Повышение эксплуатационной надежности скважин Анастасиевско-Троицкого месторождения на основе результатов исследования пес. 1 ВКР Бекиров 2022. Повышение эксплуатационной надежности скважин АнастасиевскоТроицкого месторождения на основе результатов исследования пескопроявления продуктивного коллектора
 Скачать 1.13 Mb.
|
4 Построение статистической модели деформационной нестабильностиколлекторов 33Анализ современных представлений о принципах моделирования ирасчёта коллекторов 33Предпосылки моделирования песчанистых коллекторов 354.3 Построение статистической модели песчанистых коллекторов 40 4.4 Определение прогнозных параметров наступления критическогосостояния пород-коллекторов в призабойной зоне пласта 525 Организация и экономика предприятия 60 6 Безопасность и экологичность проекта 66 6.1 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности 66 6.2 Производственная безопасность при выполнении работ н а кустовой площадке 67 6.2.1 Анализ вредных производственных факторов и обоснование мероприятий по их устранению 686.2.2 Анализ опасных производственных факторов и обоснование мероприятий по их устранению 70 6.3 Безопасность в чрезвычайных ситуациях 74 6.4 Экологическая безопасность 74 Заключение 78 Список использованных источников 79 Иллюстративная часть ВКР АМТИ.210301.01.001. Обзорная схема района работ Анастасиевско-Троицкого месторождения. Плакат на одном листе формата А2. АМТИ.210301.01.002. Геологический разрез Анастасиевско-Троицкого месторождения. Плакат на одном листе формата А2. АМТИ.210301.01.003. Физико-химические свойства нефти, газа и воы Анастасиевско-Троицкого месторождения. Плакат на одном листе формата А1. Плакат на одном листе формата А1. АМТИ.210301.01.004. Статистическая модель состояния ПЗС, учитывающая деформационно-пространственную нестабильность слабосцементированного песчаника. Плакаат на листe фopмата А1. Введение Одним из наиболее актуальных вопросов нефтегазодобывающей промышленности в настоящее время является вопрос интенсификации добычи нефти. Большая часть фонда скважин месторождений Краснодарского края, эксплуатируемых механизированными способами, оборудована установками электроцентробежных насосов (УЭЦН). Такие скважины эксплуатируются в условиях высоких дебитов по жидкости и депрессии на пласт, значительных темпов изменения забойного давления в процессе освоения. Это оказывает негативное влияние на работу глубинного оборудования, которое все чаще выходит из строя по причине высокого содержания в добываемой продукции механических примесей, выносимых из пласта за счет техногенного воздействия, что в некоторых случаях приводят к полному выходу скважины из эксплуатации. Возникающие вследствие этого негерметичные участки, через которые происходят утечки флюида, существенно снижают коэффициент подачи насоса, дебит скважины и межремонтный период (МРП) эксплуатации. Негативное влияние механических примесей обусловлено тем, что примеси по своим размерам, составу и твердости разнообразны и оказывают отрицательное воздействие на работу всего комплекса глубинно-насосного оборудования. В добываемой жидкости могут содержаться как естественные продукты разрушения пласта, частички смол, солей, парафинов, так и искусственно привнесённые в результате различных геолого-технических мероприятий механические примеси. В настоящее время имеется множество технологий по предотвращению влияния механических примесей на оборудование, а также типов и конструкций фильтров, однако отработанных и универсальных правил выбора методов защиты для оборудования нефтяных и газовых скважин все еще не хватает. Поэтому перспективными направлениями решения проблемы является совершенствование методов прогнозирования накопления механических примесей в продукции и выбор оптимальных технологий и способов защиты оборудования, направленных на минимизацию механических примесей в добываемой продукции. Цель работы составляет повышение эксплуатационной надежности скважин Анастасиевско-Троицкого месторождения на основе результатов исследования пескопроявления продуктивного коллектора. Для достижения поставленной цели неоходимо решить задачи: - исследовать взаимосвязь методов противопесочной защиты со свойствами пород-коллекторов; - построить математтическую модель прочностной устойчивости слабосцементированного коллектора в условиях эксплуатации; - определить критерии применимости современных методов крепления слабосцементированного песчаника. - разработать технологические принципы повышения эффективности крепления призабойной зоны скважины за счет управления процессами пескопроявления; - сформулировать критерии выбора метода технологического решения крепления призабойной зоны скважины с учётом состояния горных пород. Практическая значимость результатов работы состоит в использовании методов определения прогнозных параметров наступления критического состояния пород-коллекторов в призабойной зоне скважины. Достоверность результатов, и выводов, содержащихся в работе, подтверждается согласованностью полученных результатов с известными теоретическими и экспериментальными данными. Вабота состоит из введения, четырей разделов, заключения. Список используемых источников содержит 23 наименования. Работа изложена на 81 странице машинописного текста, содержит 18 рисунков, 21 таблицу.. 1 Геолого-промысловая характеристика Анастасиевско-Троицкого нефтегазоконденсатного месторождения 1.1 Орогидрография месторождения Анастасиевско-Троицкое месторождение расположено в западной части Краснодарского края на территории двух административных районов – Крымского и Славянского. Рекой Кубань площадь месторождения разделяется на два участка: Троицкий на юго-востоке и Анастасиевский на северо-западе. К юго-восточной границе месторождения примыкает станица Троицкая, к северо-западной – станица Анастасиевская. Ближайшими городами являются Крымск и Славянск-на-Кубани (рис. 1.1).  Рисунок 1.1 – Обзорная схема района работ Анастасиевско-Троицкого месторождения Месторождение находится в разработке свыше 50 лет, имеет развитую инфраструктуру и внешние коммуникации, обустроено системами водоснабжения, сбора и подготовки нефти и газа и т.д. Район работ Анастасиевско-Троицкого месторождения представляет собой равнину, которая является частью Прикубанской низменности. Абсолютные отметки равнины от +0,6 до +7 м. Лишь в центральной части Анастасиевского участка над окружающей местностью возвышается пологий холм высотой до +25 м и 1 км в поперечнике, отражающий диапировое ядро. Главная водная артерия района – судоходная река Кубань. В районе месторождения она имеет среднюю отметку +2,4 м, превышая на отдельных участках уровень местности, что потребовало создания системы защитных дамб и ирригационных каналов [1]. Климат района умеренно-теплый, с летней температурой 25-350С. Осень теплая, чаще сухая, весна отличается непостоянством погоды, сильными ветрами и частыми осадками в виде дождя и снега. Среднегодовое количество осадков 500-600 мм; Среднегодовая температура +110С. 1.2 Геология и литология месторождения Месторождение входит в Северо-Кавказско-Мангышлакскую нефтегазоносную провинцию. В пределах Анастасиевско-Краснодарской антиклинальной зоны – приурочено к брахиантиклинали. Складка осложнена двумя сводовыми поднятиями (рисунок 1.2). Месторождение многопластовое, с широким стратиграфическим диапазоном нефтегазоносности – от киммерийского яруса до чокракского включительно. Газонефтяной контакт 1502 м, водонефтяной - 1521-1532 м. Высота газовой шапки 100 м. Начальное пластовое давление соответствует гидростатическому, t = 38 – 66°С. Стратиграфия Анастасиевско-Троицкого район (рисунок 1.2), начатая в 1952 г., хорошо изучена. Разрез месторождения начинается с песчано-глинистых и галечниковых отложений антропогена общей толщиной до 100 м. В плиоцене и миоцене на глубине 750-1770 м установлены 10 залежей. Залежи – пластовые сводовые, некоторые литологически ограниченные. Горизонты: I, Ia, II, III – содержат природный газ, IV, IVа – нефть с газовой шапкой, V, VI, VIIa, VII – нефть.  Рисунок 1.2 – Геологический разрез Анастасиевско-Троицкого месторождения Основной продуктивный горизонт – IV с эффективной толщей до 50 м. Разрез IV горизонта состоит из двух частей: верхней песчано-глинистой (ВПГЧ) и основной песчаной (ОПЧ), которые отличаются толщинами, литологическим составом и физическими свойствами коллекторов. Сводная геолого-геофизическая характеристика горизонта приведена в таблице 1.1. Т а б л и ц а 1.1 – Геолого-физическая характеристика IV горизонта.
Все залежи нефти и газа на Анастасиевско-Троицком месторождении приурочены к песчано-алевритовым коллекторам. Коллекторы основной части – пески рыхлые, в основном кварцевые, мелкозернистые и тонкозернистые, иногда крупнозернистые, с прослоями алевритов. Пески и алевриты почти полностью слагают основную песчаную часть. Прослои глин и крепких карбонатных песчаников (толщиной 15-20 см с содержанием карбонатного цемента до 35 %) имеют небольшие ареалы распространения. Пористость уплотненных пород из основной части IV горизонта составляет в среднем 30,7 %. Проницаемость до 900 мД. Тектоника и условия залегания нефти и газа контролируются сводом складки, характером распространения коллекторов и в ряде случаев, разрывными нарушениями и диапировым ядром. Складка расположена в осевой части Западно-Кубанского прогиба, вытянута с северо-запада на юго-восток, в рельефе отражена лишь на Анастасиевском участке в виде небольшого (+25 м, 1 км в поперечнике) круглого холма. По изогипсе – 1600 м кровли меотического яруса длина складки составляет 28 км, ширина от 3 км – на Анастасиевском участке и до 4 км – на Троицком участве. Углы падения крыльев складки на Анастасиевском участке 120 _ 130, на Троицком участке они выполаживаются до 60-70. Соответственно ведут себя и периклинали складки: на северо-западной углы падения слоев составляют 50 – 60, на юго-восточной – 10 – 30 Складка в отложениях меотиса состоит из двух основных сводов: Анастасиевского – на северо-западе и Троицкого – на юго-востоке, между которыми выделяется еще один небольшой свод. Превышение Анастасиевского свода над Троицким около 80 м. Явление диапиризма проявились главным образом на Анастасиевском своде. 1.3 Гидрогеология месторождения Пластовые воды в миоценовом горизонте Анастасиевско-Троицком месторождении залегает в следующих условиях: 1. Воды законтурной области залежи. 2. Воды, залегающие непосредственно в залежи (выше ВНК) в свободном состоянии. 3. Воды «головной» части горизонта. Законтурные воды являются одним из основных геолого-промысловых факторов, предопределяющих нефтеотдачу залежей. Миоценовый горизонт на рассматриваемом участке сложен тремя пачками крупнообломочных пород – коллекторов, связанных между собой по размеру и обладающими исключительно высокой проницаемостью, достигающей сотен Дарси. Это способствует активному проявлению напорного режима законтурных вод. Условия проявления активного напора законтурных вод предопределяются площадным распространением выделенных в составе миоценового горизонта трёх пачек крупнообломочных пород и характером их взаимоотношений по разрезу. В юго-восточной части залежи благоприятные условия для проявления напора законтурных вод существует для второй пачки. В разрезе этого направления 1 пачка отсутствует, а 3 – залегает ниже отметки ВНК, т.е. в условиях водонасыщения и отделена от 2 пачки глинистым пластом толщиной 20 – 22 м. В срединной части массива и залежи условия для проявления напора законтурных вод существует на 3 и 2 пачки горизонта. Кроме того, в «головной» части залежи, южнее скважины 1834 напор по 2 пачке передаётся вверх по разрезу на 1 пачку. В северо-западной части залежи условия для проявления напора несколько отличаются от выше рассмотренных: законтурные воды в начале оказывают напор на 3 пачку, а далее к юго-востоку напор передаётся вверх по разрезу на 2 пачку, где глинистый раздел между ними отсутствует. Т.е. существуют условия для перетока флюидов, в т.ч. углеводородных из миоценового горизонта в понтический. По этой причине понтический горизонт на рассматриваемой залежи оказался насыщенным ВВН, т.е. содержит залежь ВВН с несвязанной (свободной) водой, являющейся юго-восточным продолжением залежи. Кроме этого, вода может присутствовать и в запечатанных линзовидных водонасыщенных «телах», сложенных песчано-алевритовыми осадками. О наличии свободной воды в рассматриваемом объекте свидетельствует тот факт, что в подавляющем большинстве скважин, независимо от гипсометрического положения горизонта, с самого начала в продукции отмечено значительное количество воды. |