Шаронов_КР1-1. Курсовой проект По дисциплине Подземный и капитальный ремонт скважин

• Название: Курсовой проект По дисциплине Подземный и капитальный ремонт скважин
• Анкор: Шаронов_КР1-1
• Дата: 13.11.2022
• Размер: 2.69 Mb.
• Имя файла: Шаронов_КР1-1.docx
• Тип: Курсовой проект; #785860
• страница: 8 из 8

Выводы

В данной главе были рассмотрены известные методы, применяемые при изоляции водопритоков из обводнившихся интервалов пласта. Основным методом является задавка тампонажных смесей в пласт. Тампонажные смеси делятся на селективные – избирательно блокирующие водонасыщенные интервалы пласта, при этом практически не снижая проницаемости в нефтенасыщенных частях пласта и неселективные, закачиваемые в пласт и блокирующие как нефтенасыщенные продуктивные, так и водонасыщенные интервалы пласта с последующей реперфорацией продуктивных интервалов.

Основное оборудование и приспособления, применяемые при ремонтно-изоляционных работах: цементировочные агрегаты, цементосмесительные машины, емкости для перевозки жидкости, заливочные трубы, пакеры, устьевое оборудование в виде цементировочных арматур или головок.

В расчетной части были произведены расчеты подготовительных и основных ремонтно-изоляционных работ в скважине №268, дающую высокообводненную продукцию с обводненностью 98,9%. Были рассчитаны закачки различных тампонажных материалов: цементный, пеноцементный и нефтецементный растворы.

Заключение

В настоящем курсовом проекте был рассмотрен КР1-1 – «Отключение отдельных интервалов пласта». Объектом анализа и расчетов послужил эксплуатационный фонд скважин пласта В-1 Бариновского поднятия Бариновско-Лебяжинского месторождения.

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 28 км к юго-востоку от месторождения расположен г. Нефтегорск, являющийся центром крупного нефтедобывающего района области.

Рассматриваемый объект приурочен Бариновскому куполу пласта В-1, который в свою очередь приурочен к верхней части отложений турнейского яруса. Органогенно-обломочные и органогенные известняки, слагающие пласт В-1, литологически неоднородны: прослои проницаемых пород чередуются с плотными непроницаемыми разностями. Чередование при этом носит незакономерный характер. Коллектор имеет пористость 0,2, проницаемость 0,022 мкм². Начальная нефтенасыщенность 0,89, размеры залежи в плане 4,9x3,2-1,3 км, высота – 30м. Залежь неполнопластовая. Нефть легкая (плотность 810 кг/м³, вязкость 3,01 мПа·с), парафинистая. Пластовые воды относятся к хлоридно-кальциевому типу с высокой степенью минерализации и затрудненными водообменом.

Состав газа характеризуется повышенным содержанием сероводорода и углекислого газа что обусловливает высокую коррозионную обстановку.

За последние три года (2018-2020 гг.) на объекте было проведено 26 геолого-технических мероприятий, из которых оптимизация режима работы скважины ОПТ 24%, 20% - обработки призабойной зоны различными вариантами солянокислотных обработок СКО (большеобъемная солянокислотная обработка, кислотные ванны, задавка солянокислотного состава с вязкой обратной эмульсией), по 12% - дополнительная перфорация (ДП) и переходы и приобщения пластов. Помимо этого, проводились мероприятия по ликвидации аварии (8%), гидроразрыв пласта ГРП (4%), планово-предупредительный ремонт (8%), а также ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны (4%). Средний относительный прирост дебита нефти после ГТМ составляет 165,7%, а жидкости 142,53%.

Выполнен литературно-патентный обзор на тему существующих методов устранения водопритоков из обводнившихся интервалов продуктивного пласта, а также оснастки и оборудования, применяемого при ремонтно-изоляционных работах.

Основным методом, применяющимся при КР1-1, является задавка в пласт различных тампонажных композиций, которые можно отнести к селективным и неселективным. Селективные – избирательно блокирующие водонасыщенные интервалы пласта, при этом практически не снижая проницаемости в нефтенасыщенных частях пласта и неселективные, закачиваемые в пласт и блокирующие как нефтенасыщенные продуктивные, так и водонасыщенные интервалы пласта с последующей реперфорацией продуктивных интервалов.

Основное оборудование и приспособления, применяемые при ремонтно-изоляционных работах: цементировочные агрегаты, цементосмесительные машины, емкости для перевозки жидкости, заливочные трубы, пакеры, устьевое оборудование в виде цементировочных арматур или головок.

Были произведены расчеты подготовительных и основных ремонтно-изоляционных работ в скважине №268 пласта В-1 Бариновского поднятия Бариновско-Лебяжинского месторождения, дающую высокообводненную продукцию с обводненностью 98,9%. Рассчитаны закачки различных тампонажных материалов: цементный, пеноцементный и нефтецементный растворы по данной скважине.

Список литературы

1. Дополнение к технологическому проекту разработки Бариновско-Лебяжинского месторождения. 2019г.

2. Сулейманов А.Б, Карапетов К.А., Яшин А.С. Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин // Москва «Недра» 1984 г.

3. А.Г. Аветисов, А.Т. Кошелев, В.И. Крылов. Ремонтно-изоляционные работы при бурении нефтяных и газовых скважин // Москва «Недра» 1981 г.

4.     Ибрагимов Л.Х.,Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука, 2000. 414.с.

5. 
   Шумилов В.А. О задачах и возможностях селективной изоляции // Нефтепромысл. дело. 1977. № 10. С. 36-39.
   
6. 
   Алексеев П.Д. Повышение эффективности изоляционных работ на основе геолого-математического обоснования выбора скважин. М., 1982. 64 с. (Обзор информ. / ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысл. дело; Вып. 23).
   
7. 
   Блажевич В.А., Умрихина Е.Н.Новые методы ограничения притока воды в нефтяные скважины. М.: Недра, 1974. 168 с.
   
8. 
   Галлямов М.Н., Рахимкулов Р.Ш.Повышение эффективности эксплуа­тации нефтяных скважин на поздней стадии разработки месторождений. М.: Недра, 1978. 207 с.
   
9. 
   Рябоконъ С.А.Выбор технологии и тампонажных материалов при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважинах // Нефт. хоз-во. 1989. №4. С. 47-53.
   
10. 
    Мирзаджанзаде А.Х., Мищевич В.И., Титков Н.И.Повышение качества цементирования нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1975. 232 с.
    
11. 
    Серенко И.А., Сидоров Н.А., Кошелев А.Г. Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин. М.: Недра, 1988. 263 с.
    
12. 
    Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т.Интенсификация добычи нефти. М.: Нефть и газ, 1996. 478 с.
    
13. 
    Блажевич В.А., Умрихина Е.Н.Методы изоляции пластов при бурении и эксплуатации скважин. 1972. 64 с. (Обзор зарубеж. лит. Сер. Добыча).
    
14. 
    Булгаков Р Т, Газизов А Ш, Габдуллин Р Г и др Ограничение при­тока вод в нефтяные скважины М Недра, 1976 175 с
    

15.  Руководство по применению системной техногогии воздействия на нефтяные пласты месторождений Главтюменнефтегаза: РД 39-1147035-254-88р/ Минтопэнерго;ВНИИ.- М.:- 1988.- 236 с.

16.  Пат. № 2042787 Россия. Способ кольматации проницаемого пласта скважины / Гребенников В.Т. – Опубл.  27. 08.95 .

17.  Инструкция по применению полиакриламида с глинистой суспензией в обводненных скважинах для увеличения добычи нефти и ограничения притока воды : РД 39-23-1187-84 / НПО “Союзнефтепромхим”, 1984.

18.  А.С. № 945391 СССР, МКИ  Е 21 В 43/ 27. Состав для временной селективной изоляции высокопроницаемых пропластков / Комиссаров А., Лемешко Н.Н.; Сев. Кавказ.науч.-исслед. и проект. Ин-т нефт. пром-сти. – Заявл. 29.12.80г.; Опубл. 23.07.82, БИ № 27.

19.  А.С. № 1089244 СССР, Е 21 В 43/22. Состав для изоляции пластовых вод / Зарубин Ю.А., Акульпин А.И., Нисомский В.П.; ИФИНГ. – Заявл. 15.10.82; Опубл. 30.04.84, БИ № 16.

20.  А.С. № 644939 СССР, МКИ Е 21 В 33/13. Смесь для изоляции пластовых вод / Киреев В.А., Борисова Л.Ф., Райко В.В.; ВНИИ проиродных газов. – Заявл.24.05.76; Опубл. 30.01.79, БИ № 4.

21.  А.С. № 953193 СССР, МКИ Е 21 В 43/22. Состав для изоляции пластовых вод в скважине / Тимофеев А.Н., Сабиров Х.Ш., Николаев В.П. Волго-Урал. Науч.-иислед. и проект. ин-т по добыче и перераб. газов. – Заявл. 01.10.80; Опубл. 23.08.82г., БИ № 31.

22.  А.С. № 661102 СССР, МКИ Е 21 В 33/13. Способ изоляции притока вод в нефтяную скважину / Глумов И.Ф., Кочетков В.Д., Газизов А. И др.; Тат.науч.-исслед. и проект. ин-т нефт. пром-сти. – Заявл. 15.02.74г.; Опубл. 05.05.79г., БИ № 17.

23.  А.С. № 1078036 СССР, МКИ Е 21 В 43/20. Состав для селективной изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах / Клещенко И.И., Овчинников В.И., Пешков В.Е.; Тюмен. Темат. Экспедиция Гл. Тюмен. Произв.геол.упр. – Заявл. 18.06.82; Опубл. 07.03.84г., БИ № 9.

24.  Амиян А.В., Амиян В.А. Ограничение водопритока и изоляции вод с применением пенных систем. / Сер. Нефтепромысловое дело. М.: Изд-во ВНИИОЭНГ. – 1973. – 88 с.

25.  А.С. № 834343 СССР, МКИ Е 21 В 43/22. Состав для изоляции пластовых вод в скважине / Тарновский А.П., Данюшевский В.С., Байда Ю.В. – Заявл. 01.12.79; Опубл. 30.05.81, БИ № 20.

26.  А.С. № 894180 СССР, МКИ Е 21 В 43/32. Пенообразующий состав для ограничения водопритока в скважину / Амиян В.А., Амиян А.В., Баринова М.А., Васильев В.К.; Всесоюзн. Нефт.-газ.НИИ. – Заявл. 12.11.79г.; Опубл. 30.12.81г., БИ № 48.

27.  А.С. № 872734 СССР, МКИ Е 21 В 43/32. Состав для изоляции притока пластовых вод в скважину и способ его получения / Валиев И.Ш., Кувандыков И.Ш., Соколов Б.Б.; Центр. науч.-исслед. лаб. ПО “Оренбургнефть”. – Заявл. 04.12.79г.; Опубл. 15.11.81г., БИ № 3.

28.  А.С. № 765497 СССР, МКИ Е 21 В 33/13. Композиция для изоляции водопритоков и зон поглощения в скважинах / Шварева Г.Н., Милов Е.И., Макаров Ю.А. – Заявл. 28.09.78; Опубл. 23.09.80г., БИ № 3.

29.  А.С. № 857450 СССР, МКИ Е 21 В 43/22. Состав для селективной изоляции обводненных зон пласта / Комиссаров А.И., Хачатууров Р.М., Моллаев Р.Х.; Сев.Кавказ.науч.-исслед. и проект.ин-т нефт. пром-сти. – Заявл.. 08.06.78; Опубл. 23.08.81г., БИ № 31.

30.  А.С. № 973500 СССР, МКИ С 04 В 11/09. Композиция для изготовления гипсовых изделий / Щицин А.Г., Ильинский Б.П., Ржаницын Ю.П. Перм. Политехн. ин-т. – Заявл. 12.12.80; Опубл. 15.11.82г., БИ № 42.

31.  А.С. № 883362 СССР, МКИ Е 21 В 43/22. Способ изоляции пластовых хлоркальциевых вод / Амиян В.А., Давутов В.А., Амиян А.В., Морозов М.М.; Всесоюзн.нефт.-газ.НИИ. – Заявл. 24.03.80г.; Опубл. 23.11.81г., БИ № 43.

32.  А.С. № 859612 СССР, МКИ Е 21 В 43/32. Состав для изоляции притока пластовых вод в нефтяныых скважинах / Маляренко А.В., Земцов Ю.В., Шпонько А.И. и др.; Сиб.НИИ нефт.пром-сти. – Заявл. 01.06.79г.; Опубл. 30.07.81г., БИ № 32.

33.  А.С. № 663819 СССР, МКИ Е 21 В 33/13. Состав для изоляции пластовых вод в скважине / Духненко Е.М., Ковардаков В.А., Комаров Н.В. и др.; Кубан. гос.ун-т. – Заявл. 19.08.75; Опубл. 25.05.79г., БИ № 19.

34.  А.С. № 945393 СССР, МКИ Е 21 В 43/32. Состав для изоляции обводненных интервалов нефтегазовых пластов / Александров В.Б., Жетлухин Ю.Л. и др.; Кубан. гос.ун-т. – Заявл. 16.05.80; Опубл. 23.07.82г., БИ № 27.

35.  А.С. № 1770553.. Способ селективной изоляции притока воды в скважину / Торнов О.А., Лавриненков В.А.; СахалинНИПИнефть.

36.  Гелеобразующие композиции для выравнивания профиля приёмистости и селективной изоляции водопритока/ Парасюк А.В., Галанцев И.Н., Суханов В.Н. и др.//Нефт. Хоз-во.1994. № 2.-С. 64-68. 

37. 
    Мищенко И.Т., Ибрагимов Л.Х.Расчет обводненности продукции сква­жины после проведения изоляционных работ. М., 1993. 10 с. (Экспресс-информ. / ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысл. дело; Вып. 12).
    

38. Пат. №107545 Россия. Взрывной пакер / Матросов А.Е., Горбунов О.Б. 2011.05.16

39. Пат. №154285 Россия. Взрывной пакер / Страхов Д.В., Ибатуллин Р.Р. 2015.08.20

40. Басарыгин Ю.М. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин. Краснодар.: «Сов.Кубань», 2002. 584.с.