Анализ ремонтно-изоляционных работ в условиях УПНП и КРС
Министерство науки и образования РТ
Лениногорский нефтяной техникум
ДИПЛОМНАЯ РАБОТА
Тема: «Анализ ремонтно-изоляционных работ в условиях УПНП и КРС»
2006
СОДЕРЖАНИЕ
1. Введение
2. Исходные данные
2.1 Характеристика геологического строения эксплуатационного объекта
2.2 Коллекторские свойства горных пород
2.3 Физико-химические свойства горных пород
2.4 Режим залежи
2.5 Конструкция скважины
3. Технологический раздел
3.1 Виды и причины обводнения скважин
3.2 Обследование и исследование скважин
3.3 Подготовительно-заключительные работы
3.4 Применяемые материалы для изоляции
3.5 Оборудование применяемое при РИР
3.6 Технология РИР по скважинам
3.7 Расчёт процесса изоляционных работ (цементирование)
3.8 Анализ ремонтно-изоляционных работ
3.9 Выводы и предложения
4. Охрана труда и противопожарная защита
4.1 Охрана труда и техника безопасности при КРС
4.2 Противопожарная защита
5. Охрана недр и окружающей среды
5.1 Мероприятия по охране недр и окружающей среды в условиях ЛУПНПиКРС
Список используемой литературы
1. ВВЕДЕНИЕ
Отличительной особенностью процесса разработки нефтяных месторождений с искусственным заводнением является прогрессирующее обводнение скважин по мере выработки извлекаемых запасов. В связи с тем, что многие месторождения вступают в более поздние стадии разработки, характеризующиеся высоким обводнением продукции скважин, проблема ограничения отбора воды приобрела в последние годы исключительную актуальность. В условиях резкой фациальной неоднородности продуктивных горизонтов, разработки их сеткой скважин и общим фильтром постепенное обводнение нефтяных скважин является естественным, и значительные запасы нефти отбираются в водный период эксплуатации скважин.
На характер обводнения добываемой продукции оказывает влияние множество факторов, связанных, с одной стороны, с геологическим строением и коллекторскими свойствами пласта, физико-химическими свойствами нефти и вытесняющей жидкости, с другой - с применяемой системой размещения скважин, технологией их строительства, режимами эксплуатации. В условиях роста депрессий большое число скважин обводняется из-за прорыва вод по отдельным высокопроницаемым пропласткам эксплуатируемого объекта, нарушения герметичности заколонного пространства, а также из-за подтягивания конусов подошвенной воды. Кроме того, многие залежи нефти приурочены к водонефтяным зонам, где скважины с первых же дней эксплуатации начинают давать обводнённую продукцию. Преждевременное обводнение скважин уменьшает конечную нефтеотдачу и вызывает большие непроизводительные затраты на добычу, транспортирование попутной воды и на борьбу с коррозией промыслового оборудования.
2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
2.1 Характеристика геологического строения эксплуатационного объекта
Западно-Лениногорская площадь расположена в южной части Ромашкинского нефтяного месторождения и является краевой. Разрез площади представлен отложениями девонской, каменноугольной и пермской систем палеозоя. Проектирование разработки Западно-Лениногорской площади впервые было начато во ВНИИ в 1954г. В 1968г. Западно-Лениногорская площадь была выделена в самостоятельный объект разработки, где был сделан подсчет запасов только для Западно-Лениногорской площади. Данным проектом был предусмотрен максимальный уровень добычи нефти 3,4 млн. т. с сохранением его в течение 6-7 лет. Фактически же максимальный уровень добычи был достигнут в 1971г. и составил 3,89 млн. т. Принятый вариант разработки предусматривал ряд мероприятий по дальнейшей разработке площади: бурение скважин, очаговое заводнение, уменьшение забойного давления до 90 атмосфер, увеличение давления нагнетания для верхних пластов до 18-20 МПа, увеличение резервных скважин до 100.
На севере площадь контактирует с Южно-Ромашкинской, на западе с Зай-Каратайской и на востоке с Восточно-Лениногорской площадями.
В географическом отношении Западно-Лениногорская площадь представляет собой пересеченную местность с многочисленными оврагами и балками. Абсолютные отметки колеблются в пределах от 100 до 250 метров. Большую часть площади занимают лесные массивы.
Климат района резко континентальный. Суровая, холодная зима с сильными буранами и жаркое лето. Преобладающее направление ветров - Юго-Западное. Самым холодным месяцем является январь, имеющий среднюю месячную температуру -13,7 - 14,4 °С. Наиболее теплым месяцем является июль 18 - 19 °С. Абсолютный минимум температуры достигает в некоторые годы до -49 °С. Максимальная летняя - 38 °С. Наибольшее количество осадков выпадает в июне (до 60 мм). Минимальное в феврале (до 17 мм ). Грозовая деятельность от 40 до 60 мин. в год.
Основным объектом разработки являются запасы нефти, приуроченные к терригенным коллекторам пашийского горизонта Д1, которые представлены двумя группами: высокопродуктивные с проницаемостью более 0,100 мкм2 и малопродуктивные с вариацией проницаемости 0,30 - 0,100 мкм2. В свою очередь в рамках первой группы выделены коллекторы с объемной глинистостью менее и более 2%. Таким образом объект разработки Д1 представляется совокупностью трех типов пород - коллекторов с различной фильтрационной характеристикой, которые имеют прерывистый характер строения, выражающийся в смене одного типа коллекторов другим, а также и полным их замещением неколлекторами.
Фациальный состав коллекторов изменяется от гомодисперсных алевролитов до песчаных фракций. алевролитов до песчаных фракций.
Горизонт Д1 является многопластовым объектом. В пределах общей толщины продуктивных отложений, которая в среднем составляет 34,0 м. При колебаниях по скважинам от 8 до 53,6 м выделяется до 11 пропластков. Средняя величина расчлененности составляет 5,7. Практика разработки площади показала, что при детальном анализе выработки оптимально в пределах горизонта Д1, следует выделить 7 пропластков. При этом возникали объективные трудности при корреляции пластов зональных интервалов " б " и частично " в ".
Применение статистических методов корреляции для разрешения этого вопроса не дали положительных результатов, поскольку в пределах всего интервала залегания этих пластов нельзя даже наметить какую-либо зону устойчивого положения границ зонального интервала. Потому, в процессе анализа заводнения коллекторов, при доказанной необходимости, осуществлялось уточнение начальной корреляции пластов, а в зонах слияния их идентификация. Достаточно уверенно выделяются зональные интервалы пласта " а " и пластов пачки " г д " .
В силу особенностей залегания пластов пачки " б ", их стратиграфическая идентификация осуществлялась при непосредственной корреляции разрезов скважин друг с другом.
С момента составления последнего проектного документа было пробурено около 150 скважин, что, естественно, в какой - то мере изменило геологическое представление о строении площади.
Существующее представление о линзовидном строении верхней пачки пластов и площадном - нижней не изменилось в процессе продолжающегося разбуривания площади.
Выделенные блоки не равнозначны по представительности той или иной группы пород. Для сравнения приведены результаты сопоставления площадей распространения этих групп по пластам в пределах каждого блока. Достаточно однозначно, как в целом по пласту, так и по блокам происходит увеличение доли коллектора сверху вниз. Из общей закономерности выпадает пласт « а» на втором и третьем блоках, по каждому доля коллектора выше, чем в нижележащих пластах пачки "б".
Аналогичная закономерность прослеживается по высокопродуктивным неглинистым коллекторам, но с различной представительностью в строении пластов.
Естественно, что разная степень представительности групп пород в строении пластов является одним из главных аргументов, определяющих состояние выработки запасов нефти. Очевидно, что это также является одной из важнейших причин особенностей выработки запасов по блокам.
В силу многопластового строения горизонта Д1 становится очевидным многообразие разрезов скважин с различным сочетанием пластов, представленных разными группами коллекторов и залегающих на различных стратиграфических уровнях. В результате обработки практически всех разрезов по скважинам они систематизированы в 6 типов с представительностью от 1 до 6 пластов. Кроме того, каждый из типов рассматривался с точки зрения возможных вариантов сочетания высоко и малопродуктивных коллекторов. В рамках выделенных типов разрезы сгруппированы в подтипы с их долей участия в строении объекта.
В процессе изучения особенностей геологического строения горизонта Д1 была оценена величина литологической связанности между пластами. Из приведенных данных и в сравнении с другими соседними площадями можно однозначно сказать, что пласты залегают достаточно обособленно друг от друга. Как и по другим площадям, сравнительно высокая связь отмечается между пластами " б1 " и " б2 " - 41%; " г1 " и " г2 " - 34% и несколько меньшая связь между остальными пластами. С одной стороны, как известно, наличие зон слияния способствует возникновению естественных очагов заводнения, что способствует интенсификации выработки запасов нефти. С другой стороны достаточная обособленность способствует эффективному использованию дифференциального подключения пластов к разработке. В этой связи данная площадь выгодно отличается от соседней Южно-Ромашкинской площади.
2.2 Коллекторские свойства горных пород
Поскольку в настоящее время разработка площади осуществляется с учетом выделенных блоков, то обобщены результаты определения толщин, емкостно-фильтрационных свойств, насыщенности, а также оценка изменчивости этих параметров. В целом продуктивные отложения горизонта Д1 по блокам не отличаются, по рассмотренным параметрам, за исключением того, что средняя проницаемость коллекторов второго блока составляет 0,492 мкм2 , а первого и третьего 0,387 и 0,379 мкм2 соответственно. Это, видимо объясняется различным объемом выработки по представительности групп пород.
Следует также отметить увеличение фильтрационных свойств коллекторов сверху вниз. Опять же это связано, видимо, с вышеуказанными причинами. Очевидно, что сравнение тех же параметров между группами коллекторов не имеет смысла. Целесообразнее их рассматривать в пределах групп коллекторов при сравнении пластов между собой.
Так средняя толщина пластов, представленных высокопродуктивными неглинистыми коллекторами изменяется от 2,6 по пласту " б1 " до 3,8м. по пласту " б3 ". При этом параметр изменчивости средних величин составляет 0,43 - 0,53. Средние значения пористости и нефтенасыщенности по пласту отличаются незначительно. Следует акцентировать внимание на существенном отличии пластов по фильтрационным свойствам. Из приведенных данных видно: проницаемость пласта " г1 " составляет 0,666 мкм2, а пласта " б3 " - 0,939 мкм2, при среднем значении проницаемости этой группы пород равной 0,76 мкм2.
Коллекторские свойства глинистых высокопродуктивных и малопродуктивных пластов более однородные, чем в вышеописанной группе. Абсолютные значения параметров пористости, нефтенасыщенности, а также толщин пластов в пределах групп отличаются в меньшей степени, чем между группами. Группы коллекторов, включая и ранее рассмотренную существенно отличаются по фильтрационным свойствам. В пределах высокопродуктивных коллекторов пласты с глинистостью менее 2% в 2 раза выше пластов с глинистостью более 2%. Проницаемость малопродуктивных коллекторов в 5 раз меньше глинистых.
Таким образом, проведенное геологическое обоснование показало, что высокопродуктивные неглинистые коллекторы верхней пачки пластов в лучшей степени развиты на втором блоке. Категория глинистых высокопродуктивных превалирует на третьем блоке. Из числа пластов нижней пачки пласт " г2 " отличается наибольшей представительностью неглинистых высокопродуктивных коллекторов, которые, например, на первом блоке составляют 92% площади.
Доля глинистых высокопродуктивных коллекторов незначительная и максимальная величина (7%) прослеживается по пласту " в ". Малопродуктивные коллекторы в большей мере присутствуют в третьем блоке.
Продуктивные пласты в рамках выделенных групп мало чем отличаются по коллекторским свойствам, а также по толщине, что позволяет при анализе выработки запасов нефти по пласту поставить их в равные условия.
2.3 Физико-химические свойства горных пород
Изучение физико-химических свойств пластовых и дегазированных нефтей и попутных газов проводилось в институте "ТатНИПИнефть" и в лабораториях НГДУ "Лениногорскнефть". Пластовые нефти исследовались на установках УИПН-2М и АСМ-30; газ, выделенный из нефти при разгазировании, анализировался на аппаратах ХЛ-3, ХЛ-4, ЛХМ-8МД. Поверхностные нефти исследовались по существующим ГОСТам. Нефть продуктивного горизонта относится к группе малосернистых. Результаты исследований и компонентный состав газа при дифференциальном разгазировании приведены на следующей странице.
Свойства пластовой нефти
Давление насыщения газом, МПа 4,8-9,3
Газосодержание , % 52,2-66,2
Суммарный газовый фактор, 50,0
Плотность, кг / м3 768,0-818,0
Вязкость, мПа с 2,4-10,4
Объемный коэффициент при
дифференциальном разгазировании 1,128-1,196
Плотность дегазированной нефти, кг/ м3 795,0-879,0
Компонентный состав газа
Азот + редкие
В т.ч. гелий, % 10,36
Метан, % 39,64
Этан, % 22,28
Пропан, % 18,93
Изобутан, % 1,74
Н. Бутан, % 4,36
Изопентан, % 0,67
Н. Пентан, % 0,65
Гексан, % 0,46
Сероводород, % 0,02
Углекислый газ, % 0,89
Плотность газа, кг\м3 1,2398
Пластовые воды по своему химическому составу рассолы хлор - кальциевого типа с общей минерализацией 252 - 280 г / л, в среднем 270 г /л. в ионно - солевом составе преобладают хлориды (в среднем 168г / л ) и натрий ( 70,8 г / л ). Плотность воды в среднем 1,186 г\см3 , вязкость 1,9 мПас. В естественных, не нарушенных закачкой воды условиях в подземных водах терригенного девона сероводород отсутствует. Газонасыщенность подземных вод 0,248 - 0,368 м3/ м3, снижается по мере удаления от нефтяных залежей. В составе растворенного в воде газа преобладает метан.
2.4 Режим залежи
Энергетическое состояние залежи - главный фактор, ограничивающий темпы ее разработки и полноту извлечения нефти и газа. Поэтому для характеристики преобладающей в процессе разработки формы пластовой энергии введено понятие режима работы залежи.
Эксплуатация Западно-Лениногорской площади производится в водонапорном и упруговодонапорном режиме.
В условиях водонапорного режима основной движущей силой служит напор краевых вод и подошвенных вод. Водонапорный режим проявляется тогда, когда законтурная водоносная область месторождения связана с земной поверхностью и постоянно пополняется дождевыми и талыми водами.
Место выхода пласта на поверхность или пополнение его водой называется областью или контуром питания. Область питания может находиться на расстоянии сотен километров от нефтенасыщенной части пласта. Постоянное пополнение водоносной части пласта через область питания обеспечивает постоянство приведенного пластового давления на контуре питания, при хорошей его гидродинамической связи с нефтенасыщенной частью это создаст наиболее благоприятные условия для разработки залежи. Отбор нефти в начальный период разработки залежи приводит к некоторому снижению пластового давления в нефтеносной части пласта.
Возникшая разница давлений на контуре питания и в зоне отбора вызывает движение воды, поступление которой в нефтеносную часть стабилизирует в ней давление. Оно устанавливается на таком уровне, когда приток воды полностью компенсирует отбор жидкости из залежи. Упругие изменения породы и жидкости при уменьшении давления в пласте, отнесенные к единице объема, незначительны. Но если учесть, что объемы залежи и питающей ее водонапорной системы могут быть огромны, то упругая энергия пород жидкостей и газов может оказаться существенным фактором, обуславливающим движение нефти к забоям нефтяных скважин.
Чем больше площадь, на которую распространяется понижение давления, тем большие массы жидкости вовлекаются в упругое перемещение по направлению к скважинам. Зона депрессии, образовавшаяся вначале непосредственной близости к забоям скважин, постоянно распространяется на всю залежь и ее пределы, вызывая упругое расширение все новых масс жидкости -- сначала нефти, потом воды, вытесняющей и замещающей нефть.
Основным признаком упруговодонапорного режима является значительное падение пластового давления в начальный период эксплуатации. В дальнейшем, при постоянном отборе жидкости темп падения замедляется. Это объясняется тем, что зона понижения давления со временем охватывает все большие площади пласта, и для обеспечения одного и того же притока жидкости, достаточно падения давления на меньшую величину, чем в начальный период.
2.5 Конструкция скважины
Конструкция скважин должна обеспечить:
-доведение скважины до проектной глубины;
-осуществление заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов и эксплуатации скважины;
-предотвращение осложнении в процессе бурения и полное использование потенциальных возможностей техники и технологических процессов при эксплуатации;
-минимум затрат на строительство скважин, а также необходимых дополнительных объектов и сооружении в целом.
Рекомендуется следующая конструкция скважины: направление, кондуктор, и эксплуатационная колонна. В целях перекрытия верхних неустойчивых пород, для предотвращения размыва устья скважины, а также для разделения питьевых вод спускается направление, цементируется до устья качественным портландцементом тампонажным. Для предотвращения осложнений и аварий в скважине, при дальнейшем бурении под эксплуатационную колонну, спускается подвесной извлекаемый кондуктор. Непроницаемые разделы между водоносными пластами за кондуктором подлежат цементированию. На всех скважинах цемент за кондуктором должен быть поднят до устья. Для цементирования направления и кондуктора рекомендуется использовать портландцемент тампонажный ПЦТ-ДО-50, ПЦТ-ДО-100.
