Общие сведения о месторождении. Стратиграфия и литология. Причины возникновения песчаных пробок. Рассмотрение методов разрушения и удаления скопившегося в скважине песка путем проведения прямой и обратной промывок и с применением беструбного гидробура.
При низкой оригинальности работы "Технология промывки песчаных пробок на скважинах Кульсаринского месторождения", Вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100%
В процессе эксплуатации нефтяных скважин в стволе образуются песчаные пробки, которые в ряде случаев доходят до интервалов перфорации эксплуатационной колонны и приводят к снижению дебита, а в ряде случаев к полному прекращению поступления жидкости из пласта. Особенно интенсивно процесс образования песчаных пробок происходит на месторождениях нефти, продуктивные горизонты которых представлены слабосцементированными песчаниками и глино-песчанистыми горными породами.В орографическом отношении район работ представляет собой полупустынную равнину, сплошь покрытую незакрепленными и частично закрепленными барханными песками. Структурные формы благоприятны для нефтегазонакопления с примыкаемым надсолевых отложений к южным склонам соляных массивов Камыскуль, Алтыкуль, Тюлюс и Кульсары и рекомендуют проведение целенаправленных сейсморазведочных работ МОГТ с соответствующей методикой и сетью профилей для детального изучения зон примыкания надсолевых отложений к крутым уступам и выделения малоамплитудных поднятий. По данным структурных карт, построенных по кровле продуктивных горизонтов I и II альбских, апт-неокомского, I и II пластов II и III неокомских горизонтов, юго-восточное крыло рисуется в виде антиклинальной складки. I альбский горизонт вскрыт в 9 скважинах (№ 1,2,4,6,7,8,9,10,11), в 5 скважинах (№ 2,6,8,9,10) по каротажу он нефтенасыщен, в остальных он водонасыщен. По данным электрокаротажа в скважинах №6,10 отмечается непосредственный контакт нефти с водой (ВНК) на абсолютных отметках соответственно минус 681 и 680 м.Отложения пермотриасового возраста Литологически представлены чаще пестрыми красно-коричневыми глинами с прослоями алевролитов, песчаников, реже песков. Отложение нижней юры представлены мелко и среднезернистыми светло-серыми, хорошо отсортированными песчаниками, песками, алевролитами. Отложения аптского яруса литологически представлены глинистыми породами и прослоями песков, песчаников, алевролитов. Отложения альбского яруса литологически сложены глинами с прослоями песков, песчаников и алевролитов. Вскрытые отложения представлены всеми ярусами от сеномана до маастрихта включительно.Для характеристики пластовой нефти определяют газовый фактор(м3/т)-количество растворенного в пластовой нефти газа, выделяемого при t0=150с, давлении ~100 КПА из 1т нефти. Газовый фактор колеблется в широких пределах (от единиц до сотен куб.метров на 1т.) Давление, при котором начинается выделение из пласта растворенного газа, называют давлением насыщения.Процесс образования песчаных пробок происходит практически во всех нефтяных и газовых скважинах. Появление песка на забое может быть обусловлено несколькими факторами: ? оседанием частиц пласта, выносимых через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне во внутреннюю полость скважины;Промывки используются в следующих случаях : ? Для ликвидации парафинистых отложений или гидратных пробок в насосно-компрессорных трубах и нефтесборных коллекторах; Обратная промывка отличается от прямой промывки тем, что промывочная жидкость поступает в кольцевое пространство, а подъем с размытым песком происходит по насосно-компрессорным трубам. В качестве жидкости для промывки используют нефть, пластовую воду, специальные растворы или сеноман. Процесс промывки: Передвижные установки депарафинизации (АДП) допускается устанавливать с наветренной стороны на расстоянии не менее 25м от устья скважины и не менее 10м от другого оборудования, при этом кабины автомашин и прицепы емкостей должны быть обращены в сторону от устья скважины. ? Проверить исправность всех задвижек, фланцевых соединений фонтанной арматуры и ГЗУ, включая обратный клапан в ГЗУ, наличие протока жидкости по выкидной линии от скважины до замерной установки и при его отсутствии работы на скважине прекратить до выяснения и устранения причин, убедиться, что нефтесборный коллектор не заморожен.Проведем гидравлический расчет промывки забойной песчаной пробки, для чего определим давление на выкиде насоса, необходимую мощность двигателя на забое скважины, время на промывку пробки и разрушающее действие струи. Исходные данные: глубина скважины Н=2800 м; диаметр эксплуатационной колонны D=168 мм; диаметр промывочных труб d=73 мм; максимальный размер песчинок (зерен), составляющих пробку, ?=1 мм; песчаная пробка находится в эксплуатационной колонне выше фильтра.(1) где ? - коэффициент трения при движении воды в трубах; DB - внутренний диаметр промывочных труб, м; VH - скорость нисходящего потока жидкости, м/с, берется из таблицы 4. Подставив численное значение в (таблице №3) получим потерю давления на гидравлическое сопротивление h при работе агрегата на III скорости: =0,035? = 309 м вод.ст. *-Вычисления делаем только для III скорости, т.к. конструктивные особенности насоса АЦ-32У не позволяют продолжительное время работать на I скорости, насос выйдет из строя, что недопустимо при промывке.
План
СОДЕРЖАНИЕ
Введение
1. Геологическая часть
1.1 Общие сведения о месторождении
1.2 Стратиграфия и литология
1.3 Нефтегазоводооносность
1.4 Физико-химические свойства нефти, газа, воды и коллекторов продуктивных горизонтов
