Шаронов_КР1-1. Курсовой проект По дисциплине Подземный и капитальный ремонт скважин
 Скачать 2.69 Mb.
|
ВведениеНа различных стадиях эксплуатации скважин в них появляется вода, залегающая в нефтеносном пласте (пластовая вода) либо вытесняющая нефть из породы (вода из нагнетательных скважин). Немало случаев прорыва в скважину посторонних вод из верхних или нижних горизонтов вследствие повреждения эксплуатационной колонны либо неудачного цементирования скважины после бурения. Появление таких вод может привести к обводнению не только скважины, но и всего нефтяного пласта, эксплуатируемого этой скважиной. Поэтому при появлении в скважине посторонних вод необходимо срочно выполнить работы по установлению места их притока и ликвидации аварии. Такие мероприятия, направленные на выявление устранение причин водопритока называются ремонтно-изоляционными работами (РИР). Объемы проводимых РИР постоянно увеличиваются, что обусловлено особенностями разработки нефтяных месторождений в нашей стране. 1. Основной метод разработки нефтяных пластов - это заводнение. Применение его предопределяет закономерное и неизбежное обводнение пластов по мере их выработки. 2. Большинство нефтяных месторождений многопластовые. При этом пласты различаются между собой по коллекторским свойствам и при совместной их разработке - по времени их выработки и обводнения, что обусловливает необходимость разновременного отключения уже выработанных пластов. 3. Большинство нефтяных месторождений разрабатывают при трехрядном размещении добывающих скважин, площадном, очаговом заводнении, повышении давления нагнетания, форсировании отборов жидкости. 4. Разработка многих нефтяных месторождений вступила или вступает на позднюю стадию, характеризующуюся массовым обводнением пластов и скважин. В классификаторе капитального ремонта РИР имеет шифр КР1. Причем КР1 подразделяется на: 1) КР1-1 – Отключение отдельных обводненных интервалов пласта 2) КР1-2 – Отключение отдельных пластов 3) КР1-3 – Исправление негерметичности цементного кольца 4) КР1-4 – Наращивание цементного кольца за эксплуатационной, промежуточной колоннами, кондуктором. Чаще всего решается задача КР1-1 и осуществляется задавка реагентов для селективного закупоривания обводненных интервалов пласта. Именно данный вид капитального ремонта и рассматривается в настоящем курсовом проекте. 1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 1.1. Основные сведения о месторождении В административном отношении Бариновско-Лебяжинское газонефтяное месторождение расположено на территории Нефтегорского и Кинельского районов Самарской области, в 60 км к юго-востоку от областного центра г. Самара. В 30 км к северу от месторождения проходит крупная железнодорожная магистраль Самара-Оренбург, с ближайшей станцией Тростянка. Через территорию месторождения проходит асфальтовая дорога, связывающая областной центр г. Самара и районные центры Нефтегорск и Богатое. Район месторождения промыслово обустроен. Таким образом, Бариновско-Лебяжинское месторождение расположено в районе с хорошо развитой инфраструктурой, а также природными и климатическими условиями, благоприятствующими процессам разработки и эксплуатации скважин. 1.2. Средняя геолого-физическая характеристика исследуемого объекта Пласт В-1 сложен в основном известняками чистыми (СаСО3 до 98%), органогенными, среди которых отмечаются прослои известняков органогенно-обломочных и органогенно-детритусовых. В известняках неравномерно проявляется доломитизация и перекристаллизация. Данная информация может быть применима при выборе метода обработки ПЗС КР-7 (солянокислотная обработка) и иных воздействий на пласт, а также оценки прочностых показателей коллектора и осложнений на забое при эксплуатации, и выборе на этом основании тип забоя при заканчивании скважины. На Бариновском поднятии продуктивный пласт залегает в среднем на глубине 2276м. Общая эффективная толщина колеблется от 0,7 до 31,3 м, а суммарная нефтенасыщенная толщина – от 0,7 до 27,8 м. В составе пласта по данным ГИС выделяется преимущественно один - пять нефтенасыщенных пропластка. Толщина пористых прослоев колеблется от 0,2 до 24,8 м, а толщина разделяющих их плотных пропластков изменяется в пределах 0,2-10,9 м. Указанные данные могут быть использованы при изоляции водопритока определенных интервалов пласта (КР-1), а также организации закачки в выбранные интервалы. Коэффициент песчанистости – 0,76, расчлененность – 3,8. По промыслово-геофизическим данным ВНК принят на абсолютной отметке минус 2182 м. Знание о положении водонефтяного контакта может использоваться для установления причины обводнения продукции скважины при проведении РИР (КР-1), организации тампонирования нижних (обводнившихся) дыр перфорации в добывающем фонде скважин. Залежь неполнопластовая, сложной изометрической формы. Размеры в плане составляют 4,9x3,2-1,3 км, высота – 30 м. Пористость пласта В-1 Бариновского поднятия определялась методами ГИС и по керну. Среднее проектное значение пористости принято 0,2. Проницаемость пласта В-1 Бариновского поднятия определялась методами ГИС, ГДИ и по керну. Среднее проектное значение проницаемости принято 0,022 мкм2. Начальная нефтенасыщенность пласта В-1 Бариновского поднятия определялась методами ГИС. Среднее проектное значение начальной нефтенасыщенности принято 0,89. Средняя геолого-физическая характеристика пласта В-1 Бариновского поднятия с обобщением параметров, приведенных ранее в настоящей работе, представлена в таблице 1.2.1. Таблица 1.2.1 – Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта В-1 Бариновского поднятия
1.3. Физико-химические свойства и состав добываемых нефти, пластовой воды и попутного газа Пластовая нефть относится к особо легким – с плотностью 810,0 кг/м3, с незначительной динамической вязкостью 3,01 мПа×с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 6,19 МПа, газосодержание при однократном разгазировании – 34,70 м3/т. Приведенные данные могут быть применены при расчете параметров глушения скважины и оценке рисков НГВП. По результатам исследования поверхностных проб, нефть смолистая (смол 6,65%+асфальтенов 2,47%), парафинистая (3,67%), сернистая (1,58%). Указанные параметры могут быть использованы для оценки вероятности отложений АСПВ и осложнений, вызванных ими, а также выборе способа воздействия на ПЗС и ствол скважины при очистке от АСПО: тепловой (пропарка ТР5-5, промывка горячей нефтью ТР9-1 и др.) или химический (ТГХВ, ТР9-2 и др.). Химический состав и свойства пластовых вод. Минерализация составляет 266,47 г/дм3, плотность вод в стандартных условиях 1,1757 г/см3 (в пластовых условиях 1,1561-1,1592 г/см3). Вязкость в пластовых условиях равна 0,94-1,02 мПа·с. Содержание в воде ионов кальция составляет 6,22 г/дм3, магния 1,54 г/дм3, сульфатов 1,06 г/дм3. Перечисленная информация может быть использована при подборе жидкости для промывки или глушения скважины, а также закачиваемого агента для обеспечения совместимости с пластовой водой и исключения выпадения нерастворимых солей в ПЗС и кольматации пор последними с сохранением проницаемости призабойной зоны скважины. Приведенные параметры сведены в таблицы 1.3.1-1.3.3. Таблица 1.3.1 - Свойства пластовой нефти и воды
Таблица 1.3.2 – Компонентный состав нефти пласта В-1 Бариновско-Лебяжинского месторождения
Таблица 1.3.3 - Содержание основных ионов и примесей в пластовой воде
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||