Значение нефти и газа в народном хозяйстве страны возрастает с каждым годом. Это не только наиболее экономичные виды топлива, но и важнейшее сырье для получения многих ценных химических продуктов. Нефть и газ превратились в главные источники энергетической мощи человеческого общества и важнейший источник химического сырья. Обеспеченность государства нефтегазовым сырьем определяет уровень экономического развития страны в дальнейшем времени. На базе нефти и газа развивается химическая индустрия по производству новых материалов, совершенствуется технология производства во многих отраслях промышленности, развиваются средства наземного, морского и воздушного транспорта. Впервые поиск «черного золота» был начат еще в 40-е годы. Нефтяная промышленность Удмуртии относится к числу самых молодых отраслей экономики республики. Удмуртия располагает значительными запасами различных полезных ископаемых. Насчитывается 115 месторождений нефти.
В ведении ОАО «Удмуртнефть» разрабатываются 33 месторождения. Карсовайское месторождение открыто в 1977 году поисково-разведочным бурением, введено в промышленную разработку в 2009 году. В период с 1998 по 2006 годы на месторождении осуществлялась пробная эксплуатация разведочных скважин.
Нормальная эксплуатация скважин нарушается с течением времени по различным причинам, связанным непосредственно или со стволом скважины или с неполадками скважинного оборудования, что в итоге приводит к подземному ремонту и глушению скважины.
Подземный ремонт скважин условно можно разделить на текущий и капитальный.
Текущий ремонт подразделяют на планово-предупредительный (или профилактический) и восстановительный.
Планово-предупредительный ремонт скважин — это ремонт с целью предупреждения отклонений от заданных технологических режимов эксплуатации скважин, вызванных возможными неполадками в работе как подземного оборудования, так и самих скважин. Планово-предупредительный ремонт планируется заблаговременно и проводится в соответствии с графиками ремонта.
Восстановительный ремонт скважин — это ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации скважин или их остановкой из-за отказа насоса , обрыва штанговой колонны и т.п.
Подземным ремонтом скважины называется комплекс работ, связанных с предупреждением и ликвидацией неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины.
При ремонтных работах скважины не дают продукции. В связи с этим простои скважин учитываются коэффициентом эксплуатации, т.е. отношением времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год. Коэффициент эксплуатации в среднем составляет 0,94-0,98
Ремонт и эксплуатация крыши
... его параметрами, а при необходимости -- для замены. При эксплуатации крыши первостепенное внимание должно уделяться кровле. Текущий ее ремонт может быть плановым (техническое обслуживание, проводимое по сезонам, при ...
Целью курсовой работы является выявление технологии и изучение техники проведения глушения скважины на Карсовайском месторождении.
ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
В административном отношении Карсовайское месторождение находится на территории Балезинского и Кезского районов Удмуртской Республики, в 40 км восточнее г. Глазова и в 25 км северо-восточнее п. Балезино (рис.1).
Непосредственно на площади месторождения расположены населенные пункты Демино, Мокино, Коршуново, Верх-Люкино и др.
Ближайший нефтепровод расположен в 12 км южнее месторождения. Ближайшей железнодорожной станцией является ст. Балезино.
Рисунок 1. Обзорная карта Карсовайского месторождения
В орографическом отношении площадь работ находится в пределах Верхне-Камской возвышенности. Рассматриваемая территория представляет собой сильно-расчлененную возвышенность. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +194 м в долинах реки до +300 м на берегах и водоразделах.
Гидрографическая сеть района работ представлена реками Люк, Мундес, Нюлса и их притоками.
Район месторождения характеризуется высокой степенью заселенности. Лесами занято более 50% территории, среди деревьев основными являются ель и пихта.
Дорожная сеть в большинстве своем представлена дорогами с гравийной засыпкой или проселочными дорогами, которые в период осеннего и весеннего бездорожья, являются непроезжими для автотранспорта.
Основу энергетической системы района составляют действующие ЛЭП-35 кВт.
В районе работ развито сельское хозяйство, нефтедобывающая отрасль и лесное хозяйство, на предприятиях, которых и занята основная масса населения.
На территории месторождения и в непосредственной близости от него находятся месторождения строительных материалов, в основном карбонатных пород.
В тектоническом отношении Карсовайское месторождение расположено в Северной структурно-тектонической зоне Верхнекамской впадины, основной особенностью которой является отсутствие в разрезе отложений рифейского комплекса протерозоя. По данным геофизических исследований фундамент имеет блоковое строение , ступенчато погружаясь в юго-восточном направлении. Поверхность фундамента облекают породы вендской системы протерозоя. Близость поверхности фундамента к палеозойскому чехлу определила основную особенность тектонического строения Карсовайского участка: структуры имеют разнообразную форму — от вытянутых по простиранию складок до куполообразных поднятий.
В пределах месторождения проведены сейсморазведочные работы 3D, которые уточнили структурный план Карсовайской площади (таблица 1).
Таблица 1. Геолого-физические характеристики продуктивных горизонтов Карсовайского поднятия
|
Параметры |
Горизонты |
||||
|
верейский |
башкирский |
Каширский |
подольский |
Касимовский |
|
|
Средняя глубина залегания, м |
1460 |
1480 |
1420 |
1325 |
1220 |
|
Тип залежи |
пластовый сводовый |
пластовый сводовый |
пластовый сводовый |
пластовый сводовый |
Массивный |
|
Тип коллектора |
карбонатный |
карбонатный |
Карбонатный |
карбонатный |
Карбонатный |
|
Площадь нефтеносности, тыс,м 2 |
29750 |
21736 |
1862 |
9666 |
1968 |
|
Средняя общая толщина, м |
8,2 |
15,3 |
2,84 |
9,4 |
10,26 |
|
Средняя газонасыщенная толщина, м |
6,1 |
8,0 |
1,6 |
4,9 |
2,8 |
|
Средняя нефтенасыщенная толщина, м |
6,6 |
8,2 |
1,76 |
6,3 |
2,33 |
|
Коэффициент пористости, д, ед, |
0,17 |
0,17 |
0,14 |
0,21 |
0,19 |
|
Коэффициент нефтенасыщенности. д, ед, |
0,70 |
0,76 |
0,74 |
0,77 |
0,75 |
|
Проницаемость, мкм 2 |
0,139-0,179 |
0,034-0,364 |
0,02 |
0,092-0,176 |
0,078 |
|
Коэффициент песчанистости, д, ед, |
0,42 |
0,43 |
0,84 |
0,72 |
0,62 |
|
Расчлененность, д, ед, |
2,54 |
3,56 |
2,57 |
1,37 |
3,67 |
|
Начальное пластовое давление, МПа |
13,9 |
13,7 |
12,8 |
12,8 |
11,5 |
|
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с |
18,28 |
17.78 |
21,57 |
15,82 |
17,17 |
Продолжение таблицы.1
|
Параметры |
Горизонты |
||||
|
верейский |
башкирский |
каширский |
подольский |
Касимовский |
|
|
Плотность нефти в пластовых условиях, г/см 3 |
0,8696 |
0,871 |
0,8801 |
0,8615 |
0,8676 |
|
Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см 3 |
0,884 |
0,8856 |
0,899 |
0,882 |
0,8798 |
|
Абсолютная отметка ВНК, м |
-1181,6-1208,6 |
-1211,5-1223,4 |
-1159 |
-1054-1062 |
-923,1 |
|
Содержание серы в нефти, % |
1,68 |
1,58 |
1,56 |
4,51 |
2,88 |
|
Содержание парафина в нефти, % |
3,87 |
3,53 |
3,93 |
3,54 |
3,97 |
|
Давление насыщения нефти газом, МПа |
7,0 |
7,26 |
5,2 |
7,17 |
5,47 |
|
Газосодержание нефти, м 3 /т |
20,45 |
21,25 |
24,89 |
24,64 |
22,65 |
|
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3 |
|||||
|
Коэффициент нефтеизвлечения, д, ед, |
0,24 |
0,25 |
0,2 |
0,2 |
0,2 |
Карсовайское месторождение является одним из самых сложных по геологическому строению месторождений Удмуртии. Месторождение состоит из трех поднятий: Карсовайского, Южно-Карсовайского и Хомяковского, осложненные более мелкими куполообразными поднятиями, которые могут контролировать самостоятельные залежи. По отражающему горизонту Карсовайское поднятие представлено несколькими куполовидными поднятиями различной величины и ориентировки. Западный склон поднятия пологий, северо-восточный — крутой. По замыкающей изогипсе минус 1220 м размеры поднятия составляют 19,0-7,5 км, амплитуда 35 м. Размеры Южно-Карсовайского поднятия составляют 5,5-6,0 км, амплитуда 15 м. Поднятие осложнено несколькими куполами различной величины.
Нефтегазоносность Карсовайского поднятия приурочена к карбонатным отложениям касимовского яруса верхнего карбона, мячковского, подольского горизонта, каширского горизонта, верейского горизонта, башкирского яруса. На Южно-Карсовайском поднятии промышленная нефтеносность установлена в верейских и башкирских отложениях среднего карбона.
Залежи Карсовайского поднятия осложнены газовыми шапками. Наиболее крупными по запасам являются залежи нефти пластов верейского горизонта и башкирского яруса. Содержание азота в газе составляет более 95%.
Глубокими поисково-разведочными скважинами вскрыты породы кристаллического фундамента, венда, девонской, каменноугольной, пермской систем палеозоя и четвертичной системы. Кристаллический фундамент вскрыт скважиной 381 на глубине 2681 м. Вскрытая толщина фундамента составляет 122 м. Скважины 380 и 382 вскрыли отложения венда, остальные скважины закончены бурением в отложениях башкирского яруса среднего карбона.
На Южно-Карсовайском поднятии промышленная нефтеносность установлена в отложениях верейского горизонта (пласты В-II, В-IIIа, В-IIIб) и башкирского яруса (пласты А4-1, А4-2)(таблица 2).
Залежи азотного газа отсутствуют.
Таблица 2. Геолого-физические характеристики продуктивных горизонтов Южно-Карсовайского поднятия
|
Параметры |
Верейский горизонт |
Башкирский ярус |
|
Средняя глубина залегания, м |
1410 |
1435 |
|
Тип залежи |
пластовый сводовый |
пластовый сводовый |
|
Тип коллектора |
карбонатный |
Карбонатный |
|
Площадь нефтеносности, тыс,м2 |
9371 |
9045 |
|
Средняя общая толщина, м |
2,6 |
6,1 |
|
Средняя нефтенасыщенная толщина, м |
2,3 |
4,7 |
|
Средняя водонасыщенная толщина, м |
||
|
Пористость, д, ед, |
0,16 |
0,12 |
|
Средняя нефтенасыщенность, д, ед, |
0,71 |
0,70 |
|
Проницаемость, мкм2 |
0,161-0,185 |
0,025-0,069 |
|
Начальная пластовая температура, °С |
26 |
25,6 |
|
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с |
14,2 |
16,36-19,2 |
Продолжение таблицы 2.
|
Параметры |
Верейский горизонт |
Башкирский ярус |
|
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 |
0,858 |
|
|
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 |
0,870 |
0,888 |
|
Абсолютная отметка ВНК, м |
-1198,7-1205,4 |
1220,8-1226,8 |
|
Объемный коэффициент нефти, д, ед |
1,048 |
1,052 |
|
Содержание серы в нефти, % |
1,81 |
2,33 |
|
Содержание парафина в нефти, % |
4,90 |
3,76 |
|
Давление насыщения нефти газом, Мпа |
7.63 |
|
|
Газосодержание нефти, м3/т |
24.96 |
|
|
Коэффициент нефтеизвлечения, д, ед, |
0,25 |
0,25 |
1.3. Характеристика коллекторских свойств по данным геофизических исследований скважин
По комплексу ГИС нефтегазоносность Карсовайского поднятия приурочена к карбонатным отложениям: касимовского яруса (пласт С3k), мячковского горизонта (пласт С2mс-II), подольского горизонта (пласты П2’+П2, П3), каширского горизонта (пласт К4), верейского горизонта (пласты В-0, В-II, В-IIIа, В-IIIб), башкирского яруса (пласты А4−0+1, А4−2, А4−3).
Основным в данных отложениях принимается межзерновой тип пористости, предполагается незначительное влияние каверновой и трещинной пористости, что подтверждается описанием керна по продуктивным отложениям.
1. Выделение коллекторов в скважинах, пробуренных на пресных глинистых растворах, проводилось по прямым качественным признакам проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласты:
- по наличию положительных приращений на диаграммах МКЗ;
- по сужению диаметра скважины относительно номинала по кавернометрии.
Кроме того, при выделении коллекторов учитывалось, что пласты-коллекторы обладают такими геофизическими характеристиками как:
-
отрицательные аномалии ПС;
-
минимальные значения на кривой ГК;
-
средние значения на кривой НГК;
2. В скважинах, пробуренных на МКБПР (минеральный крахмал-биополимерный раствор) с удельным электрическим сопротивлением от 0,05 до 0,2 Омм.
Так же при выделении коллекторов учитывается: наличие радиального градиента сопротивлений на диаграммах однотипных зондов с разным радиусом исследований ВИКИЗ или показаний комплекса разнотипных разноглубинных зондов комплекса БМК-БК-ИК, наличие сигнала ИСФ (индекс свободного флюида) на диаграммах ЯМК.
Для более уверенного выделения маломощных продуктивных коллекторов применялся метод «нормированных» кривых НГК и БК.
Хотелось бы отметить, что применение МКЗ на проводящих растворах вполне результативно. Положительный пример можно наблюдать в скважине 5, где против коллекторов на кривых МКЗ наблюдается положительное приращение.
Выделение коллекторов в отложениях касимовского, мячковского, подольского и каширского (исключая пласт К4) горизонтов затруднено , что связанно с особенностями литолого-фациальной характеристики разреза.
Данные отложения представлены в основном карбонатными породами с широко развитой вторичной, а иногда и первичной доломитизацией и сульфатизацией пород. Минеральный состав пород представлен в основном кальцитом и доломитом с небольшими составляющими халцедона, ангидрита, гипса, мельниковита, пирита (приуроченного в основном к внешним краям ангидритовых трещин) и гидроокислов железа.
Согласно, подробному микро-описанию шлифов, проведенному в скважине 2, содержание ангидрита в отложениях касимовского яруса доходит до 18%, в мячковском горизонте — до 40%, в подольском горизонте — до 28%, в каширском — до 25%.
Структура пород в основном тонкозернистая (встречается пелитоморфно-микрозернистая), текстура весьма разнообразна. Поры фрагментарные, неправильной формы, изолированные, редко сообщающиеся, полые. Цемент в основном кальцитовый, пелитоморфный, порового типа. Реже встречается базальный тип цемента, состоящий из пелитоморфного кальцита и темно-серого ангидрита.
Во всех отложениях присутствуют вторичные изменения — каверны и трещины, залеченные ангидритом.
Наличие в породе различных примесей так же влияет на коллекторские свойства. К примеру, содержание в породе гипса завышает результаты оценки объемной пористости, ангидрита — занижает.
Таким образом, породы касимовского, мячковского, подольского и каширского (исключая пласт К4) горизонтов имеют сложную структуру емкостного пространства и неоднородный минеральный состав.
Проведенный в скважинах месторождения комплекс ГИС ограничен по своим возможностям.
Использование ЯМК позволило выделить коллекторы в скважинах, где не было записано МКЗ. Сопоставление сигнала ЯМК и коэффициента пористости позволило разделить породы в разрезах скважин на несколько групп:
1 — коллекторы, характеризующиеся большой амплитудой ИСФ;
2 — неколлекторы с фоновыми значениями амплитуд ЯМК;
3 — ухудшенные коллекторы с небольшим сигналом ИСФ;
4 — коллекторы со средней по величине амплитудой сигнала ЯМК и повышенными показаниями ГК;
5 — неколлекторы с повышенными значениями по величине сигнала ЯМК и пониженными показаниями ГК.
Карбонатные породы характеризуются, как правило, низкой радиоактивностью. Однако, в карбонатных породах, приуроченных к зонам вторичной доломитизации (зонам унаследованной трещиноватости) содержание радиоактивного элемента повышено. В касимовско-мячковских отложениях такие породы встречаются (частично породы 4 группы) и при отсутствии ЯМК в комплексе методов ГИС не попадают в разряд коллекторов. Высокими значениями на кривых ЯМК выделяются пористые коллекторы , неколлекторы так же могут иметь высокую пористость, сопоставимую с хорошими коллекторами (породы 5 группы).
Эта особенность пород разреза свойственна всем продуктивным горизонтам. Однако, в башкирских и верейских пластах высокая общая пористость неколлекторов обусловлена наличием глинистого материала, в то время как в касимовских, мячковских и подольских отложениях высокую пористость имеют чистые неглинистые породы. В этих отложениях встречаются отдельные прослои, которые имеют высокую общую пористость и низкую проницаемость. При недостаточном комплексе ГИС такие породы можно ошибочно отнести к водоносным коллекторам.
2. ТЕХНИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ.
2.1 Теоретическое обоснование проекта
Глушение скважин, как в бурении, так и при капитальном (текущем) ремонте скважин необходимо для создания достаточного противодавления на продуктивный пласт, при котором поступление флюида из коллектора исключено. Раствор глушения обычно представляет собой соляной раствор либо пресную воду. Раствор глушения для ТКРС может быть на водной или нефтяной основе.
Бригады ТКРС часто используют пластовую соленую воду, так как она имеется в наличии и не наносит повреждения пласту. В то время как другие жидкости могут привести к обрушению частиц пород со стенок ствола. В качестве добавок могут служить сульфат бария (барит) и глина. Добавление измельченной глины увеличивает вязкость жидкости, т.е. заставляет ее течь медленнее. Частицы глины также обволакивают или «зашпаклевывают» стенки ствола скважины, как шпаклевка для отделочных работ.
Таблица 3. Классификация жидкостей глушения
Под технологическим процессом глушения следует подразумевать комплекс мероприятий по выбору жидкостей глушения, обеспечивающих безопасное и безаварийное проведение ремонтных работ, их приготовлению и закачке в скважину.
Глушение скважин жидкостью выполняют для создания противодавления на пласт с целью предотвращения открытого фонтанирования, выбросов нефти, газа при снятии устьевого оборудования и подъеме труб из скважины. При проведении процесса глушения производится замена скважинной жидкости на жидкость глушения. Глушение скважин допускается при полной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции.
Работа по глушению скважины производится под руководством мастера бригады, либо ответственного за выполнение работ специалиста УПНП и РС согласно плану работ, утвержденному главным инженером и заместителем начальника по геологии УПНП и РС.
Перед началом ремонтных работ подлежат глушению:
-
Скважины с пластовым давлением выше гидростатического
-
Скважины с пластовым давлением ниже гидростатического, но в которых согласно расчетам сохраняются условия фонтанирования или нефтегазопроявления.
Требования, предъявляемые к жидкостям для глушения скважин:
-
Плотность жидкости для глушения определяют из расчета создания столбом жидкости давления, превышающего пластовое в соответствии с необходимыми требованиями
-
Жидкость глушения должна быть химически инертна к горным породам и совместима с пластовыми флюидами и должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами.
-
Фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении пластовой воды.
-
Жидкость глушения не должна образовывать водных барьеров и должна способствовать гидрофобизации поверхности коллектора и снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз «жидкость глушения — пластовый флюид».
-
Жидкость глушения не должна образовывать стойких водонефтяных эмульсий первого и второго рода.
-
Вязкостные структурно-механические свойства жидкости глушения должны регулироваться с целью предотвращения поглощения ее продуктивным пластом.
-
Жидкость глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0, 10-0, 12 мм/год.
-
Жидкость глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и быть морозоустойчивой в зимних условиях.
-
Жидкость глушения должна быть не горючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной.
-
Жидкость глушения должна быть технологична в приготовлении и использовании.
-
Технологические свойства жидкости глушения должны регулироваться.
Выбор технологии глушения скважин.
Кроме поиска оптимальной основной жидкости глушения, модифицирующих ее добавок, оценки целесообразности применения блокирующего состава и его рецептуры, выбор технологии глушения заключается в определении:
-
количества циклов,
-
направления закачки,
-
скорости закачки,
-
способа доведения первой пачки
Количество циклов глушения
В зависимости от вида насосного оборудования, глубины его спуска, давления и коллекторских свойств пласта, глушение производится заменой скважинной жидкости:
-
одноцикличной,
-
двух- или многоцикличной.
Условия глушения скважин в 1 цикл:
-
Низ колонны НКТ (хвостовика) спущен до интервала перфорации или размещен не выше 100…150 метров от верхних перфорационных отверстий (добыча фонтанным способом или ШГН с хвостовиком спущенным до забоя);
-
Высокодебитные скважины эксплуатируемые ЭЦН, установленным выше на100…150 м от интервала перфорации (высокая приемистость, возможность продавливания в продуктивный пласт поднасосной жидкости, представленной безводной нефтью);
-
Обводненность продукции более 50 % жидкость под насосом – пластовая вода (применяется жидкость глушения с завышенной плотностью, скважина оставляется на отстой для оседания ЖГ).
Глушение скважин в два цикла производится при нахождении ГНО (низа хвостовика) на 150 м выше верхних перфорационных отверстий и низкой проницаемости пласта , обуславливающей невозможность закачки жидкости глушения на поглощение.
