Анализ и исследование эффективности выполнения работ по строительству БС в условиях терригенных отложений девона. диплом. Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования
 Скачать 0.62 Mb.
|
 в бездействующих скважинах по причине негерметичности эксплуатационной колонны, заколонных перетоков [25]. По результатам применения данной технологии был достигнут прирост дебита нефти 27,7 т/сут, удельная дополнительная добыча составила 4,4 тыс. т/скв, накопленная добыча составила 12830 тыс.т. Данный метод позволяет вывести аварийные скважины из неработающей категории.Статья Захарова Б.С. и Захарова И.Б. [26] посвящена разработанным ООО «Экогермет-М» и изготавливаемым ЗАО «Элкам-нефтемаш» дифференциальным штанговым насосам, созданных для эксплуатации в боковых стволах малых диаметров. Промышленное внедрение началось в 2004 году на скважинах Гремихинского месторождения Удмуртии. На 09.2011 г. наработка на отказ дифференцированных насосов возросла в 3,5 раза по сравнению с обычными насосами. При этом данные насосы работают при высоком коэффициенте подачи 0,75 и вязкостью нефти 164 мПа·с. Совместно с ООО «Лукойл-Пермь» и ЗАО «Элкам-нефтемаш» в РГУ нефти и газа им. Губкина была разработана скважинная штанговая насосная установка с канатной штангой для эксплуатации скважин с боковыми стволами, имеющими диаметр 102 мм, описанная в статье [27]. В результате промышленных испытаний на скважине 149 Шагиртско-Гожанского месторождения Куединского района Пермского края, пробуренной на турнейский пласт, произошло увеличение дебита, по сравнению с оборудованием применяемым ранее, в 2 раза и стало составлять 13 м3/сут. при числе качаний 4,5 кач/мин и длине хода 2,5 м. Обводненность составила 39 процентов. Данные насосные установки рекомендуемы для дальнейшего применения при работе в наклонных скважинах и боковых стволах малого диаметра. Авторы статьи [28] В.Н. Ивановский и Н.А. Антонов проанализировали возможности различных механизированных способов эксплуатации скважин с боковыми стволами пришли к выводу, что добыча с применением струйных, гидроприводных насосов, а также непрерывного и периодического газлифта осложнена засорением механическими примесями, АСПО и солями. Применение штанговых винтовых насосов ограничено в связи с требуемым диаметром эксплуатационной колонны не менее 140 мм. Наиболее распространенным и целесообразным является применение электроприводных центробежных насосов и штанговых насосов с канатной штангой. По причине малых диаметральных габаритов БС со значительным набором кривизны ствола необходимо производить подбор насосного оборудования индивидуально для каждой скважины. В результате расчета, приведенным В.Н. Ивановским в статье [29], было выявлено, что при внутреннем диаметре эксплуатационной колонны 102 мм и угле набора кривизны 5º максимальный диаметр насосного оборудования составит 88, 86,6, и 84,3 мм при его длине 4000, 4200 и 4500 мм соответственно. С увеличением внутреннего диаметра колонны до 89 мм при том же угле набора кривизны и длине оборудования 4000 мм его диаметр должен быть не более 71,6 мм. Для нормального размещения оборудования в боковых стволах, с внутренним диаметром эксплуатационной колонны 102 мм, угол набора кривизны не должен превышать 3-4 градуса, а для колонн с внутренним диаметром 89 мм – 2-2,5 градуса. Для забуривания боковых наклонно направленных стволов на базе института «ТатНИПИнефть» был разработан отклонитель, промышленные испытания которого провелись на скважине № **104 Карамалинской площади НГДУ «Азнакаевнефть» и на скважине № **558 Восточно-Сулеевской площади НГДУ «Джалильнефть», пробуренные на кыновско-пашийские горизонты верхнего девона. В результате бурения второго ствола осложнений в работе долот и фрез не наблюдалось, сократилось время на забуривание ствола. Достоинством отклонителя являются надежность закрепления без установки цементного камня, возможность установки в любом интервале колонны с высокой точностью, более низкая стоимость по сравнению с импортным оборудованием [30]. Анализ и обобщение опыта строительства и эксплуатации скважин с боковыми стволами доказали целесообразность и эффективность их применения для подключения в разработку низкопродуктивных пластов небольшой толщины, для разработки сложнопостроенных залежей с близким расположением водоносных пластов, для вовлечения в разработку нерентабельных при традиционных способах бурения продуктивных горизонтов, для повышения производительности малодебитных скважин. Основными причинами бездействия добывающих скважин являются негерметичность эксплуатационной колонны, заколонная циркуляция, обводненность и аварийное состояние. Большая часть таких скважин подлежит восстановлению путем строительства второго ствола из существующего. В результате анализа научно-технической литературы были выявлены недостатки данной технологии, такие как: риск расхождения между фактическими и рассчитываемыми данными скважины, проявление пластовых флюидов в процессе бурения, сложные конструкции профилей стволов, малый диаметр стволов и значительная интенсивность набора кривизны. Данная технология требует сугубо индивидуального подхода для каждой скважины и тесной связи буровиков, геологов-технологов и геофизиков. 2 ТЕХНИКО - ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 2.1 Краткая характеристика и анализ текущего состояния разработки промыслового объекта Западно-Сотниковское нефтяное месторождение, как самостоятельный объект разработки выделенное из Сотниковского месторождения, расположено в южной части Республики Татарстан, на землях Черемшанского района с развитой инфракструктурой. В тектотическом отношении месторождение расположено на западном склоне южного купола Татарского свода в пределах Ульяновского вала и приурочено к трехкупольному Сотниковскому поднятию. Имеет признаки сквозных тектонических и седиментационно-тектонических поднятий, к которым и приурочена нефтеносность месторождения. Его промышленная нефтеносность связана с отложениями пашийского, кыновского горизонтов верхнего девона, представленные песчано-алевролитовыми породами. Корреляция пластов пашийского горизонта осуществляется с использованием репера «верхний известняк», выделяемого в кровле горизонта и репера «муллинские глины», залегающего в подошве пашийский отложений. Репер «верхний известняк» в пределах площади выделяется повсеместно, а репер «муллинские глины» на отдельных, небольших участках площади отсутствует в связи со слиянием коллекторов пласта Д1 и ниже залегающего пласта Д2. В средней части горизонта выделяется дополнительный репер «аргиллит», расчленяющий отложения пашийского горизонта на две различающиеся между собой по характеру строения пачки: верхнепашийская, включающая пласты а, б1. б2, б3, и нижнепашийская, сложенная пластами в, г1, г2+3, д. [32] В процессе анализа было установлено, что в пределах Западно-Сотниковского месторождения в 10 скважинах вскрыты пласты с подошвенной водой со средней абсолютной отметкой водо-нефтяного контакта (ВНК), равной минус 1813,4 м. Выявлено, что средние абсолютные отметки изменяются незначительно: от минус 1810,3 м до минус 1815,3 м. Анализ показал, что в преобладающем количестве случаев ВНК вскрыт в пластах «в» и «гд», причем как в раздельно залегающих пластах, так в пределах слияний этих пластов. Общая толщина пластов с подошвенной водой изменяется в среднем по площади от 3,2 м до 35,6 м при средней, равной 10,4 м. Кроме того, было установлено различие по нефтенасыщенной и водонасыщенной толщине коллектора. Так, нефтенасыщенная толщина в этих пластах колеблется от 0,4 м до 21,4 м и составляет в среднем 4,3 м, а водонасыщенная - от 0,8 м до 18,0 м и в среднем равна 6,1 м. Очень важным параметром, который следует учитывать при вовлечении запасов ВНЗ в разработку, является соотношение нефтенасыщенной и общей толщин по пластам с подошвенной водой. По скважинам площади оно изменяется от 0,083 до 0,903 и в среднем составляет 0,422 (по отдельным кустам значения этого параметра изменяются незначительно). В пределах продуктивной части значительно различаются показатели зональной неоднородности по пластам изучаемого объекта. Так, вероятность вскрытия коллектора по пластам пашийского горизонта изменяется в пределах от 0,371 (пласт «б1») до 0,990 («гд»), а коэффициент выдержанности от 0,547 (пласт «б1») до 0, 989 («гд»). Коллектора пласта «а» развиты фактически в пределах всей площади, за исключением небольших зон отсутствия коллекторов в западной и юго-восточной частях. Преобладающая часть площади занята высокопродуктивными коллекторами. Коллекторы других групп представлены линзами различных размеров и отдельных вытянутых в меридиональном направлении зон. Водонасыщенный коллектор по этому пласту вскрыт лишь в одной скважине. Для коллекторов пачки пластов «б1», «б2», «б3» характерны практически одни и те же особенности распространения их по площади. Они развиты в виде отдельных небольших линз и вытянутых почти в меридиональном направлении линз коллекторов различной продуктивности. Из рассматриваемых пластов более обширным характером распространения коллекторов выделяется по пласт «б3». По всем пластам водонасыщенные коллекторы вскрыты в основном в восточной части площади. Для зонального интервала пласта «в» характерно в общем аналогичное с упомянутым выше пластом «б3» строении. Высокопродуктивные коллекторы развиты также на значительной части площади, но гораздо более обширны (особенно в северной и восточной частях) зоны водонасыщенных коллекторов. Наблюдается наличие обширных зон слияния с нижним пластом. Для пласта «гд» характерно развитие высокопродуктивных нефтенасыщенных коллекторов в пределах достаточно обширных зон в западной и юго-западной частях площади. В других частях площади нефтенасыщенные коллекторы вскрыты лишь в пределах отдельных зон. На Западно-Сотниковском месторождении путем детальной послойной корреляции выделено 9 продуктивных пластов. Верхний из них, пласт Д0, коллектором представлен на 47% площади в основном в виде одного пропластка. В отдельных скважинах количество прослоев увеличивается до двух-трех. Толщина пласта изменяется от 0,8 до 6,2м и в среднем составляет 1,7м. От ниже залегающего пласта «а» горизонта Д1 пласт Д0 отделен глинистой толщей, представленной пачкой зеленовато-коричневых аргиллитов толщиной 1,0 - 16,8м. Общая толщина горизонта Д1 колеблется в пределах от 32,2м до 56,0м, а средние значения по кустам изменяются от 39,2м до 43м. Эффективные и нефтенасыщенные толщины в целом по горизонту изменяются соответственно от 3,6м до 41,2м и от 1,0 до 37,2м. Пласт «а» коллектором представлен на 52,4% площади, из них в 27,6% скважин залегает совместно с пластом «б1», коэффициент связанности составляет 0,171. Средняя толщина пласта «а» равна 1,9 м, от пласта «б1» он отделен глинистой перемычкой, толщиной в среднем равной 2,0м при коэффициенте вариации 61,3%. Пласт «б1» является наименее выдержанным по площади, вероятность вскрытия коллектора изменяется от 0,150 до 0,312, в среднем по площади составляя 0,234. Коллекторы пласта залегают в виде небольших полос и линз. Толщина пласта по кустам скважин в среднем колеблется от 1,4 до 2,8м. Пласт в 62,1% скважин залегает совместно с пластом «а» и в 48,2% скважин совместно с пластом «б2». Коэффициент связанности с нижележащим пластом меняется от 0 до 0,579. Толщина глинистой перемычки между пластами «б1» и «б2», равна 1,6м, коэффициент вариации составляет 58,9%. Пласт «б2» отличается от вышележащего несколько большим распространением по площади и залегает преимущественно в виде достаточно крупных полос и линз. Средняя толщина пласта по площади равна 1,9м. По характеру залегания по отношению к смежным пластам он в 4 скважинах вскрыт совместно с пластом «б1» и в 2 скважинах совместно с «б3». Связанность с пластом «б3» изменяется от 0 до 0,722. Непроницаемый раздел между пластами «б2» и «б3» характеризуется толщиной в среднем равной 1,9м. Пласт «б3» сложен коллектором на 55,3% площади, из них в 10% залегает совместно с пластом «б2» и в 47,4% с «в». По характеру распространения коллекторов по площади он представлен еще более крупными линзами и полосами чем пласт «б2». Средняя толщина его в целом по площади составляет 2,4м. От нижележащего пласта «в» пласт «б3» отделен наиболее выдержанной в разрезе горизонта Д1 глинистой перемычкой толщиной около 4 м. На площади слияний коллекторов рассматриваемых пластов либо нет, либо они вскрыты в единичных скважинах. Пласт «в» в отличие от верхнепашийских пластов имеет практически площадное распространение в виде полосы, направленной с юго-запада на северо-восток. В целом по площади представлены коллектором 6 скважинах, в 51,5% залегает совместно с пластом «б3» и в 5 скважинах с «г1». Средняя толщина пласта составляет 2,9м. От нижележащего пласта «г1» отделен глинистым разделом толщиной 2,3м, зоны слияния встречаются в единичных скважинах. Пласт «г1» сложен в виде крупных линз и полос, прерывистость его уменьшается с востока на запад, вероятность встречи коллектора составляет 0,65% в 83,3% и 96,3% скважин, соответственно, перекрывается и подстилается пластами «а» и «г2+3». Коэффициент связанности с пластом «г2+3» изменяется от 0,146 до 0,425. Толщина глинистой перемычки с пластом «г2+3» составляет 1,9м. Наиболее выдержанным из всех пластов объекта разработки является пласт «г2+3». От пласта «д» отделен глинистым разделом с толщиной, колеблющейся в среднем от 2,4м до 4,5м. В 37,7% скважин, вскрывших пласты «г2+3» и «д», их коллектора находятся в слиянии. Средняя толщина пласта «г2+3» составляет 3,5м. Самый нижний из пластов горизонта Д1 - пласт «д» имеет близкое к площадному распространение. Пласт характеризуется наибольшей толщиной продуктивных коллекторов, в среднем равной 3,8м, практически на всей площади распространения перекрывается коллектором пласта «г2+3». Подошвой горизонта Д1 является пачка «муллинских глин» толщиной в среднем равной 6,0м. На Западно-Сотниковском месторождении они достаточно выдержаны, зоны слияния пласта «д» горизонта Д1 с коллекторами горизонта ДII выделяются в единичных скважинах, что свидетельствует о невысокой, гидродинамической связи коллекторов горизонта ДI и ДII. Рассматривая в целом характер распространения коллекторов горизонта Д1 необходимо отметить невысокую связанность коллекторов верхне-пашийских отложений, что исключает значительные перетоки нефти и воды между пластами. В достаточной степени изолированным от верхнепашийских и пластов «гд» нижнепашийских коллекторов является пласт «в». Коллектора пластов «гд» в большей степени связаны между собой, основная доля слияний смежных пластов вскрыта двумя и более скважинами, то есть рассматриваемые пласты являются практически единой гидродинамической системой. По всем пластам горизонта DI наблюдается как зональная, так и послойная неоднородность. Послойная неоднородность выражается в чередовании песчаных и алевролитовых пластов с различной проницаемостью. Такое геологическое строение (неоднородность) оказывает существенное влияние на процесс выработки запасов нефти как по пластам, так и по горизонту в целом. Таблица 2.1.1 - Коллекторские свойства горизонта DI Западно-Сотниковского месторождения
Исследования физико-химических свойств пластовых и поверхностных нефтей пашийских отложений проводилось с использованием проб, отобранных из скважин Западно-Сотниковского месторождения. Эти пробы исследовались в отделе исследования нефтей ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ. Всего было проанализировано 18 пробы пластовых нефтей и 18 поверхностных. Пластовые пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ВВП-300 и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ (вискозиметр высокого давления универсальный) и капиллярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти и газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался на хромотографах типа «Кристалл-2000М». Все данные исследования приведены согласно РД-153-39-007-96 “Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений”, при расчете средних значений параметров проводилась отбраковка данных анализов некачественно отобранных проб. Для проведения анализа полученных данных была составлена таблица со свойства пластовой нефти и со свойствами пластовой воды. Таблица 2.1.2 - Свойства пластовой нефти
В результате были получены следующие средние значения основных параметров нефти: давление насыщения - 7,41 МПа, газосодержание - 38,61 м3/т, объемный коэффициент - 1,0765. Плотность пластовой нефти - 835 кг/м3 . По данным анализов поверхностных проб нефть пашийского горизонта относится к группе средних сернистых нефтей. В ней содержится 1,4 массовых % серы, смол силикагелевых - 5,7 %, асфальтенов - 4,6 % и парафинов - 3,7 %. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 0С составляет 17,0∙10-6 м2/с. В разрезе пашийского горизонта водонасыщенными являются песчано-алевролитовые породы. Дебит скважин колеблется от 1-10 м3/сут. до 20-126 м3/сут. Исследование свойств пластовой воды пашийского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 18 скважин (таблица 2.1.3). Общая минерализация меняется по площади от 250,6 до 284,7 г/л. Плотность воды в среднем равна 1189,6 кг/м3, вязкость 1,7-2,0 мПа∙с, рН - 4,6. Таблица 2.1.3 - Свойства пластовой воды
По химическим свойствам подземные воды относятся к хлоркальциевому типу (по В.А. Сулину). Ниже приводится краткая характеристика вод по пашийскому горизонту. Газовый состав подземных вод - метан. Газонасыщенность достигает 0,35 - 0,40 м3/л. Содержание метана равно 45% объемных, более тяжелых 5 - 34 %. Упругость газа составляет 64 - 94 кг/см3. Объемный коэффициент по расчету - 1,002. Таким образом, Западно-Сотниковское месторождение занимает южную часть Республики Татарстан и находится на землях Черемшанского района. Промышленно-нефтеносными объектами площади являются пласты Д0 кыновского горизонта и ДI (а, б1, б2, б3, в, г+д) пашийского горизонта нижнефранского подъяруса верхнего девона. По физико-химическим свойствам нефть Западно-Сотниковского месторождения относится к группе средних малосернистых и парафинистых. Плотность нефти в пластовых условиях составляет 835 кг/м3, вязкость 7,6 мПас, а в поверхностных условиях, соответственно, 874 кг/м3 и 17,2 мПас. Давление насыщения газом 7,41 МПа, газосодержание 38,68 м3/т. Западно-Сотниковское месторождение разрабатывается с 1998 года, основными эксплуатационными объектами являются девонские отложения. На сегодняшний день находится на II стадии разработки, основными мероприятиями являются поддержание добычи нефти на текущем уровне, проведение различных ГТМ для стабилизации добычи, одним из которых является строительство боковых стволов. IV стадия – завершающая стадия разработки месторождения не требуют таких значительных капитальных вложений, как новые месторождения. Вся инфраструктура к этому времени уже построена, система разработки реализована. Зрелые месторождения, как правило, генерируют стабильный денежный поток даже с учетом затрат на поддержание добычи нефти и расшивку ограничений инфраструктуры.. Длительность этой стадии велика - порядка нескольких лет. Для проведения анализа текущего состояния разработки рассмотрим данные геологического отчета за 2020 год.[33] Западно-Сотниковского месторождения в (ПРИЛОЖЕНИИ Б.1) указаны данные основных показателей. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||