Содержание
Введение
1 Геологическая часть
1.1 Физико-химические свойства нефти, газа и воды, насыщающих продуктивные пласты
1.2 Динамика основных показателей скважин
2 Расчетно-техническая часть
2.1 Причины поступления посторонних вод в скважину
2.2 Гидроизоляционный состав для ограничения водопритока и повышения дебита добывающих скважин
2.3 Применение жидкого стекла с повышенным модулем при ограничении притока вод в скважину
2.4 Применение новых технологий при проведении ремонтно-изоляционных работ
2.5 Расчет цементирования скважин
2.6 Расчет колонны заливочных труб
2.7 Расчет цементирования скважин под давлением
2.8 Цементирование тампонажными смесями
3 Промышленная безопасность при проведении РИР
Литература
Среди мероприятий направленных на увеличение добычи нефти и газового конденсата, немаловажная роль отводится ремонтно-изоляционным работам (РИР) в скважинах.
Объемы проводимых РИР постоянно увеличиваются, что обусловлено особенностями разработки нефтяных месторождений в нашей стране.
Основной метод разработки нефтяных пластов — это заводнение. Применение его предопределяет закономерное и неизбежное обводнение пластов по мере их выработки.
Большинство нефтяных месторождений многоплановые. 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.
Большинство нефтяных месторождений разрабатывают при трехрядном размещении добывающих скважин, площадном, очаговом завод
нении, повышении давления нагнетания, форсировании отборов жидкости.
Разработка многих нефтяных месторождений вступила или вступает на позднюю стадию, характеризующуюся массовым обводнением пластов и скважин.
В указанных условиях, с одной стороны, повышается степень неравномерности в выработке и обводнении пластов и с другой быстрее проявляются все недостатки и изъяны в конструкции скважин.
Большинство РИР связано с ликвидацией путей поступления воды в скважины: «чужой» - аварийно-восстановительные, «своей» - технологические. Поэтому иногда решение проблемы РИР подменяется ограничением объема добываемой вместе с нефтью воды. Чаще всего решается задача поиска реагентов для селективного закупоривания обводненных интервалов пласта.
Именно этим и обусловлено существование таких понятий, как «выбор скважин для проведения изоляционных работ» и «выбор скважин для применения метода изоляции», Поэтому под методом изоляции очень часто подразумевается изоляционный материал, разобщающее устройство и т.д. Для испытания и применения методов, реагентов и т.д., естественно подбирают объекты (скважины), в максимальной степени приближающиеся к построенной модели.
Разработка нефтяных залежей в условиях вытеснения нефти водой сопровождается отбором значительных объемов попутной воды. Для достижения запланированных уровней отбора запасов эксплуатация залежей продолжается до обводненности продукции 98% и более, В этих условиях целесообразность проведения РИР с целью ограничения притока воды в ряде случаев не может быть обоснована.
Затронутый вопрос не является новым. В настоящее время значительно пополнился и обогатился опыт разработки нефтяных пластов с применением заводнения и опыт проведения ремонтно-изоляционных работ в скважинах. Это позволяет более четко сформулировать основные положения проблемы РИР и более строго подойти к решению отдельных ее задач.
Проблема РИР включает большой перечень задач, связанных с планированием и финансированием, организацией и технологией, техникой, исследованием и т,д.
Особое место в проблеме занимают задачи плакирования РИР, обоснования условий и технологии проведения РИР, оценки их эффективности,
В настоящей монографии приведено обобщение результатов исследований по проблеме РИР, выполненных в БашНИПИнефти, При этом, прежде всего, внимание уделялось решению перечисленных задач. Такие исследования - общие для многих месторождений.
Именно этим и обусловлено существование таких понятий, при решении проблемы РИР во многих нефтяных районах нашей страны.
Изложенные в предлагаемой работе исследования выполнены в БашНИПИнефти под руководством и при непосредственном участии авторов и совместно с В,А. Стрижневым Е.И. Рубшювым, Э.М. Тимашевым и Р.З. Сайфутдиновой, Б.Я. Зарецким, Г.И. Третьяковой и К.Н. Соломеш.
В проведении лабораторных исследований по изысканию и разработке рецептуры изоляционных материалов принимал участие коллектив сектора капитального и текущего ремонта скважин БашНИПИнефти: Л.В. Торбеева, Н.С. Зеленчук, А.Б. Логинов, А.А. Галиева.
Исследования по изучению условий проведения ремонтно изоляционных работ в скважинах, разработке и совершенствованию методов и технологии ремонтных работ и внедрение их в скважинах месторождений Башкирии проводили при активном участии инженерно-технических работников НГДУ Южарланнефть: В.С. Асмоловского, Ф.Я. Исламова, М.И. Шулындина, Р.К. Шарафутдинова, Ф,И, Мухаметшина, К.Х Хайнуллина, И,Ф. Мазитова, А.В Годованкого, И.А. Корепанова, А.Д. Габдрахманова; НГДУ Туймазанефть: В.А. Кобелевой, П.И. Лоторева, Н.Ф. Разгоняева, Н.А. Хайдаровой, В.А. Сургучева, В.И. Ионова, З.С. Газиэова, Ф.М. Якупова, Р.Я. Ахтямовой.
Тема курсового проекта – применение новых технологий при проведении ремонтно-изоляционных работ.
Характеристика нефти.
Нефти Арланского месторождении изучены по пробам, отобранным как в поверхностных так и глубинных условиях.
Характеристики нефти в поверхностных условиях изучались в лабораториях ЦНИПРов НГДУ «Башнефть», и лаборатории геохимии БашНИПИнефть. Результаты исследований отражены в таблице 1.
Таблица 1 - Свойства нефти в поверхностных условиях
| Показатель | Пласты | |||
| СIII | С IV | CVI | Совместно несколько пластов | |
| Удельный вес нефти, т / м 3 | 0,893 | 0,898 | 0,893 | 0,897 |
| Кинематическая вязкость, см 3/с | 41,5 | 49,7 | 43,6 | 53,3 |
| Асфальтены | - | 7,4 | 6,8 | 6,9 |
| Смолы селикогелевые | 14,9 | 18,2 | 24,7 | 17,6 |
| Сера | 2,32 | 2,78 | 2,69 | 2,76 |
| Парафины | 1,87 | 3,2 | 1,77 | 2,13 |
| Температура плавления парафина, 0С | 55 | 54 | 54 | 54 |
| Температура начала кипения нефти, 0С | 75 | 74 | 69 | 75 |
| Содержание светлых фракций (% весовых) при температуре 200 0С | 18 | 18 | 22 | 19 |
Глубинных проб нефти отобрано всего 62, из них 46 проб – из скважин, в которых продуктивный пласт перфорирован раздельно. Наиболее полно изучен продуктивный пласт С IV.
Плотность нефти по глубинным пробам и по разгазированным пробам из отложений терригенной толщи нижнего карбона изменяется от 0,889 до 0,896 г/см 3, составляя в среднем 0,890 г/см 3. Свойства нефти в пластовых условиях приведены в таблице 2.
Вязкость по терригенной толщи при среднем давлении насыщения 5,9 мПа*с равна 24,1 мПа*с, газонасыщенность в среднем равна 14,0 м3/т.
Таблица 2 - Свойства нефти в пластовых условиях
| Показатель | Пласты | |||
| СIII | С IV | C VI | Совместно несколько пластов | |
| Давление насыщения, МПа | 5,7 | 6,6 | 5,9 | 5,2 |
| Коэф-т объемной упругости * 10 –4 МПа-1 | 6,6 | 6,4 | 6,6 | 6,0 |
| Температурный коэффициент объемного расширения * 10 –4/ 0 С | 7,3 | 7,43 | 7,23 | 7,33 |
| Плотность нефти, т/м 3 при | ||||
| Р пл, МПа | 0,889 | 0,880 | 0,880 | 0,885 |
| Р нас, МПа | 0,883 | 0,874 | 0,874 | 0,877 |
| Р атм, МПа | 0,894 | 0,892 | 0,889 | 0,893 |
| Вязкость нефти, МПа * с, при | ||||
| Р пл, МПа | 33,9 | 25,8 | 28,0 | 25,6 |
| Р нас, МПа | 28,6 | 21,3 | 24,1 | 19,6 |
| Р атм, МПа | 44,4 | 35,4 | 44,1 | 38,4 |
| Усадка нефти от Р пл | 3,2 | 3,77 | 2,52 | 3,44 |
| Объемный коэффициент | 1,030 | 1,041 | 1,026 | 1,036 |
| Газовый фактор, м3 / т | 19,8 | 13,2 | 11,9 | 8,3 |
В поверхностных условиях изучены 142 пробы нефти; 121 проба отобрана из отложений терригенной толщи и 21 проба из карбонатных отложений. Нефти исследованы как раздельно по каждому продуктивному пласту, так и в целом по разрезу, так как продуктивные пласты работают в основном совместно. Нефти по пробам терригенной толщи тяжелые, средняя плотность по терригенной толщи составляет 0,899 г/см3, вязкие (терригенная толща – 62мм2/с). Массовая доля смол составляет для ТТНК – 20,7%, асфальтенов - 7,5%. Нефти парафиновые – 2,4 % и высокосернистые - 2,7% . Нефти терригенной толщи изучались на содержание редких металлов – среднее содержание ванадия равно 150г/т и никеля – 50 г/т.
Характеристика попутного газа.
Состав попутного газа изучен по пробам пластовой нефти, отобранным из отложений нижнего карбона, из которых выделен растворенный в ней газ.
Попутные газы Арланского месторождения жирные, в своем составе содержат бензиновые фракции. Содержание азота составляет 35%. Состав попутного газа отражен в таблице 3.
В углеводородной части преобладающими являются метан и пропан. Содержание этана почти в 2 раза ниже, чем содержание бутанов, содержание бутанов, содержание которых приблизительно равно половине содержания метана. В целом содержание углеводородной части составляет 64%. Сероводорода в попутном нефтяном газе не обнаружено.
Плотность газа по пробам из отложений терригенной толщи изменяется от 1,036 до 1,224 г/см3. Газонасыщенность по всем пробам терригенной толщи нижнего карбона изменяется от 3,6 до 19,84 м3/т и составляет в среднем – 14,0 м3/т.