Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин. Техника и технология добычи нефти и газа. Изучение геологических особенностей месторождения "Окружное". Обоснование остаточной нефтенасыщенности и коэффициентов вытеснения.
Аннотация к работе
Главная цель практики как вида учебного процесса состоит в формировании практических умений и навыков студентов на основе выполнения ими обязанностей, свойственных их будущей профессиональной деятельности, на базе теоретических знаний, полученных ими в высшем учебном заведении. Практика на предприятии создает необходимые условия и служит основой для изучения, сбора и систематизации материала, необходимого для дальнейшего обучения. Практика выступает как важная форма обучения, призванная интегрировать полученные знания, связать их с реальной профессиональной работой. Я Агеенко Артем Кириллович проходил производственную практику в компании ЗАО «Петросах» на месторождение «Окружное» оператором по добыче нефти и газа IV разряда в период с 15.06.2013 по 15.07.2013. В период 1981-1992г. месторождение находилось в консервации изза территориальной удаленности и отсутствия инфраструктуры и возможностей транспорта нефти.Значения плотности в поверхностных условиях в пиленгских отложениях изменяются в пределах пределах 0,8242 - 0,8396 г/см3, составляя в среднем 0,8306 г/см3, по отложениям борской свиты плотность нефти изменяется от 0,8221 до 0,8790 г/см3, в среднем - 0,8469 г/см3. Содержание серы в нефтях незначительное и составляет 0,18 - 0,4 % по борской свите, 0,22 - 0,3 % - по пиленгской; невелико и содержание парафина - 0,3-2,62 % по борской свите, 0,77 - 1,08 % - по пиленгской. В 2000 г. по залежи было добыто 214,3 тыс. т нефти (темп отбора от НИЗ 3,9 %), в том числе по Северному блоку 157,1 тыс. т (4,3 % от НИЗ), по Южному - 57,2 тыс.т (3,1 % от НИЗ). На дату анализа в действующем добывающем фонде на Северном блоке числились 6 скважин (№№ 18, 25, 30, 31, 34, 37), на Южном блоке также 6 скважин (№ 1,4, 6, 7, 28, 35). Стабилизация добычи нефти в 2001 г. достигнута в основном за счет увеличения коэффициентов эксплуатации скважин и перевода ряда скважин на газлифтный способ добычи.Снижение пластового давления, как на Северном, так и на Южном блоках привело к развитию режима растворенного газа. Темпы отбора нефти, в силу различной продуктивности скважин, на Северном и Южном блоке различны, что приводит к замедлению выработки запасов на Южном блоке. Следует обратить внимание на нерегулярность замеров пластового и забойного давлений по скважинам и необходимость строгого соблюдения периодичности проведения исследований, выполняемых с целью контроля за процессом разработки. На Окружном месторождении не проводилось каких-либо специальных исследований с целью выявления механизма выработки запасов, поэтому наши выводы могут быть основаны только на промысловой информации о характере притока скважин. В процессе эксплуатации с пластовой водой в продукции работали скважины 25, 33 на Северном блоке и скважины 1,7, 14 на Южном.Утвержденный вариант разработки предполагает разработку залежи с закачкой воды и газа. Закачка воды должна производится в приконтурной части залежи в скважину 16 Северного блока и в скважину 28 Южного блока, закачка газа в скважину 20 Южного блока. Скорость движения фронта закачиваемой воды от скважины 16 к скважине 33 свидетельствует о трещинно-поровом механизме фильтрации. Недостаточная активность законтурной области привела к существенному падению пластового давления до 12 МПА, а по скважинам в купольной части Северного блока до 10 МПА. Наличие ряда изолирующих разломов послужило причиной того, что скважина 6, нагнетающая газ, оказалась в изолированном блоке и не оказала никакого влияния на энергетику окружающих добывающих скважин.Пластовые давления по последним замерам в зонах отбора (в скважинах 18, 30, 31, 6, 7) составляют от 11,13 до 11,95 МПА, что ниже давления насыщения (14,1 МПА). По расчетам, проведенным по методике СИБНИИНП, минимальные забойные давления в скважинах с дебитами 25 м3/сут достигаются при газосодержании 300 м /м и для дебита 100 м3/сут - при 140 м3/м3 для безводных скважин и диаметра подъемника 73 мм. В «Технологической схеме разработки 4 горизонта пиленгской свиты Окружного месторождения» для определения рациональных способов эксплуатации проведены расчеты по оценке забойных давлений при подъеме продукции из скважин фонтанным, и механизированным способам. Для оценки возможности фонтанного периода эксплуатации скважин проведены расчеты по методике ВНИИ для определения минимального забойного давления, обеспечивающего фонтанную эксплуатацию скважин с заданным дебитом. Оптимальной конструкцией лифта для скважин с дебитами 20-60 м3/сут по жидкости является лифт, составленный из труб диаметром 60 мм (внутренний - 50 мм); для скважин с дебитами 60-120 м3/сут - лифт 73 х 60 мм (внутренний - 62-50 мм); для скважин с дебитами 120-200 м3/сут - одноступенчатая конструкция из труб 73 мм (внутренний - 62 мм).В процессе эксплуатации скважин на месторождении может происходить коррозия оборудования при наличии в продукции коррозионных компонентов. Для предупреждения этого явления предусмотрены следующие мероприятия: скорости потока в трубопроводах обеспечивает турбулентный режим течения при отсутс
План
Содержание
Аббревиатуры
Введение
1. Общие сведения о месторождении
2. Техника и технология добычи нефти и газа
3. Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин
4. Проделанная работа во время практики
Заключение
Введение
Главная цель практики как вида учебного процесса состоит в формировании практических умений и навыков студентов на основе выполнения ими обязанностей, свойственных их будущей профессиональной деятельности, на базе теоретических знаний, полученных ими в высшем учебном заведении.
Практика на предприятии создает необходимые условия и служит основой для изучения, сбора и систематизации материала, необходимого для дальнейшего обучения. Практика выступает как важная форма обучения, призванная интегрировать полученные знания, связать их с реальной профессиональной работой.
Я Агеенко Артем Кириллович проходил производственную практику в компании ЗАО «Петросах» на месторождение «Окружное» оператором по добыче нефти и газа IV разряда в период с 15.06.2013 по 15.07.2013.
Окружное нефтяное месторождение расположено в центральной части о. Сахалин, на его восточном побережье. Месторождение открыто в 1971 году, до 1981 года на месторождении проводились разведочные работы. В период 1981-1992г. месторождение находилось в консервации изза территориальной удаленности и отсутствия инфраструктуры и возможностей транспорта нефти. В разработку месторождение было введено в 1992 году.
В настоящее время Окружное месторождение является объектом производственной деятельности ЗАО СП «Петросах». Лицензия на право пользования недрами переоформлена администрацией Сахалинской области и Минприроды РФ от 16.05.1997 г.
Основным объектом разработки является 4-ый горизонт пиленгской свиты, в свою очередь разделенный непроницаемым тектоническим нарушением на Северный и Южный блок. В опытно-промышленной эксплуатации на пластах 2 и 4 борской свиты находятся 2 скважины. Разработка месторождения начата с октября 1992 года. Всего на месторождении пробурено 24 поисково-разведочные и 6 эксплуатационных скважин. По состоянию на 01.01.2002 г. добыто 1777 тыс.т нефти, в том числе из IV горизонта пиленгской свиты -1754 тыс.т, из горизонтов борской свиты - 23 тыс.т.
По исходной геолого-геофизической информации, продуктивные пласты Окружного месторождения характеризуются сложным литологическим строением, неоднородностью геолого-физических параметров, как по площади, так и по разрезу, наличием многочисленных тектонических нарушений, часть их которых являются экранами.
Вывод
Анализ текущего состояния разработки горизонта пиленгской свиты позволяет сделать выводы о том, что разработка ведется в соответствии с основными положениями утвержденной ЦКР Технологической схемы.
Снижение пластового давления, как на Северном, так и на Южном блоках привело к развитию режима растворенного газа.
Динамика технологических показателей на Южном блоке свидетельствует об ограниченном влиянии законтурной области и малой эффективности закачки газа.
Темпы отбора нефти, в силу различной продуктивности скважин, на Северном и Южном блоке различны, что приводит к замедлению выработки запасов на Южном блоке.
Следует обратить внимание на нерегулярность замеров пластового и забойного давлений по скважинам и необходимость строгого соблюдения периодичности проведения исследований, выполняемых с целью контроля за процессом разработки.
Анализ выработки запасов
На Окружном месторождении не проводилось каких-либо специальных исследований с целью выявления механизма выработки запасов, поэтому наши выводы могут быть основаны только на промысловой информации о характере притока скважин.
В процессе эксплуатации с пластовой водой в продукции работали скважины 25, 33 на Северном блоке и скважины 1,7, 14 на Южном. Скважины 33 и 14 были обводнены.
Северный блок
В апреле 2002 г. по скважине 33 проводились очередные изоляционные работы, после которых интервал перфорации составил 1696-1711м. Однако, по результатам гидродинамических исследований (данные термометрии, кривые притока) жидкость в скважину поступала только из интервала 1709,6-1710,4 м. Обводненность продукции составила 74 % при минерализации 9 мг/л.
В скважине 25 на текущий момент обводненность составляет 20% при минерализации соответствующей пластовой воде, не все интервалы перфорации с абсолютной отметкой ниже 1570 м и выше 1844 м изолированы. Из этого можно сделать выводы о заколонных перетоках.
По остальным скважинам блока обводненность не наблюдается, причем нижние работающие дыры перфорации находятся на абсолютной отметке 1710 м в скважине 18.
Южный блок
По скважине 7 текущая обводненность составляет 15% , по скважине 1 - 6%. Скважины расположены на границе с водонефтяной зоной. Абсолютные отметки нижних дыр действующих интервалов перфорации: для скважины 7 - 1797 м., скважины 1 - 1607м, скважины 14 - 1770 м. Обводненность в скважине 1 по-видимому связана с негерметичностью расположенных ниже изолированных интервалов перфорации, а в скважинах 7 и 14 с движением ВНК.
По остальным скважинам блока обводненность не наблюдается, причем нижние дыры действующей перфорации находятся на абсолютной отметке 1740 м.На основании этих фактов можно сделать вывод, что за период разработки ВНК мог подняться: На Северном блоке до отметки близкой к 1710 м
На Южном блоке до интервала 1770-1740 м
Для более точного заключения необходимо проведение специальных промысловых исследований методом ИННК.
Анализ эффективности реализуемой системы разработки
Система воздействия
Утвержденный вариант разработки предполагает разработку залежи с закачкой воды и газа. Закачка воды должна производится в приконтурной части залежи в скважину 16 Северного блока и в скважину 28 Южного блока, закачка газа в скважину 20 Южного блока. Приемистость предполагалась на уровне 250 м3/сут, что обеспечивало текущую компенсацию на уровне 60-70%. Остальная потеря упругого запаса, вследствие добычи нефти, должна восполнятся за счет активности законтурных вод.
Отметим, что вариант разработки ориентировался на другую геологическую модель: Запасы нефти которой составляли 13.4 млн.т (что почти 1,5 раза меньше);
Механизм вытеснения, ввиду интенсивности обратной капиллярной пропитки, был принят близким к механизму вытеснения из поровой среды;
Непроницаемым считался только разлом, отделяющий Северный и Южный блоки.
Залежь на тот момент находилось на начальной стадии разработки: • текущий КИН составлял 4%;
• закачка воды и газа еще не проводилось в продукции скважин отсутствовала вода;
• динамика пластовых давлений свидетельствовала о хорошем энергетическом потенциале залежи.
К настоящему времени накоплена промысловая информация, позволяющая оценить эффективность сделанных в технологической схеме положений. Очевидными можно теперь считать: более энергетический потенциал залежи и наличие ряда изолирующих разломов на Южном блоке. Скорость движения фронта закачиваемой воды от скважины 16 к скважине 33 свидетельствует о трещинно-поровом механизме фильтрации. Недостаточная активность законтурной области привела к существенному падению пластового давления до 12 МПА, а по скважинам в купольной части Северного блока до 10 МПА. В районе этих скважин были сформированы техногенные газовые шапки, а газовый фактор вырос до 1000 м3/сут.
Ранее предполагалось, что давление всегда будет поддерживаться выше давления насыщения за счет влияния законтурных вод, закачки воды и газа. Наличие ряда изолирующих разломов послужило причиной того, что скважина 6, нагнетающая газ, оказалась в изолированном блоке и не оказала никакого влияния на энергетику окружающих добывающих скважин. Вряд ли планируемая в технологической схеме закачка воды в скважину 28 стабилизировала ситуацию. Если бы она состоялась, то привела бы к быстрому обводнению скважины 7, без какого-либо влияния на энергетику остальных добывающих скважин. В результате вместо планируемой стабильности отборов жидкости и нефти в настоящее время наблюдается их интенсивное падение.
Геолого-технологические мероприятия
В технологической схеме были предусмотрены геолого-технологические мероприятия направленные на интенсификацию добычи, а так же сделан вывод о том, что проводимые ранее мероприятия по увеличению нефтеотдачи оказались неэффективными: закачка ПАВ в скважинах 1 и 4, грязекислотная обработка в скважине 6. Комплекс геолого-технологических мероприятий был разработан отдельно для добывающих и нагнетательных скважин. В добывающих скважинах планировалось: Обработка призабойной зоны с целью ее раз глинизации, возникающей в результате загрязнения в процессе бурения и эксплуатации. В качестве агента воздействия рекомендуется применение глинокислотных растворов, содержащих плавиковую кислоту, растворяющую в призабойной зоне глинистые кольматирующие образования;
Акустическое воздействие на перфорированные интервалы с частотой 20 КГЦ с целью увеличения продуктивности за счет увеличения проницаемости в связи с изменением структуры порового пространства, разрушение минеральных солеотложении и т.д;
В нагнетательных скважинах: • соляно-кислотная обработка призабойной зоны для устранения кольматирующих образований, возникающих в результате химических реакций закачиваемой пресной воды с пластовыми водами и скелетом породы.
ЗАО «Петросах» в течении 1999-2002 г.г. опробованы все из рекомендуемых мероприятий. Наибольшую успешность имели дополнительная перфорация нижележащих продуктивных интервалов по скважинам 30, 31 и повторная перфорации в скважинах 25,28.
Способ эксплуатации
В качестве механизированного способа эксплуатации скважин прекративших фонтанирование были рекомендованы установки УЭЦНМ5 и УЭЦНМ5А. Но он не был реализован. Вместо этого такие скважины эксплуатируются газлифтными установками в периодическом режиме и имеют низкую производительность.