Автор работы: Пользователь скрыл имя, 11 Декабря 2013 в 20:35, курсовая работа
В связи с повышением ценности невосстанавливаемых запасов нефти и стремительным ростом стоимости ремонта скважин во всем мире уделяется особое внимание правильному первоначальному заканчиванию скважин. Максимальная надежность и продуктивность приобретают особое значение для скважин, расположенных в море или в труднодоступных местах. Добиться надежности и продуктивности скважин особенно трудно там, где пластовые пески не сцементированы или, иначе говоря, склонны к разрушению. Механизм выноса песка необычайно сложен, на него оказывает влияние каждая операция при заканчивании скважины (от первоначального вскрытия пласта долотом до освоения скважины для отбора или закачки).
Мезозойская группа Триасовая система Нижний отдел триаса представлен нефтекумской, култайской и демьяновской свитами. Нефтекумская свита сложена серыми, темно-серыми известняками, сильно трещиноватыми, с включениями кальцита и, местами, пирита с прослоями серых, темно-серых аргиллитов. На Путиловском месторождении вскрытая толщина нефтекумской свиты в скважине № 1 составляет 835 м, в скважине 2 - 552 м. Демьяновская свита представлена темно-серыми карбонатными аргиллитами с прослоями алевролитов, мергелей, глинистых известняков и песчаников.
Среднетриасовые отложения залегают с перерывами на отложениях нижнего триаса и представлены породами анизийского и ладинского ярусов. Анизийский ярус в своей нижней части сложен известняками серыми, зеленовато- и тёмно-серыми до чёрных, пелитоморфными и микрозернистыми, глинистыми, доломитизированными, с прослоями мергелей, известковистых аргиллитов и алевролитов. Отложения ладинского яруса представляют собой, в основном, переслаивание известковистых аргиллитов и алевролитов.
Юрская система Юрские отложения с угловым и стратиграфическим несогласием залегают на отложениях среднего триаса. Нижний отдел юры характеризуется песчано-алевролито-глинистым составом. В пределах нижнеюрских отложений выделяют горизонты VI, VII, VIII+IX алевролито-песчаные по составу и отделённые друг от друга аргиллитовыми прослоями. Среднеюрские отложения в объеме горизонта V представляют собой почти монолитную мощную пачку серых некарбонатных разнозернистых песчаников с включениями гальки, с прослоями гравелитов и алевролитов. Общая толщина среднеюрских отложений составляет, в среднем, 30 - 50 м. Верхний отдел юры присутствует в разрезе в неполном составе и представлен только III и IV горизонтами. Литологически отложения представлены серыми, кварцевыми, мелкозернистыми песчаниками с включениями галечно-гравийного материала и с прослоями серого алевролита. Толщина отложений 30 - 40 м .
Меловая система Меловые отложения несогласно залегают на верхнеюрских и представлены нижним и верхним отделами, резко различающимися по составу слагающих их пород.
В подошве нижнемеловых отложений залегают породы карбонатно-терригенного комплекса неокома (горизонты XII, XI, X, и IX), которые выше по разрезу сменяются терригенными образованиями апт-альба (горизонты VIII – I).
Отложения берриасского яруса (горизонт XII) представлены песчаниками и алевролитами. Толщина по данным бурения составляет от 16 м (скважина № 2п) до 21 м (скважина № 3п). Валанжинский ярус (горизонт XI) сложен чередующимися карбонатизированными песчаниками, алевролитами, аргиллитами и сильно глинистыми известняками. Общая толщина по скважинным данным составляет 24-29 м.
Готеривский ярус (горизонт X, пласты IX2 и IX1) сложен оолитовыми и кристаллическими известняками, чередующимися с мергелями, аргиллитами, алевролитами и песчаниками. Общая толщина яруса изменяется от 30 до 35 м.
Отложения барремского яруса (пласт IXа) представлены разнозернистыми песчаниками с прослоями гравелитов, известняков, мергелей, аргиллитов и алевролитов. В кровле пласта IXа отмечается повышение карбонатности. Толщина отложений по данным бурения небольшая от 4 до 7 м. Залегающие выше отложения аптского (горизонты V - VIII) и альбского (горизонты I – IV) ярусов характеризуются близким литологическим составом и представлены аргиллито-алевролитовой толщей с прослоями мелкозернистых и кварц-глауконитовых песчаников, содержащих так же конгломераты и редкие известняки. Средние толщины аптского яруса - 230 м, альбского - 345 м.
Верхнемеловые отложения несогласно покрывают нижнемеловые и характеризуются, преимущественно, карбонатными образованиями.
Отложения туронского и коньякского ярусов представлены серыми, тёмно-серыми, пелитоморфными известняками с частыми прослоями карбонатных алевролитов. Выше с размывом залегают отложения кампанского яруса, сложенными светло-серыми, почти белыми, плотными, пелитоморфными известняками с прослоями зеленовато-серых карбонатных глин. Ещё выше по разрезу залегают породы маастрихтского яруса, сложенные крепкими, трещиноватыми, со стилолитовыми швами известняками белого цвета [1]. Средняя толщина отложений верхнего мела составляет 190 м.
Кайнозойская система
В среднем миоцене неогеновой системы выделяются чокракский, караганский и конский горизонты, представленные чередующимися алевролитами, песчаниками, глинами и тонкими прослоями мергелей. Верхний миоцен представлен в объеме сарматского яруса и сложен песчанистой серой глиной, с прослоями мергелей.
Плиоценовые отложения представлены в объеме акчагыльского и апшеронского ярусов и сложены глинами, алевролитами, разнозернистыми песками и песчаниками.
Четвертичная система представлена древнекаспийскими и современными отложениями, которые завершают разрез Путиловского месторождения. Литологически отложения сложены глинами, суглинками, песками, супесями.
Общая толщина неоген-четвертичных отложений составляет 1200 м
1.3.Продуктивные пласты месторождения
Залежь нефти VIII2 пласта нижнемеловых отложений выявлена при опробовании скважины № 5 в открытом стволе в интервале 3114-3123 м. получен приток безводной нефти. Залежь литологически экранированная, залегает на глубине 3110 м. ВНК установлен по данным опробования пласта в скважине № 3 на отметке -3086 м, в которой из интервала -3086-3092 м полученприток пластовой воды с пленкой нефти. Положение ВНК горизонтальное. Размеры залежи составляют 2,7х1,3 км, высота 16 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0 до 3 м.
Нефтеносность VII3 пласта юры выявлена в результате бурения скважины № 2. При опробовании пласта в открытом стволе в интервале 3455-3458 м получен приток нефти 5 м3. Результаты бурения скважин № 3 и 4 подтвердили нефтеносность VII3 пласта. Залежь нефти пластовая, сводовая, ориентированная с севера на юг. Водонефтяной контакт установлен по данным ГИС и проведен на гипсометрической отметке -3417,8 м. по нижней отметке нефтенасыщенной части пласта в скважине № 2 -3452,4-3454,8 м ниже этой отметки пласт водонасыщен. Размер залежи 3,8´1,5 км, высота 11 м. Общая толщина пласта изменяется от 4 до 6 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0 до 5 м.
Таблица 1.3 – Сведения о геолого-геофизической изученности VIII2 пласта нижнего мела
Наименование |
Характеристика | |
1 Число поисковых скважин, шт. (общий метраж, м) |
Всего - 4 В контуре нефтеносности - 1 |
16600 3590 |
2 Число разведочных скважин, шт. (общий метраж, м) |
Всего - 1 в контуре нефтеносности - 1 |
3590 |
3 Число эксплуатационных |
0 |
-- |
4 Проходка с отбором керна по продуктивному пласту, м |
по пласту вынос керна |
42 31. 5 |
5 Количество исследований по
образцам керна (диапазон |
Пористость насыщения, д.ед. |
0.214 0.214 (1) |
Карбонатность, % |
13.6 | |
Газопроницаемость, 10-3 мкм2 |
-- | |
Водонасыщенность, % |
39 | |
6 Количество проб нефти, шт. |
Всего |
1 |
Поверхностных |
-- | |
Глубинных |
1 | |
7 Количество проб растворенного газа, шт. |
0 |
-- |
1.4.Основные этапы проектирования разработки месторождения
Месторождение было введено в разработку в 1991 году. До 2003 года проектной документации по месторождению не было. В 2003 году был составлен проект разработки месторождения [10]. Объектами разработки были приняты залежи нефти VII пласта нижнеюрских отложений и VIII2 пласта нижнемеловых отложений.
В 2004 г был составлен "Анализ разработки и прогноз технологических показателей по месторождению Путиловское" [11]. Данный "Анализ разработки…" рассмотрен на заседании ЦКР (протокол №3275 от 10.11.2004 г.) с принятием уровней добычи нефти на срок до 2006 года включительно.
По каждому объекту разработки рассчитан один вариант дальнейшей разработки. Проектные технологические показатели разработки месторождения получены суммированием таких показателей по объектам разработки.
По рекомендованному варианту разработки бурение и обустройство скважин на залежах не проектировалось.
Залежи нефти VIII2 пласта нижнемеловых отложений и VII пласта нижнеюрских отложениий планировалось разрабатывать существующим фондом скважин.
1.5.Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом
Залежь нефти VII пласта нижнеюрских отложений разрабатывалась двумя скважинами (3,4). Они были приняты из бурения в 1991 году. Начальные дебиты скважины № 3 по нефти и жидкости были равны 0,04 и 0,07 т/ сут. Октябрь, ноябрь 1994 года скважина находилась в консервации. В декабре 1994 года она была вновь введена в эксплуатацию. После работы в течение одного месяца скважина бездействовала до 1996 года. В 1996 году скважина работала 27 дней, добыча при этом была равна: нефти 0,041 тыс.т. и жидкости 0,046 тыс.т. В 1997 году скважина была переведена на механизированный способ эксплуатации (ШГН). В 1998 году скважина эксплуатировалась 68 дней (из-за отложений парафина), было добыто 0,71 тыс.т. нефти и 0,81 тыс.т. жидкости. В 1999 году скважина работала 213 дней (не было притока жидкости), за это время было добыто 1,65 тыс.т. нефти и 1,89 тыс.т. жидкости. За время эксплуатации в 2000 году (190 дней) из скважины было добыто 1,91 тыс.т. нефти и 2,43 тыс.т. жидкости. В декабре 2000 года произошел порыв нефтепровода, и скважина бездействовала до марта 2001 года. За этот год добыли 1,98 тыс.т. нефти и 2,26 тыс.т. жидкости. С ноября 2001 года по апрель 2002 года скважина бездействовала из-за отсутствия притока жидкости. В 2002 году было добыто 1,97 тыс.т. нефти и 2,04 тыс.т. жидкости.
Скважина № 4 после бурения в 1991 году была законсервирована. В августе 2001 года скважина была введена в эксплуатацию. Начальные дебиты по нефти и жидкости были равны 13,5 и 15,4 т/сут. Проработав 72 дня, скважина бездействовала до 2002 года из-за отложений парафина на НКТ. В 2002 году скважина работала 61 день.
В августе 2002 года скважина была переведена на механизированный способ эксплуатации (ШГН).
Залежь нефти VIII2 пласта нижнемеловых отложений разрабатывалась скважиной № 5, которая была принята из бурения 30.06.1993 года. С июня 1993 года по май 2001 года скважина находилась в освоении после бурения. Начальные дебиты по нефти и жидкости были равны 9,5 и 27,1 т/сут.
В сентябре 2002 года скважина была переведена на механизированный способ эксплуатации (ШГН), в октябре 2002 года был осуществлен перевод на ЭЦН.
2 . Методы борьбы с песком в скважине
2.1.Причины, вынуждающие вести борьбу с песком
Вынос песка из пласта наиболее характерен для молодых третичных отложений, особенно миоценовых. Яркими примерами обширных районов осложнений, связанных с выносом песка, являются в США районы Мексиканского залива, бассейн Лос-Анжелеса в Калифорнии (месторождение Уилмингтон), битуминозные пески в Канаде, Индонезия, Нигерия, Тринидада и Венесуэла. Однако вынос песка или разрушение пород возможны и в других отложениях, более древних, чем третичные. Это объясняется тем, что при бурении или в операциях по заканчиванию скважины существующие в пласте начальные напряжения изменяются вследствие смещения стенок скважины, и скелет породы ослабляется. В дальнейшем этот вопрос будет рассмотрен более подробно.
С помощью химических или механических средств можно предупредить вынос песка из несцементированных продуктивных пластов. Это делается для того, чтобы предупредить или ограничить возникновение потенциально опасных и дорогостоящих осложнений, таких как снижение дебитов из-за образования песчаных пробок на забое, в обсадных трубах, в фонтанных трубах или в шлейфах; нарушение обсадной колонны или фильтра (смятие и эрозия) вследствие удаления породы из зоны, непосредственно окружающей скважину; абразивная эрозия подземного и наземного оборудования; очистка добытого продукта от песка и удаление этого песка. Рассмотрим эти осложнения более подробно.
При выносе песка в обсадной или лифтовой колоннах скважины могут образоваться песчаные пробки, которые ограничивают ее производительность. Для восстановления дебитов пробки удаляют, используя обычно желонки или осуществляя промывку через колонну сифонных труб, спускаемую внутрь лифтовой колонны. В тех случаях, когда пробки образуются очень часто, может оказаться более выгодным для поддержания постоянной добычи установить иа забое средства задержания песка. Это является основным при решении вопроса — нужно ли предупреждать разрушение призабойной зоны.