На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Работа № 48057


Наименование:


Курсовик Капитальный ремонт скважины №5236 Федоровского месторождения методом промывки забоя скважины (КР13-2 НТ) и отключения отдельных интервалов полимерами с использованием установки непрерывная труба (КР1-2.2 НТ) с целью снижения обводненности продукции пласта

Информация:

Тип работы: Курсовик. Добавлен: 26.01.2013. Сдан: 2012. Страниц: 30. Уникальность по antiplagiat.ru: 97.

Описание (план):


Оглавление

Содержание
стр.
Введение ------------------------------------------------------------------------------------
1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ ------------------------------------------------------------------------
1.1 Характеристика района работ -----------------------------------------------------

2.ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ---------------------------------------------------------
2.1 Тектоника ------------------------------------------------------------------------------
2.2 Литолого-стратиграфическая характеристика пород и физико-механических свойствах горных пород по разрезу скважин -----------------------2.3 Нефтегазоводоносность----------------------------------------------------------------
2.4 Возможные осложнения при бурении скважин --------------------------------

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ----------------------------------------------------
3.1 Анализ результатов применения геолого-технических мероприятий (ГТМ) -----------------------------------------------------------------
Введение
В настоящее время большинство месторождений России находятся на поздней стадии разработки, которая характеризуется высокими темпами падения дебитов, продвижением подошвенных и законтурных вод, нарастающим обводнением добывающих скважин и интенсивным разрушением призабойных зон, что, как правило, приводит к образованию глинисто-песчаных пробок, а следовательно к сокращению сроков эксплуатации

5.1. Анализ проблем и применяемых технологий
5.1.1 Условия пескопроявлений и образования песчаных пробок в скважинах.
Большинство исследователей объясняют вынос песка в скважину действием сил трения и образующимся при этом градиентом давления при фильтрации жидкости в скважину. При высоких градиентах давления и недостаточной прочности цементирующего материала зерна песчаника отделяются от основного массива и выносятся в скважину.
При разработке продуктивных пластов, сложенных рыхлыми песчаниками, в ПЗП может образовываться зона подвижного песка (пластическая область). В этом случае в первые месяцы эксплуатации скважины наблюдается интенсивное неконтролируемое пескопроявление, связанное с вымыванием песка и образованием каверны у кровли пласта, либо у неразрушенного (более прочного) пропластка при неоднородном пласте.
На образование и характер пластической области влияют многие факторы: перераспределение около горной выработки ранее существовавших напряжений, вызванное бурением; действие бурового раствора на цементирующий материал, скрепляющий зерна песка; ударные нагрузки на призабойную зону при кумулятивной перфорации; темпы отбора пластового флюида и ряд других.
Вынос песка обычно увеличивается с ростом отбора продукции, при увеличении водонефтяного фактора, истощении эксплуатируемого пласта и др.
Вероятно, что песок пластической области удерживается от выноса в скважину силой трения, определяемой давлением вышележащих толщ песка. Величина давления на любой глубине пластической области зависит от веса вышележащей толщи песка и горного давления вышележащих пород.
Нередко роль связующего между песчинками в пласте — коллекторе выполняет сам скважинный флюид: например, в залежах высоковязкой нефти и битумов. В таких залежах интенсивность выноса песка из пласта в ствол скважины зависит от величины депрессии. Чем выше депрессия, тем больше песка поступает в скважину. Однако вследствие высокой вязкости скважинного флюида в стволе скважины песчаной пробки может не образовываться. Весь песок остается во взвешенном состоянии в нефти и с нею выносится на поверхность.
Применение теплового воздействия на призабойную зону скважин при добыче высоковязких нефтей с одной стороны, снижая вязкость, увеличивает приток нефти к скважине и ее дебит, а с другой стороны, снижение вязкости под действием тепла приводит к выпадению песка в стволе скважины, образованию песчаной пробки, перекрывающей частично или полностью интервал перфорации пласта, и снижению дебита или прекращению подачи.


5.1.2 Технологические методы снижения пескопроявлений в скважинах
Применяемые методы, направленные на предотвращение выноса песка в скважину, условно делят на 3 группы :
— механические методы, предполагающие создание искусственных перемычек, предотвращающих доступ песка в скважину;
— химические методы, основанные на закачке в пласт веществ, впоследствии твердеющих и цементирующих песок;
— комбинированные методы, предполагающие использование механических фильтров и химическое закрепление зерен песка.
При выборе способа борьбы с выносом песка в скважину учитывается ряд факторов. Большое значение имеет конструкция забоя скважин. При заканчивании скважин с открытым забоем, как правило, используются механические или комбинированные способы. Химические методы закрепления песка применяются, в основном, в новых скважинах, где еще не успели образоваться каверны из-за выноса песка. При выборе способа борьбы с выносом песка учитываются температурные ограничения. Для химических методов допускаемые пределы температур составляют 16-175° С, для механических методов таких ограничений нет, кроме тех случаев, когда при образовании набивок используются нефть или загущенные растворы.
К технологическим методам предотвращения пескопроявления в скважинах относится прежде всего регулирование отборов флюидов из скважины. При этом определенное значение имеет вязкость флюида в пластовых условиях. Чем выше вязкость флюида, тем меньший градиент давления может быть критическим, то есть таковым, при котором начинается вынос песка.
В то же время пробка может не образоваться, если скорость потока флюида в подъемных трубах будет выше критической, то есть такой, когда скорость восходящего потока флюида в трубках равна скорости падения песчинки в жидкости под действием силы тяжести. Подъемная сила струи флюида пропорциональна квадрату диаметра песчинки, а скорость падения под действием силы тяжести пропорциональна кубу диаметра песчинки. Расчеты показывают, что в зависимости от вязкости флюида, в котором во взвешенном состоянии находятся песчанинки, критический размер песчинки лежит в пределах 0,35—0,15 мм. Песчаники меньшего размера не выпадают в осадок и не образуют пробки в стволе скважины.
Если в ствол скважины из ПЗП выносятся более крупные песчинки, то, чтобы не допустить образования песчаной пробки, надо обеспечить скорость подъема флюида из скважины, способную вынести песок на поверхность. Однако, чем выше скорость подъема (отбора жидкости из скважины), тем выше депрессия на пласт, что недопустимо вследствие интенсификации разрушения пласта.
5.1.4 Причины разрушения призабойной зоны продуктивных пластов и образования песчаных пробок.

Месторождения ХМАО находятся на поздней стадии разработки. Такая стадия сопровождается обводнением призабойной зоны пласта, интенсивным выносом механических примесей в ствол скважины, образованием глинисто-песчаных пробок на забое и в стволе насосно-компрессорных труб, снижением рабочих дебитов скважины. Наличие механических примесей в добываемой нефти, подвергает коррозионному износу внутрискважинное и наземное оборудование и является доминирующим фактором выхода эксплуатационных скважин из действующего фонда. Поэтому предотвращение разрушения призабойной зоны и исключение выноса пластового песка в ствол скважин особенно остро стоит при эксплуатации месторождений Западно-Сибирского региона.
Механизм разрушения призабойной зоны пласта представлен широким многообразием причин, ведущих к интенсификации выноса пластового песка в ствол скважин, и обуславливается геологическими, техническими, технологическими, физико-химическими и механическими факторами.
При разработке нефтяных месторождений основные причины осложнений, возникающие при добыче нефти, связаны с естественными процессами, влияющими на изменение состояния пласта-коллектора и ведущими к ее разрушению.
Обводнение скважин происходит по отдельным, наиболее проницаемым пропласткам продуктивного пласта из-за крайне неравномерной выработки послойно-неоднородных продуктивных пластов, характерных для данных месторождений. Прорыв воды в скважины и полное их обводнение (до пределов рентабельной эксплуатации) в подавляющем большинстве случаев происходит задолго до достижения потенциально возможного отбора пластового флюида. Обводнение играет определяющую роль в процессах развития интенсификации выноса пластового песка и разрушения слабосцементированных пород продуктивных горизонтов на месторожденях Западной Сибири.
Особое значение для развития условий пескопроявлений в эксплутационных скважинах имеет способ их заканчивания (с открытым забоем или обсаженным стволом), а также весь комплекс работ и качество их выполнения.
Образование песчаной пробки на забое скважины может быть обусловлено оседанием частиц пласта, выносимых через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне во внутреннюю полость скважины. Этот процесс происходит практически во всех нефтяных и газовых скважинах, и его интенсивность определяется механическими свойствами продуктивного пласта.
Песок может оказаться на забое скважины после проведения операций подземного ремонта скважины, связанных с использованием гидропескоструйных перфораторов, и после выполнения гидравлического разрыва пласта.


5.1.5.Проблема притока воды в скважины не теряет своей актуальности, причем не, только для скважин, находящихся в эксплуатации, но и для только, что вышедших из бурения. Резко возрос объем вводимых в эксплуатацию скважин, требующих ремонта из-за прорыва подошвенных вод, поступления воды из близко расположенных к продуктивной зоне водонасыщенных пластов. Около 20 % общего объема осложнений составляют скважины с межпластовыми перетоками, что, как правило, связано с некачественным первичным цементированием или вскрытием пласта Фонд скважин, дающих обводненную продукцию сразу же после освоения, составляет 15 – 20 % и более. В результате почти в 2 раза увеличиваются темпы обводнения разрабатываемых месторождений, резко сокращаются сроки их безводной эксплуатации. Среднегодовая обводненность добываемой в России нефти превысила 82 %, причем это в среднем по стране и при массовом отключении из работы высокообводненных скважин. Многие скважины эксплуатируются с обводненностью 93 % - 99 %.
Анализ работы скважин, переведенных на механизированный способ эксплуатации, показывает, что в 70 – 90 % случаев в результате прорыва подошвенных или посторонних вод резко возрастает обводненность и снижается добыча нефти. Более 80 % работающих скважин эксплуатируются насосным способом главным образом из-за обводнения скважин. При форсировании добычи нефти или газа, например при увеличении депрессии на пласт, происходит активизация водопроявлений, часто сопровождаемых выносом породы. Проблема очень актуальна на месторождениях, разрабатываемых с применением заводнения, особенно при наличии хорошей гидродинамической связи нагнетательных и добывающих скважин. На месторождениях, где вследствие литологии пласта будет добываться обводненная продукция, своевременное проведение водоизоляционных работ может быть более рентабельным, чем строительство новой скважины, которая через некоторое время неизбежно начнет обводняться.
Работа большого числа скважин из-за высокой обводненности нерентабельна, такие скважины активно переходят в категорию бездействующих, фонд которых в настоящее время составляет 32 % общего фонда. По отдельным месторождениям Западной Сибири фонд бездействующих скважин достигает 40 – 50 % эксплуатационного, в связи с чем потребность в изоляционных и ремонтно-восстановительных работах огромна.
Повсеместное использование для водоизоляционных работ цементных растворов как наиболее доступных и дешевых, не может быть эффективным из-за иx физико-химических свойств. К ним относятся низкая фильтруемость вследствие их дисперсности, высокая плотность, что может вызвать поглощение цементных растворов и гидроразрыв пласта; высокая фильтратоотдача; низкая механическая и ударная прочность (растрескивание цементного камня при повторной перфорации, приложении депрессий); низкая коррозионная стойкость и др. Все это обусловливает или неуспешность работ, или малый межремонтный период.
Использование цемента может быть эффективным только в некоторых случаях, например, когда требуется изолировать нижний участок пласта и перейти на вышележащий горизонт. При обводнении по прослоям или пласту, особенно в низкопроницаемых коллекторах, ремонтно-изоляционные работы (РИР) с использованием цемента неэффективны. Применение цементов при РИР оправдано, например, при заколонной циркуляции, когда после закачки в пласт фильтрующегося состава необходимо проверить докрепление.
Несмотря на низкую стоимость цемента, затраты на устранение причины обводнения могут быть весьма значительными. Так, повторные операции в одной скважине, длительность ее освоения увеличивают продолжительность РИР и, следовательно, стоимость ремонта. Если затраты на одну скважино-операцию невелики, то при низких успешности и эффективности работ они будут экономически не оправданы. Таким образом, использование в качестве основного критерия цены, т. е. применение только дешевых материалов (не только цемента), не отвечающих необходимым требованиям, может привести к убыткам.
Рентабельность водоизоляционных работ определяется основным экономическим фактором - количеством дополнительно добытой нефти, достаточным для окунания затрат и получения прибыли Естественно, цель - ограничение поступления воды в скважину должна быть достигнута. Эта задача может быть решена, в первую очередь, за счет использования специальных реагентов, способствуют увеличению текущих дебитов нефти, а также за счет тщательной подготовки и исследования скважины перед проведением РИР с целью разработки оптимальной технологической схемы для данных условий
Наибольшее предпочтение при производстве водоизоляционных работ необходимо отдавать материалам и методам селективного действия, обеспечивающие избирательное снижение проницаемости лишь водонасыщенной части пласта при закачке изолирующих реагентов по всей его толщине.
С учетом природы селективных водогазоизолирующих материалов в настоящее время методы их применения можно разделить на 3 группы:
1. основанные на закачке в пласт органических полимерных материалов;
2. основанные на применении неорганических водоизолирующих реагентов;
3. основанные на закачке в пласт элементорганических соединений.
До последнего времени в основном материалом применяемым при проведении водоизоляционных работах, остается цементный раствор.
Проведенный анализ по изоляции пластовой воды цементными растворами показал их низкую эффективность.
Из полимерных материалов, способных хорошо фильтроваться в пористую среду, обладающих необходимыми для водоизолирующих составов селективными, адгезионными и прочностными свойствами, высокими гидротермальной устойчивостью, эксплуатационными свойствами и термостойкостью (200оC и ваше), не замерзающих при температурах ниже -50оC можно выделить кремнийорганические соединения. Среди водоизолирующих составов на их основе лидирующее место по свойствам и объему применения занимают составы АКОР разработанные в ОАЭ НПО «Бурение» и эффективно используемые много лет.
ОАО НПО Бурение" имеет большой опыт проведения водоизоляционных работ в нефтяных скважинах в различных регионах страны, главным образом в Западной Сибири. Общий объем операций за 15 лет с использованием различных модификаций состава АКОР (в основном АКОР-Б100) составил около 2000 скважин при средней успешности работ 75 - 85% в зависимости от характера водопротока и геолого-технических условий скважины. В результате изоляционных работ снижение обводненности составило от 20 до 100% в зависимости от характера обводнения и других факторов, причем практически все скважины, в которых применялись составы АКОР были высокообводненными (95 - 100 %% и ставился вопрос об их переводе в бездействующий фонд или ликвидации. По всем успешным скважинам получена дополнительная добыча нефти.
Селективная водоизоляция в данной работе планируется проводить с использование установки колтюбинга.
Преимущества изоляции с ГНКТ состоят в следующем:
- Предварительные операции по подготовке ствола к изоляции могут быть выполнены за один спуск
- Прокачка цемента и рабочих агентов через ГНКТ позволяет избежать их (растворов) загрязнения от стенок НКТ и / или Э/К, или пластовыми флюидами
- ГНКТ позволяет осуществлять непрерывное распределение как подготовительных растворов, так и цементного раствора посредством перемещения ГНКТ.
- ГНКТ требует меньших объемов жидкостей
- Удаление лишнего раствора и очистка скважины после РИР более просты
- Длительность СПО ниже.
Колтюбинговая техника до сих пор считается экзотической технологией за пределами Северной Америки. В России же количество колтюбинговых установок за последние три года увеличилось вдвое, причем, прежде всего, за счет поставок недорогих агрегатов белорусского производства.
В сфере ремонтных работ экономическая привлекательность производства колтюбингового оборудования основывается на грядущих масштабах. Хотя, в большинстве случаев, использование этой техники ограничивается сравнительно несложными операциями – промывкой ПЗП, кислотными обработками, растеплением гидратно-парафиновых пробок и обработкой скважин после ГРП, Западная Сибирь унаследовала десятки тысяч пробуренных за последние 20-30 лет стареющих скважин, многие из которых можно и нужно эффективно восстанавливать.

5.2. Выбор рекомендуемой технологии ремонта
Обычным способом удаления песчаных пробок из скважины является промывка. На этом способе основаны наиболее распространенные технологии удаления песчаных пробок :
? промывка прямой циркуляцией;
? промывка обратной циркуляцией;
? комбинированные способы промывки;
? промывка с использованием струйных устройств.
При этом в качестве промывочных жидкостей могут применяться: ньютоновские жидкости, вязкопластичные жидкости; газожидкостные смеси; пены; газообразные агенты (азот, природный газ).
Основным недостатком данных способов является необходимость спуска колонн НКТ с использованием подъемных установок, в связи с этим работы проводятся с обязательным глушением скважины и созданием репрессии на пласт .
Возможно применение традиционных способов промывки песчаных пробок с использованием газожидкостных и пенных систем. Однако их использование требует применения специального оборудования и повышенных мер противовыбросовой безопасности и не исключает проведения глушения скважины для извлечения инструмента.
Проведенный обзор имеющихся технологий борьбы с основными видами осложнений при эксплуатации нефтяных скважин показал, что характерной особенностью их всех является необходимость глушения скважин и проведения комплекса работ по извлечению подземного оборудования при подготовке скважин к проведению самой технологической операции, что имеет значительную трудоемкость и стоимость. Имеющиеся технологии ремонта, не требующие глушения скважин, имеют ряд существенных недостатков, которые могут привести к осложнениям при проведении работ, или могут исключить их использование на заключительной стадии разработки .
В связи с этим для решения вопросов внедрения эффективных способов ремонта скважин и поддержания их в работоспособном состоянии необходима разработка принципиально новых технологических решений, к которым, в частности, относятся технологии ремонта скважин с применением НТ.


5.2.1 Очистка забоя скважины от песка при помощи НТ
При выборе оборудования для выполнения подобных работ нужно иметь в виду, что длина колонны гибких труб, содержащихся на катушке барабана агрегата, должна быть больше глубины скважины.
Очистку эксплуатационной колонны (или забоя) от песка осуществляют с помощью внутрискважинного оборудования, схема которого для выполнения данной операции показана на рис. 5.1. У устья скважины располагают агрегат с колонной гибких труб, насосный агрегат, буферную емкость для приема поднимающейся из скважины промывочной жидкости.
Основным требованием к последней является способность ее выносить твердые частицы из скважины, что необходимо и при бурении, и при подземном ремонте скважин. Во время работы с колоннами гибких труб выполнение этого требования приобретает особую важность, поскольку их использование накладывает определенные ограничения на эффективность данного процесса.
Скорость восходящего потока при работе с НТ, как и при любой промывке, должна превосходить скорость оседания в ней твердых частиц. Это условие справедливо для вертикальных скважин и наклонных участков в последних с отклонением от вертикали до 450. Для более пологих и тем более горизонтальных участков скважины процесс выноса твердых частиц гораздо сложнее. В таких случаях происходит образование застойных зон в местах контакта гибкой трубы со стенкой скважины или эксплуатационной колонной.
В этой зоне частицы песка оседают, несмотря на достаточную сред-нюю скорость течения. Для предотвращения этого явления или сведения его отрицательного эффекта к минимуму необходимо обеспечивать достаточную турбулентность потока восходящей жидкости.
.............

Список использованной литературы
1. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин. – М.: «Недра», 2001. – 543 с.
2.РД 153-39.0-088-01 «Классификатор ремонтных работ в скважинах», 2008 г., 15 с.
РД 153-39-023-97 «Правила ведения ремонтных работ в скважинах», 2009 г., 81 с.
3.ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», 2010 г.
4.«Технологическая схема разработки Федоровского месторождения», 2008 г.
5.Ю.А. Нифонтов, И.И. Клещенко и др. Ремонт нефтяных и газовых скважин. Часть 1 – С.-Пб.: АНО НПО «Профессионал», 2005. – 914 с.
6.Справочник бурового мастера. В.П. Овчинников, С.И. Грачев, Г.П. Зозуля, и др. Учебно-практическое пособие в 2-х томах. – М.: Инфра-Инженерия, 2006. – 608 с.
7.Абубакиров В.Ф., Буримов Ю.Г., Гноевых АН., Межлумов АО., Близнюков В.Ю. Буровое оборудование: Справочник: в 2-х т. Т. 2. Буровой инструмент. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 2003. - 494 с.: ил.
8.Мищенко И.Т. и др. Выбор способа эксплуатации скважин нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами/ - М.: ФГУП Из-во «нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2005. – 448 с.



Перейти к полному тексту работы


Смотреть похожие работы

* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.