы нефти категории С1 составляют 223 тыс. т.

Недропользователь - ООО «РН - Ставропольнефтегаз». Лицензия выдана на право пользования недрами с целью геологического изучения и добычи нефти на Путиловском месторождении без ограничения по глубине - СТВ №13299 НЭ от 13.09.2005 г. (срок окончания действия лицензии 07.06.2026 г.).

Анализ эксплуатации залежи показывает, что для полной выработки остаточных извлекаемых запасов нефти месторождения необходимо интенсифицировать процесс разработки путем уплотнения сетки добывающих скважин практически посредством бурения новой скважины на отложения нижнего мела, бурения 2-го ствола в скв.3, 4 залежи нижнеюрских отложений скважины №5 и бурения в ней 2-го ствола.

Таким образом, назрела острая необходимость в создании нового проектного документа, в котором должна быть дана объективная оценка современного состояния разработки, намечены возможные пути выработки остаточных извлекаемых запасов нефти, дан прогноз добычи нефти и других технологических показателей разработки на заключительной стадии эксплуатации месторождения.

Настоящий проект разработки выполнена в соответствии с требованиями «Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений» РД 153-39-007-96 и «Методическими указаниями по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» РД 153-39.0-110-01. Отчет состоит из двух томов: том I - текстовая часть, табличные приложения, том II - графические приложения.

Первичная геолого-промысловая информация по скважинам месторождения для проведения анализа текущего состояния разработки предоставлена ООО «РН - Ставропольнефтегаз».

Авторы «Проекта разработки…» выражают искреннюю благодарность за оказание всесторонних консультаций и рекомендаций главному геологу ООО «РН - Ставропольнефтегаз» В.В. Горбунову, начальнику технологического отдела геологии и разработки нефтяных и газовых месторождений Д.В. Томашеву и всей геологической службе ООО «РН - Ставропольнефтегаз».

Месторождение Путиловское расположено на Терско-Кумской низменности (Ногайская степь). Местность представляет собой обширную низменную полупустынную равнину, абсолютные отметки рельефа меняются от +40 до +73 м.

На территории месторождения распространены курганы, высотой до 3-4 м. Путиловское месторождение расположено в эрозионно-опасном районе. Широкое развитие получила ветровая эрозия почв, действию которой подвержено 95% от общей площади территории Ставропольского края.

Путиловское месторождение в административном отношении расположено в Нефтекумском районе Ставропольского края, в 40 км. к северо-востоку от г. Нефтекумска. Климат района континентальный теплый. Зима умеренно мягкая.

В 1971 г., между нефтяными месторождениями Урожайненское и Озек-Суат (юго- и юго-западнее Путиловского месторождения), была заложена параметрическая скважина 1 - затеречная, результаты бурения которой позволили уточнить геологическое строение рассматриваемого района. С 1977 г. началось планомерное проведение сейсморазведочных работ МОГТ в пределах Ставропольского края, в том числе и по Путиловскому поднятию.

В 1978 г. Путиловская площадь была подготовлена к поисково-разведочному бурению (с.п. 1/77). В1979 г. пробурили поисковые скважины 1 и 2, которые были заложены в частях северного и южного куполов, выделенных по результатам сейсморазведочных работ 2Д.

В 1990-1991 гг. на Путиловском месторождении пробурены поисково-разведочные скважины 3 (северный купол) и 4 (южный купол). Обе скважины по результатам опробований подтвердили промышленную нефтеносность пласта VII3 нижнеюрских отложений.

С 1991 г. Путиловское месторождение введено в эксплуатацию работой на пласт VII3 нижней юры скважин №3 и №4.

В 1992 г. была пробурена разведочная скважина 5 (северный купол) с целью уточнения геологического строения Путиловского участка и выявления залежей в юрских отложениях. При испытании нижнемеловых отложений в скважине №5 из пласта VIII2 получен промышленный приток нефти дебитом 36 м³/сут. После 1993 г. до настоящего времени поисково-разведочных работ на территории Путиловского месторождения не проводилось. Таким образом, по состоянию на 01.01 2006 г. на Путиловском месторождении пробурено четыре поисковых скважины (1п, 2п, 3п, 4п) одна разведочная (5р) и одна параметрическая (1-Затеречная). Все скважины кроме №1 - затеречной находятся в пределах лицензионного участка Путиловского месторождения.

Начальные балансовые запасы нефти категории В+С1 по месторождению, утвержденные ГКЗ РФ, составляют 1059 тыс. т., начальные извлекаемые запасы нефти категории С1 по месторождению - 273 тыс. т. Проектный коэффициент извлечения нефти составляет 0,258 от начальных балансовых запасов, утвержденных ГКЗ РФ. Всего в эксплуатации перебывало 3 добывающих скважины. По состоянию на 01.01.2007 г. в действующем фонде находятся 2 добывающие скважины №3, 4 эксплуатирующие залежь нефти пласта VII нижнеюрских отложений, скважина №5, эксплуатирующая залежь VIII2 нижнемеловых отложений находится в консервации. За 2006 год добыто 8,9 тыс. т. нефти при средней обводненности продукции скважин на конец года 54,1%. Текущий КИН составляет 0,047 при утверждённом 0,258, остаточные извлекаемые запасы нефти категории С1 составляют 223 тыс. т.

1.1 Гидродинамические исследования скважин

Гидродинамические исследования с целью определения фильтрационных параметров нижнеюрских отложений проводились на месторождении Путиловское в скважинах №3, 4 в 1990 году. Начальное пластовое давление в скважинах было определено по результатам двух измерений и равно 34,9 МПа. Начальная продуктивность по залежи была равна 9,3 м³/(сут. МПа).

Начальный дебит нефти был определен по результатам 4 измерений, и средняя величина его была равна 22,2 т/сут. Пластовая температура по результатам двух измерений была равна 130*С. Величина газового фактора была равна 96,8 м³/т. Коэффициент проницаемости по VII пласту отложений нижней юры был равен 14,4 х10-15 м².

Результаты исследований приведены в таблице 1.

В 1993 году в скважине №5 проводились исследования VIII2 пласта нижнемеловых отложений. Начальное пластовое давление по залежи было определено по результатам трех измерений и равно 28,7 МПа. Начальная продуктивность по залежи была равна 7,8 м³/(сут х МПа).

Начальный дебит нефти был определен по результатам трех измерений, и средняя величина его была равна 20,8 т/сут. Начальная пластовая температура была определена по результатам трех измерений. Её величина была равна 132* С. Величина газового фактора была равна 65,2 м³/т. Коэффициент проницаемости по VIII пласту отложений нижнего мела был равен 450 х10-15 м². Результаты исследований приведены в таблице 1.

Таблица 1. - Результаты гидродинамических исследований скважин Путиловского месторождения:

1.2 Геологическое строение месторождения и залежей

По нефтегазогеологическому районированию Путиловское месторождение относится к Восточно-Предкавказской нефтегазоносной области Северо-Кавказско-Мангышлакской нефтегазоносной провинции. По районному разделению областей месторождение расположено в Восточно-Манычском нефтегазоносном районе

В тектоническом отношении Путиловское месторождение расположено в восточной зоне Манычских прогибов (элемент I порядка) в пределах Шана-Худукской впадины (элемент III порядка), входящей в структуру более высокого порядка - Арзгирского прогиба (элемент II порядка).

В пределах Путиловского месторождения в юрском нефтегазоносном комплексе продуктивность установлена в горизонте VII нижнеюрских отложений, который разделен на пласты: VII1, VII2, VII3, VII4 и VII5. Из них продуктивными, по данным интерпретации ГИС и опробований в скважинах, являются только три - VII1 (приток нефти получен в скважинах №2п, 3п и 4п), VII2 (приток нефти с газом получен в скважине №3п) и VII3 (приток нефти получен в скважине №4п). Общая толщина пласта VII1 - 30-37 м., пласта VII2 - 12-23 м., пласта VII3 - 13-17 м.

Горизонт VII сложен алевролито-песчанными пачками, разделенными прослоями аргиллитов. Разделение на отдельные пласты обусловлено наличием глинистых перемычек и разными водонефтяными контактами. Покрышкой служат выше залегающие отложения аргиллитов средней юры.

На Путиловском месторождении продуктивность установлена в пласте VIII2 нижнего мела по результатам испытаний скважины №5р. Покрышкой залежи служат глинисто-аргиллитовые отложения пласта VII. Альбаптские отложения сложены песчаниками и глинами.

На Путиловском месторождении осадочный чехол представлен палеозойскими, мезозойскими и кайнозойскими отложениями. Все пробуренные на месторождении скважины №1п, 2п, 3п, 4п, 5р и 1.

Палеозойская группа Каменноугольная система. Наиболее древние осадочные отложения, встречающиеся в геологическом разрезе месторождений Ставропольского края - породы каменноугольного возраста. На Путиловском месторождении эти отложения не вскрыты. Характерной особенностью пород каменноугольной системы на месторождениях Ставрополья является их значительная метаморфизация.

Пермская система. На каменноугольных отложениях с угловым и стратиграфическим несогласием залегают породы позднепермского возраста. По данным бурения соседних месторождений отложения представлены в объеме свиты, которая имеет трёхчленное строение и подразделяется на три подсвиты.

Мезозойская группа Триасовая система Нижний отдел триаса представлен нефтекумской, култайской и демьяновской свитами.

Нефтекумская свита сложена серыми, темно-серыми известняками, сильно трещиноватыми, с включениями кальцита и, местами, пирита с прослоями серых, темно-серых аргиллитов. На Путиловском месторождении вскрытая толщина нефтекумской свиты в скважине №1 составляет 835 м., в скважине 2-552 м.

Демьяновская свита представлена темно-серыми карбонатными аргиллитами с прослоями алевролитов, мергелей, глинистых известняков и песчаников.

Среднетриасовые отложения залегают с перерывами на отложениях нижнего триаса и представлены породами анизийского и ладинского ярусов. Анизийский ярус в своей нижней части сложен известняками серыми, зеленовато- и тёмно-серыми до чёрных, пелитоморфными и микрозернистыми, глинистыми, с прослоями мергелей, известковистых аргиллитов и алевролитов. Отложения ладинского яруса представляют собой, в основном, переслаивание известковистых аргиллитов и алевролитов.

Юрская система Юрские отложения с угловым и стратиграфическим несогласием залегают на отложениях среднего триаса. Нижний отдел юры характеризуется песчано-алевролито-глинистым составом. В пределах нижнеюрских отложений выделяют горизонты VI, VII, VIII+IX алевролито-песчаные по составу и отделённые друг от друга аргиллитовыми прослоями. Среднеюрские отложения в объеме горизонта V представляют собой почти монолитную мощную пачку серых некарбонатных разнозернистых песчаников с включениями гальки, с прослоями алевролитов. Общая толщина среднеюрских отложений составляет, в среднем, 30-50 м.

Верхний отдел юры присутствует в разрезе в неполном составе и представлен только III и IV горизонтами. Литологические отложения представлены серыми, кварцевыми, мелкозернистыми песчаниками с включениями галечно-гравийного материала и с прослоями серого алевролита. Толщина отложений 30-40 м.

Меловая система Меловые отложения несогласно залегают на верхнеюрских и представлены нижним и верхним отделами, резко различающимися по составу слагающих их пород.

В подошве нижнемеловых отложений залегают породы карбонатно-терригенного комплекса неокома (горизонты XII, XI, X, и IX), которые выше по разрезу сменяются терригенными образованиями горизонтов VIII-I).

Отложения берриасского яруса (горизонт XII) представлены песчаниками и алевролитами. Толщина по данным бурения составляет от 16 м. (скважина №2) до 21 м. (скважина №3).

Валанжинский ярус (горизонт XI) сложен чередующимися песчаниками, алевролитами, аргиллитами и сильно глинистыми известняками. Общая толщина по скважинным данным составляет 24-29 м.

Готеривский ярус (горизонт X, пласты IX2 и IX1) сложен оолитовыми и кристаллическими известняками, чередующимися с мергелями, аргиллитами, алевролитами и песчаниками. Общая толщина яруса изменяется от 30 до 35 м.

Отложения барремского яруса (пласт IXа) представлены разнозернистыми песчаниками с прослоями гравелитов, известняков, мергелей, аргиллитов и алевролитов. В кровле пласта IXа отмечается повышение карбонатности. Толщина отложений по данным бурения небольшая от 4 до 7 м.

Залегающие выше отложения аптского (горизонты V-VIII) и альбского (горизонты I-IV) ярусов характеризуются близким литологическим составом и представлены аргиллито-алевролитовой толщей с прослоями мелкозернистых и кварц-глауконитовых песчаников, содержащих так же конгломераты и редкие известняки. Средние толщины аптского яруса - 230 м., альбского - 345 м.

Верхнемеловые отложения несогласно покрывают нижнемеловые и характеризуются, преимущественно, карбонатными образованиями.

Отложения туронского и коньякского ярусов представлены серыми, тёмно-серыми, пелитоморфными известняками с частыми прослоями карбонатных алевролитов. Выше с размывом залегают отложения кампанского яруса, сложенными светло-серыми, почти белыми, плотными, пелитоморфными известняками с прослоями зеленовато-серых карбонатных глин. Ещё выше по разрезу залегают породы яруса, сложенные крепкими, трещиноватыми, со стилолитовыми швами известняками белого цвета. Средняя толщина отложений верхнего мела составляет 190 м.

Кайнозойская система Палеогеновая, неогеновая и четвертичная системы, толща сложена карбонатно-терригенными породами. В основании толщи залегают палеоценовые отложения датского яруса, представленные светло-серыми, очень крепкими, трещиноватыми известняками. Толщина палеоцен эоценовых отложений изменяется от 110 до 130 м. Выше залегает олигоцен-миоценовая толща серии.

В основании серии находятся олигоценовые отложения горизонта - карбонатные глины с прослоями мергелей. Майкопская серия отличается однородным составом слагающих её глин с прослоями алевролитов и глинистых песчаников. Толщина отложений майкопской серии составляет в среднем 1500 м.

В среднем миоцене неогеновой системы выделяются чокракский, караганский и конский горизонты, представленные чередующимися алевролитами, песчаниками, глинами и тонкими прослоями мергелей. Верхний миоцен представлен в объеме сарматского яруса и сложен песчанистой серой глиной, с прослоями мергелей.

Четвертичная система представлена древне каспийскими и современными отложениями, которые завершают разрез Путиловского месторождения. Литологические отложения сложены глинами, суглинками, песками, супесями.

Общая толщина неоген-четвертичных отложений составляет 1200 м.

1.3 Продуктивные пласты месторождения

Залежь нефти VIII2 пласта нижнемеловых отложений выявлена при опробовании скважины №5 в открытом стволе в интервале 3114-3123 м. получен приток безводной нефти. Залежь литологическая экранированная, залегает на глубине 3110 м.

ВНК установлен по данным опробования пласта в скважине №3 на отметке - 3086 м., в которой из интервала -3086-3092 м. полу пластовой воды с пленкой нефти.

Положение ВНК горизонтальное. Размеры залежи составляют 2,7х1,3 км., высота 16 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0 до 3 м.

Нефтеносность VII3 пласта юры выявлена в результате бурения скважины №2. При опробовании пласта в открытом стволе в интервале 3455-3458 м. получен приток нефти 5 м³.

Результаты бурения скважин №3 и 4 подтвердили нефтеносность VII3 пласта. Залежь нефти пластовая, ориентированная с севера на юг. Водонефтяной контакт установлен по данным ГИС и проведен на гипсометрической отметке - 3417,8 м. по нижней отметке нефтенасыщенной части пласта в скважине №2 - 3452,4-3454,8 м. ниже этой отметки пласт водой насыщен. Размер залежи 3,8 * 1,5 км., высота 11 м. Общая толщина пласта изменяется от 4 до 6 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0 до 5 м.

Таблица 2. - Сведения о геолого-геофизической изученности VIII2 пласта нижнего мела:

1.4 Основные этапы проектирования разработки месторождения

Месторождение было введено в разработку в 1991 году. До 2003 года проектной документации по месторождению не было. В 2003 году был составлен проект разработки месторождения. Объектами разработки были приняты залежи нефти VII пласта нижнеюрских отложений и VIII2 пласта нижнемеловых отложений.

В 2004 г. был составлен "Анализ разработки и прогноз технологических показателей по месторождению Путиловское". Данный "Анализ разработки…" рассмотрен на заседании ЦКР (протокол №3275 от 10.11.2004 г.) с принятием уровней добычи нефти на срок до 2006 года включительно.

По каждому объекту разработки рассчитан один вариант дальнейшей разработки. Проектные технологические показатели разработки месторождения получены суммированием таких показателей по объектам разработки.

По рекомендованному варианту разработки бурение и обустройство скважин на залежах не проектировалось.

Залежи нефти VIII2 пласта нижнемеловых отложений и VII пласта нижнеюрских отложений планировалось разрабатывать существующим фондом скважин.

1.5 Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом

Залежь нефти VII пласта нижнеюрских отложений разрабатывалась двумя скважинами (3,4). Они были приняты из бурения в 1991 году. Начальные дебиты скважины №3 по нефти и жидкости были равны 0,04 и 0,07 т/ сут. Октябрь, ноябрь 1994 года скважина находилась в консервации. В декабре 1994 года она была вновь введена в эксплуатацию. После работы в течение одного месяца скважина бездействовала до 1996 года. В 1996 году скважина работала 27 дней, добыча при этом была равна: нефти 0,041 тыс. т. и жидкости 0,046 тыс. т.

В 1997 году скважина была переведена на механизированный способ эксплуатации (ШГН). В 1998 году скважина эксплуатировалась 68 дней (из-за отложений парафина), было добыто 0,71 тыс. т. нефти и 0,81 тыс. т. жидкости.

В 1999 году скважина работала 213 дней (не было притока жидкости), за это время было добыто 1,65 тыс. т. нефти и 1,89 тыс. т. жидкости. За время эксплуатации в 2000 году (190 дней) из скважины было добыто 1,91 тыс. т. нефти и 2,43 тыс. т. жидкости. В декабре 2000 года произошел порыв нефтепровода, и скважина бездействовала до марта 2001 года. За этот год добыли 1,98 тыс. т. нефти и 2,26 тыс. т. жидкости.

С ноября 2001 года по апрель 2002 года скважина бездействовала из-за отсутствия притока жидкости. В 2002 году было добыто 1,97 тыс. т. нефти и 2,04 тыс. т. жидкости.

Скважина №4 после бурения в 1991 году была законсервирована. В августе 2001 года скважина была введена в эксплуатацию. Начальные дебиты по нефти и жидкости были равны 13,5 и 15,4 т/сут. Проработав 72 дня, скважина бездействовала до 2002 года из-за отложений парафина на НКТ. В 2002 году скважина работала 61 день.

В августе 2002 года скважина была переведена на механизированный способ эксплуатации (ШГН).

Залежь нефти VIII2 пласта нижнемеловых отложений разрабатывалась скважиной №5, которая была принята из бурения 30.06.1993 года.

С июня 1993 года по май 2001 года скважина находилась в освоении после бурения. Начальные дебиты по нефти и жидкости были равны 9,5 и 27,1 т/сут.

В сентябре 2002 года скважина была переведена на механизированный способ эксплуатации (ШГН), в октябре 2002 года был осуществлен перевод на ЭЦН.



2. Методы борьбы с песком в скважине

2.1 Причины, вынуждающие вести борьбу с песком

Вынос песка из пласта наиболее характерен для молодых третичных отложений, особенно миоценовых.

Яркими примерами обширных районов осложнений, связанных с выносом песка, являются в США районы Мексиканского залива, бассейн Лос-Анжелеса в Калифорнии (месторождение Уилмингтон), битуминозные пески в Канаде, Индонезия, Нигерия, Тринидада и Венесуэла. Однако вынос песка или разрушение пород возможны и в других отложениях, более древних, чем третичные.

Это объясняется тем, что при бурении или в операциях по окончанию скважины существующие в пласте начальные напряжения изменяются вследствие смещения стенок скважины, и скелет породы ослабляется. В дальнейшем этот вопрос будет рассмотрен более подробно.

С помощью химических или механических средств можно предупредить вынос песка из несцементированных продуктивных пластов. Это делается для того, чтобы предупредить или ограничить возникновение потенциально опасных и дорогостоящих осложнений, таких как:

- снижение дебитов из-за образования песчаных пробок на забое, в обсадных трубах, в фонтанных трубах или в шлейфах;

нарушение обсадной колонны или фильтра (смятие и эрозия) вследствие удаления породы из зоны, непосредственно окружающей скважину;

- абразивная эрозия подземного и наземного оборудования;

- очистка добытого продукта от песка и удаление этого песка.

Рассмотрим эти осложнения более подробно.



2.2 Песчаные пробки

При выносе песка в обсадной или лифтовой колоннах скважины могут образоваться песчаные пробки, которые ограничивают ее производительность.

Для восстановления дебитов пробки удаляют, используя обычно желонки или осуществляя промывку через колонну сифонных труб, спускаемую внутрь лифтовой колонны.

В тех случаях, когда пробки образуются очень часто, может оказаться более выгодным для поддержания постоянной добычи установить на забое средства задержания песка.

Это является основным при решении вопроса - нужно ли предупреждать разрушение призабойной зоны.

Для предотвращения образования песчаных пробок на забое применяются и другие методы:

1. Снижение дебетов с целью уменьшения интенсивности выноса песка из пласта в скважину. Однако такое снижение может оказаться экономически невыгодным;

2. Увеличение скорости движения жидкости в трубах либо посредством применения лифтовых колонн меньшего диаметра, либо вследствие более раннего перехода на газлифтный способ добычи;

3. Увеличение скорости подъема жидкости в трубах путем частичного возврата поднятой жидкости обратно в скважину для рециркуляции.

В некоторых случаях (месторождение Вентура, шт. Калифорния, США), успешно проводили добычу с одновременным выносом песка.

Однако такой подход может оказаться опасным, так как он скорее всего создает некоторую возможность нарушения обсадной колонны и потери скважины.



2.3 Разрушение обсадных колонн и фильтров

Постоянный вынос песка из пласта часто сопровождается разрушением обсадной колонны в продуктивном интервале и потерей скважины. В тех местах, где пласт первоначально довольно плотный, например в некоторых горизонтах в районе Мексиканского залива, находящихся под сравнительно высоким горным давлением, разрушение обсадной колонны возможно вследствие неодинакового с разных сторон бокового давления при выносе породы или высоких осевых напряжений в обсадной колонне, вызванных проседанием вышележащих пластов, в которых она зацементирована. В тех местах, где пласт в естественном состоянии был не уплотнен, его уплотнение в процессе эксплуатации может вызвать переход обсадной колонны в перегруженное напряженное состояние.

2.4 Эрозия и абразивный износ

Трубы, спущенные в продуктивный интервал, часто подвергаются сильной эрозии песком из пласта вместе с добываемой жидкостью.

Рис. - Примеры эрозии песком забойного оборудования в продуктивных интервалах пласта:



На рисунке показаны щелевые фильтры с большими отверстиями, образовавшимися под действием песка, извлеченные из скважины фильтры и неперфорированные трубы с эрозионными отверстиями против перфорационных каналов продуктивного интервала. Отверстия в неперфорированных трубах имели диаметр 2,5-5,0 см.

2.5 Удаление песка

Одной из причин, побуждающих ограничивать вынос песка, является желание избежать или существенно снизить затраты, связанные с очисткой добываемого продукта от песка и его удалением.

Это создает особенные трудности при морской добыче, где для отделения песка необходимо сооружать соответствующие установки на платформе и на береговых трубопроводах, иначе в трубах будут образовываться песчаные пробки.

Удаление песка может оказаться дорогостоящим, если для удовлетворения требований законов, предотвращающих загрязнение окружающей среды, песок необходимо очищать от нефти. В тех случаях, когда борьба с выносом песка не является достаточно эффективной, необходимо сооружение специальных систем для очистки добываемой нефти от песка и песка от нефти.

Решение о том, нужно ли устанавливать средства задержания песка, обычно принимается с учетом экономических соображений в сочетании с оценкой опасности риска в данном районе добычи.

Стоимость первоначально применяемых средств защиты и потери в результате снижения продуктивности сопоставляются с затратами на некоторые методы задержания песка или на установление дополнительного забойного оборудования.

При этом рассматриваются следующие факторы:

- затраты на ремонтно-восстановительные мероприятия;

- риск вызвать вынос песка, если средства задержания песка не будут использованы с самого начала;

- риск получить неудовлетворительный результат при ремонтно-восстановительных работах по предотвращению выноса песка либо опасность уменьшения дебитов вследствие снижения проницаемости пласта.

2.6 Когда начинать борьбу с песком

Опыт показывает, что задержание песка следует производить до нарушения структуры пластовой породы вследствие выноса песка. При дальнейшем увеличении объема вынесенного песка значительно труднее обеспечить эффективность его задержания.

Поэтому нет ничего удивительного в том, что мероприятия по задержанию песка, предпринятые с самого начала эксплуатации, оказываются более эффективными, чем последующие ремонтно-восстановительные работы.

Кроме того, проведение подземного ремонта обусловливает по некоторым причинам (из которых не все еще поняты до конца) ухудшение продуктивности пласта. Данные одного из лабораторных исследований показывают, что в результате преднамеренного сильного разрушения образцов пластовой породы произошло очень большое снижение проницаемости, свидетельствующее о том, что при разрушении породы в пласте возможна насыщенность породы обломками.

2.7 Выбор средств задержания песка

Методы борьбы с песком можно подразделить на использование механических средств, создающих эффект (намывные гравийные фильтры, щелевые фильтры и хвостовики, подвесные гравийные фильтры, слипающийся гравий и т. д.), и на средства, укрепляющие породу пласта (закачка в нее хим. реагентов для создания искусственной цементации ее зерен). После того как появились длинные надувные (рукавные) пакеры, можно назвать и третий метод задержания песка, заключающийся в создании достаточно высоких контактных напряжений между зернами песка, действующих со стороны стенок забоя или скважины. Этот метод будет описан в дальнейшем.

При выборе способа задержания песка для конкретных месторождений или скважин обычно учитывают следующие факторы:

1. Первоначальные затраты при данном методе задержания песка;

2. Ожидаемая успешность метода;

3. Влияние метода на продуктивность скважины;

4. Затраты на ремонт;

5. Качество пластового песка;

6. Наличие в пласте большого числа тонких продуктивных пластов;

7. Исключение поступления внутрипластовой воды или газа;

8. Присутствие в пласте нежелательных глинистых прослоев;

9. Величина снижения пластового давления по сравнению с первоначальным;

10. Информация о выносе песка.

2.8 Выбор гравия и фильтров

Простейший, наиболее систематически осуществляемый метод борьбы с песком - установка средств механического задержания Песка. Для этой цели используются проволочные, щелевые, подвесные гравийные и намывные гравийные фильтры.

В этой разновидности методов борьбы с песком наиболее важным конструктивным аспектом является правильный выбор ширины щелей или размера пор гравия по отношению к диаметру частиц выносимого пластового песка. Крайне важны также и другие параметры, например характеристики гравия, степень уплотнения и качество материала, конфигурация щелей и конструкция фильтров. Кроме того, специальное внимание следует уделять, особенно при термальных процессах или в скважинах для сброса пром. стоков, выбору металлов для борьбы с коррозией под воздействием агрессивных жидкостей.

В этой главе анализируется значение каждого из этих факторов и рассматриваются новые ценные научные результаты в некоторых областях, где существуют различные точки зрения.

Необходимо отметить, что в нетипичных ситуациях, когда имеющейся информации часто оказывается недостаточна для всестороннего научного подхода, выбор оптимальных конструктивных параметров требует опыта и практики.

Многие способы и оборудование, описываемые ниже, используются уже почти 50 лет. Однако значительный рост дебитов скважин создает новые проблемы в связи с выносом песка.

Усовершенствования конструкций и технологии применения средств механического задержания песка могут решить многие из этих проблем, обусловленных высокими дебитами скважин.

Там, где щелевые и проволочные фильтры не могут задерживать очень тонкозернистые пески и где такие фильтры с очень малым раскрытием щелей легко закупориваются, широко распространенным и эффективным способом задержания песка являются щелевые фильтры с наружной гравийной обсыпкой.

Гравий предотвращает поступление пластового песка, стабилизируя и поддерживая поверхность каверны в пласте и не давая песку двигаться. Задержание песка обеспечивается правильным подбором диаметра поровых проходов в гравийном массиве по отношению к диаметру частиц пластового песка. Много лет назад Коберли и Вагнер, а также Хилл провели исследование размеров фракции гравия, который задерживает пластовый песок. Коберли показал, что эффективно задерживать песок будет гравий, наибольший диаметр частиц которого в 10 раз больше диаметра частиц 90%-ного отсева на кумулятивной кривой гранулометрического состава пластового песка. Хилл, рассмотрев влияние этого соотношения на проницаемость, снизил его до восьми.

Очевидно, что при этих соотношениях хорошие результаты будут получаться там, где пески плохо отсортированы и в них присутствуют достаточно крупные частицы, способные образовывать устойчивые своды. Однако практика показала плохую работу фильтров.

Позже Тауш и Корлей выдвинули предположение, что наименьший диаметр зерен гравия должен в 4 раза превышать диаметр частиц 90%-ного отсева пластового песка по кумулятивной кривой гранулометрического состава, а наибольший диаметр зерен гравия должен в 6 раз превышать диаметр частиц 90%-ного отсева песка.

Сосье предложил подбирать гравий так, чтобы медианный диаметр гравия (диаметр частиц 50%-ного отсева) был в 5-6 раз больше медианного диаметра пластового песка. Это означает применение еще более мелкой фракции гравия.

Пенберти и Коуп результатами своих экспериментов на радиальной модели подтвердили рекомендации Сосье, а также и то, что неоднородные пластовые пески сильно снижают эффективность гравийной набивки.

Стейн в работе рассмотрел несколько факторов, которые следует учитывать при проектировании гравийных набивок, в том числе сцементированность песка, наличие агрегатов сцементированных зерен и арочный эффект или образование в порах гравийной набивки.

Следует проверять диаметр зерен, растворимость в кислоте и прочность гравия. Спарлин отмечает, что размеры зерен гравия могут значительно выходить за диапазон указанных диаметров.

Он рекомендует использовать гравий, в котором за пределы диапазона его диаметров выходит не больше 10% общей массы. Шварц рекомендует использовать гравий, при просеивании которого на крупном сите оставалось бы не более 12% общей его массы, а сквозь мелкое сито проходило бы не больше 0,2% общей массы.

Однако эти рекомендации могут оказаться академическими, так как на практике может и не быть гравия, удовлетворяющего этим допускам.

Диаметр зерен гравия следует контролировать для обеспечения оптимального соотношения диаметров гравия и пластового песка, так как снижение абсолютной проницаемости гравийного массива всегда отрицательно влияет на эффективность.

Тонкие частицы и загрязнения иногда возникают при дроблении зерен в процессе перевозок. Растворимость в кислоте нужно проверять для того, чтобы в гравийном массиве не образовались пустоты при кислотной обработке. В некоторых случаях прочность гравия может иметь важное значение. Тогда нельзя использовать гравий, содержащий высокую концентрацию зерен из слабых минералов.

Роджерс рекомендует использовать гравий, состоящий не менее чем на 95% из кварца и силикатных материалов. В нем не должны содержаться мягкие или «грунтовые» минералы, такие как сланцы, гипс или ангидрит.

АНИ разработал методику испытания материалов, используемых в качестве гравийной набивки. В ней рассмотрены следующие вопросы.

1. Правила отбора представительных проб из массы материала, затаренного в мешки или насыпанного навалом;

2. Методика контрольного просеивания. Рекомендуется, чтобы 96% массы пробы материала оставалось между контрольными ситами;

3. Методика определения сферичности. Для каждого из этих показателей, определенных по диаграммам Крамбейна, рекомендуемый нижний предел составляет не менее 0,6;

4. Пределы растворимости в кислотах. Рекомендуется, чтобы не более 1% (по массе) материала растворялось в 12%-ной НС1 и не более 3% - в НР;

5. Пределы загрязненности пылью. Об этом можно судить по мутности воды после промывки образца материала;

6. Методика испытания прочности на раздавливание. Количество обломков, образующихся после испытаний (приложения к образцу нагрузки 14 МПа в течение 2 мин.), не должно превышать 4% Для песков фракций 0,84-1,68 мм., 0,59-1,20 мм. или 0,42-0,84 мм. и 2% для песков фракций 0,30-0,59 мм. и 0,25-0,42 мм.

2.9 Щелевые, проволочные и подвесные гравийные фильтры

Для борьбы с песком и для задержания гравия при создании гравийных набивок применяются щелевые и проволочные фильтры, а также подвесные гравийные фильтры.

Эти фильтры, установленные в перфорированной обсадной колонне без наружной гравийной обсыпки, не могут нормально функционировать из-за сильного ограничения продуктивности, связанного с заполнением пластовым песком туннелей перфорационных каналов.

Если риск возможного ограничения продуктивности не настолько велик, чтобы оправдать крупные затраты на монтаж большого станка для капитального ремонта и проведения подземного ремонта, то фильтры можно спускать на лифтовых трубах.

Со временем у некоторых туннелей перфорационных каналов сформируются устойчивые песчаные своды, которые будут предохранять их от засорения пластовым песком и позволят получить удовлетворительные дебиты. Ниже дается описание существующих конструкций фильтров и их применения.

Размеры щелей. Размеры щелей для задержания песка с учетом образования были рассмотрены выше.

Там, где щелевые и проволочные фильтры используются для задержания гравия, применяются щелевые хвостовики различных конструкций. Рекомендуется обеспечить абсолютное задержание гравия, так как утечка даже небольших количеств гравия может представлять опасность для надежной работы гравийного фильтра, поскольку общий объем гравия в фильтре сравнительно мал.

2.10 Подвесные гравийные и многослойные проволочные фильтры

Иногда выпускаются фильтры, способные задерживать тонкий пластовый песок без наружной гравийной обсыпки. В настоящее время применяют такие фильтры двух видов - подвесные гравийные и многослойные проволочные.

Подвесные гравийные фильтры имеют внутренний слой гравия, фракция которого подобрана описанными выше методами так, чтобы задерживать пластовый песок.

Слой гравия иногда укрепляют смолой.

Многослойные проволочные фильтры имеют несколько слоев проволочной обмотки, причем каждый последующий слой от наружного к внутреннему имеет уменьшающийся зазор между витками.

Действие такого многослойного фильтра состоит в том, чтобы задерживать более крупные частицы во внешних слоях, а более мелкие - во внутренних.

Таким образом, в фильтре происходит селективное выделение крупных фракций песка, играющих роль гравийной набивки.

Обычно фильтры этих двух видов не устанавливают внутри обсадной колонны, так как тогда необходимо делать наружную гравийную обсыпку для заполнения перфорационных каналов и каверн за ними гравием, поскольку в противном случае произойдет сильное снижение продуктивности.

При установлении этих фильтров в открытом забое их диаметр должен быть несколько меньше диаметра забоя, а это обусловливает оплывание пластовой породы после начала отбора из скважины. Иногда такое явление может привести к снижению продуктивности.

Подвесные гравийные фильтры могут глинистой коркой, оставшейся на стенках забоя после бурения. Эти осложнения можно преодолеть, если применять специальные жидкости для вскрытия пласта, твердые частицы которых удаляются растворителями.

Подвесные гравийные фильтры чувствительны также к обвалам и другим нарушениям забоя.

Применение проволочных фильтров для борьбы с песком. При установке проволочных фильтров в открытом забое с целью задержания гравия наружной гравийной обсыпки следует предусматривать меры предосторожности.

Например, как это отмечалось выше, для подвесных гравийных фильтров обычная глинистая корка может закупорить и закупоривает относительно узкие щели. При подобном использовании проволочных фильтров необходимо применять материалы остатки которых удаляют растворителями. Одна обслуживающая компания предлагает фильтр, все щели которого заполнены твердым материалом, легко растворимым в кислоте. Такая закупорка предотвращает щелей во время спуска фильтра в скважину. После установки фильтра на забое проводится намывка гравия с последующей кислотной промывкой фильтра для удаления растворимого материала. Фильтры должны иметь наружный диаметр как можно ближе к диаметру забоя, чтобы предотвратить оплывание пласта и снижение продуктивности скважины. Вследствие этого забой не следует расширять до большого диаметра. Небольшие проволочные или щелевые фильтры можно подвешивать на лифтовых трубах против интервала выноса песка. Хотя такая конструкция забоя дает низкую продуктивность, она достаточно экономична.

Проволочные фильтры часто закупориваются мелкими частицами при добыче. Недавно были рассмотрены методы их очистки и успешно применены новые направленные гидравлические струйные инструменты, которые не имели недостатков, свойственных другим методам.



Заключение

В своем курсовом проекте указал что с помощью химических или механических средств можно предупредить вынос песка из несцементированных продуктивных пластов. Это делается для того, чтобы предупредить или ограничить:

- возникновение потенциально опасных и дорогостоящих осложнений, таких как снижение дебитов из-за образования песчаных пробок на забое, в обсадных трубах, в фонтанных трубах или в шлейфах;

- нарушение обсадной колонны или фильтра (смятие и эрозия) вследствие удаления породы из зоны, непосредственно окружающей скважину; газонефтяной скважина бурение

- абразивная эрозия подземного и наземного оборудования;

- очистка добытого продукта от песка и удаление этого песка.

В этом проекте дается общее рассмотрение этой сложной технологии. На фактических примерах демонстрируется множество серьезных последствий неконтролируемого выноса песка из пласта, которые можно предотвратить, применяя соответствующие методы задержания песка.



Список используемой литературы

1. Справочник по контролю и борьбе с песка проявлениями в скважинах. Д. Съюмен, Р.Э. Ис. - Москва «НЕДРА» 1986 г.

2. Технология и техника добычи нефти. А.Х. Мирзаджанзаде, И.М. Аметов, В.И. Хасаев «НЕДРА» 1986 г.

3. Добыча, транспорт и ПХГ газа. Ю.П. Каратаев «НЕДРА» 1984 г.

Размещено на Allbest.ru