Файл: Дипломная работа Анализ характеристик обводнения нефтедобывающих скважин на ЮжноСосновском месторождении Гомель.doc
Добавлен: 07.11.2023
Просмотров: 177
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
;
величина приемистости водоносного пласта (не участвующего в вытеснении нефти) в 2 и более раз превышает величину приемистости продуктивного пласта - в случае заколонной циркуляции;
закачка тампонажной композиции в зону изоляции осуществляется через существующий фильтр;
башмак НКТ установлен в интервале перфорации, напротив "пики" максимальной приемистости;
давление закачки тампонирующей композиции в зону изоляции не должно превышать допустимое давление на эксплуатационную колонну;
общий объем тампонирующей композиции, закачиваемой в зону изоляции, составляет 12-24 м3.
Материалы необходимые для изоляции с помощью жидкого стекла
Силикат натрия (стекло натриевое жидкое), силикатный модуль 2,9-4,0, плотность 1,36-1,45 г/см3, вязкость при 20°С составляет 250-400 мПа·с, температура замерзания минус 10°С.
Натрий кремнефтористый технический, ТУ 113-08-587-86.
Триацетин технический, ТУ 7511903-571-99.
2.2.7 Биополимер
Технология направлена на увеличение коэффициента нефтеотдачи, текущей добычи нефти и снижения обводненности добываемой продукции на поздней стадии разработки за счет выравнивания неоднородности продуктивного пласта, регулирования охвата пласта воздействием, перераспределением потоков по пласту за счет свойств композиционного состава на основе ксантана. Технологический процесс (ТП) проводят с применением стандартного нефтепромыслового оборудования.
Назначение технологии:
Неоднородность продуктивного пласта приводит к неравномерному продвижению вытесняющего агента и образованию промытых зон с низким фильтрационным сопротивлением, что, в свою очередь, способствует обводнению добывающих скважин при невыработанных запасах нефти в менее проницаемых пропластках.
Одним из способов повышения охвата нефтенасыщенных пластов заводнением является полное или частичное блокирование промытых водой высокопроницаемых зон коллектора растворами ксантановых биополимеров с индукторами гелеобразования. Благодаря регулируемой вязкости гелеобразующий состав проникает в высокопроницаемые, промытые зоны и выводит их из разработки, перераспределяя потоки пластовых флюидов в менее проницаемые зоны, обеспечивая более полное извлечение нефти из неохваченных воздействием пропластков.
Основы применения:
В качестве официального наименования технологии использовать "Ксантан" - по названию основного действующего вещества, содержащегося в закачиваемой композиции - ксантанового экзополисахарида - биополимера микробного происхождения.
Применение технологии основывается на способности растворов ксантановых биополимеров переходить в состояние высокопрочного геля под воздействием солей поливалентных металлов (хром, алюминий, железо и др.), что приводит к селективной изоляции высокопроницаемых пропластков. Для реализации технологического процесса используются разбавленные водные растворы ксантана, образующие сшитые структуры при добавлении индукторов гелеобразования в течение 8 - 10 суток.
Важнейшими технологическими свойствами ксантана, обуславливающими его применимость для повышения нефтеотдачи пластов, являются:
регулируемая вязкость рабочих растворов и высокая проникающая способность позволяют закачивать ксантан на требуемую глубину;
сохранение реологических свойств в широком диапазоне температур (до 1000 С), рН, давлении, минерализации (до 200 г/л);
для растворов характерна высокая вязкость при малых скоростях сдвига и низкая вязкость при высоких скоростях сдвига;
низкие адсорбционные качества в пластовых условиях;
высокая стойкость к механической деструкции, солестойкость;
длительная стабильность геля в условиях постоянного контакта с пресной и минерализованной водой (до 24 месяцев);
устойчивость раствора ксантана и геля к биодеградации;
отсутствие коррозионной активности.
Перераспределение фильтрационных потоков и увеличение охвата пласта заводнением путем воздействия растворами ксантановых биополимеров со сшивающими агентами доказано лабораторными исследованиями на моделях неоднородного пласта.
2.2.8 Оборудование, применяемое при ВИР
Цементировочная арматура
Для цементирования с заливочными трубами применяют цементировочную арматуру типа АЦ1-150, АЦ2-160 конструкции Азинмаша, цементировочную головку грозненского типа или нижнюю часть фонтанной арматуры. Это же оборудование используют при химическом тампонаже скважин, гидравлическом разрыве пласта, кислотной обработке призабойных зон, при определении места дефекта в эксплуатационной колонне пакером и других работах. Цементировочная арматура герметизирует кольцевое пространство между колонной заливочных труб и эксплуатационной колонной. Это позволяет выполнять прямую и обратную промывку, а также продавку жидкости в фильтр скважины через заливочные трубы или кольцевое пространство.
Заливочные трубы
При цементировании в качестве заливочных труб применяют насосно-компрессорные трубы диаметром от 60 мм и выше, бурильные трубы с высаженными наружу концами диаметром от 60 мм и выше и бурильные трубы с высаженными внутрь концами диаметром от 89 мм и выше. В 114-мм эксплуатационной колонне в виде исключения применяют 48-мм заливочные трубы. Применение в качестве заливочных труб 73-мм бурильных труб с высаженными внутрь концами связано с риском забить трубы цементным раствором.
На промыслах обычно используют двухступенчатую колонну заливочных труб. Нижняя ее часть состоит из десяти-пятнадцати 60-мм насосно-компрессорных труб, соединенных между собой муфтами со снятой фаской; эту часть колонны называют хвостовиком. Верхнюю часть колонны составляют из 89-мм бурильных труб. Многолетняя практика изоляционных работ подтвердила безопасность применения 89-мм бурильных труб в верхней части колонны при цементировании в скважинах глубиной 1000-2500 м.
Пакеры
При изоляционных работах применяют цементировочные пакеры, которые устанавливают на нижнем конце колонны заливочных труб. Назначение пакера - изолировать участок эксплуатационной колонны ниже башмака заливочных труб от кольцевого пространства между этими трубами и колонной.
По характеру изоляции кольцевого (затрубного) пространства цементировочные пакеры делятся на две группы. К первой группе относятся извлекаемые пакеры (поднимаемые из скважины вместе с колонной заливочных труб). Вторую группу составляют неизвлекаемые пакеры. По окончании цементирования они отделяются от колонны заливочных труб и остаются в скважине. При необходимости пакеры второй группы могут быть удалены из скважины путем фрезерования.
Оборудование, необходимое для изоляции с помощью жидкого стекла
При осуществлении технологического процесса используется стандартное оборудование, применяемое при капитальном ремонте скважин, в том числе цементировочные агрегаты типа ЦА-320М и 2-3 автоцистерны.
Оборудование, применяемое для изоляции с помощью биополимера
Технические средства и оборудование. Технологический процесс осуществляется с применением существующего нефтепромыслового оборудования. Насосные агрегаты по ТУ 26-02-030-75 ЦА-320 или его аналоги. Автоцистерны по ТУ 26-16-32-77 АЦ-10 (или их аналоги), в количестве остаточном для подвоза заданного объема закачиваемых составов и соблюдения режима технологического процесса.
2.3 Технология водоизоляционных работ по скважинам
Технологический процесс ВИР с использованием жидкого стекла
Перед осуществлением технологического процесса с целью оценки параметров работы пласта, определения профиля притока или приемистости, установления источника обводнения на скважине необходимо произвести комплекс промыслово-геофизических исследований в соответствии с РД 39-1-1190-84 "Технология промыслово-геофизических исследований при капитальном ремонте скважин".
Для оценки характера и источника обводнения следует также использовать имеющиеся по скважине материалы: первичный стандартный каротаж, историю эксплуатации, динамику обводнения, результаты анализа химического состава воды из отобранных проб, расположение скважины относительно фронта нагнетания и т.д.
Промыть ствол скважины допуском НКТ до забоя и установить башмак НКТ в интервале водопритока.
Осуществить обвязку НКТ с агрегатом ЦА-320М и опрессовать нагнетательную линию на давление, в 1,5 раза превышающее предполагаемое рабочее давление.
Определить приемистость скважины по воде с помощью агрегата ЦА-320М при установившемся устьевом давлении не выше допустимого для опрессовки эксплуатационной колонны.
Выбрать тип тампонажной композиции в соответствии с технологической схемой обработки и с учетом условий применимости самой композиции.
Определить необходимое для осуществления технологического процесса количество тампонажной композиции.
Обработка нефтедобывающих скважин, обводненных подошвенной, закачиваемой и поступающей из нижней части пласта водой
Схема обработки включает нагнетание водоизолирующей композиции из расчета 3 м3 на I м толщины изолируемой зоны пласта и ее продавливание в пласт продавочной жидкостью. Продавка осуществляется задавливанием в пласт продавочной жидкости из расчета 1 м3 на 1 м изолируемой зоны пласта.
В нефтедобывающих скважинах с терригенными коллекторами в качестве продавочной жидкости может служить высокоминерализованная вода (пластовая девонская вода с плотностью 1,18 г/см3).
В скважинах с карбонатными коллекторами в качестве продавочной жидкости может служить пресная вода или растворы на углеводородной основе.
Закачка композиции производится через существующий эксплуатационный фильтр, башмак НКТ устанавливается напротив нижних перфорационных отверстий изолируемого объекта.
Режим продавки водоизолирующих композиций в пласт через существующий эксплуатационный фильтр является важным фактором, определяющим характер (селективность) проникновения композиции в водо- и нефтенасыщенные интервалы. При обработках по ограничению притока подошвенных вод скорость продавки (расход) не должна превышать приемистость пласта по жидкости.
Технологическим критерием успешности проведенной изоляции может служить повышение давления нагнетания тампонажной композиции в зону изоляции в конце продавки в 1,2 и более раза в сравнении с начальным.
Если в процессе нагнетания композиции в зону изоляции роста давления не произошло или оно повысилось ниже чем в 1,2 раза, то необходимо в технологическую схему обработки скважины включить забойную цементную заливку под давлением.
В случае удаленности интервала перфорации от ВНК менее 1,5 м необходимо после закачки силикатосодержащей композиции провести цементирование прежнего интервала перфорации с последующим прострелом нового (сверлящим перфоратором) из расчета его удаленности от ВНК более 1,5м.
Достаточное время ожидания формирования водоизолирующего экрана перед пуском скважины в работу составляет 24 часа.
Обработка нефтедобывающих скважин, обводненных нижней водой (заколонный переток)
Схема обработки включает закачку тампонирующей композиции в объеме 8-16 м3 в зону изоляции.
Дополнительное цементирование осуществляется в тех случаях, когда рабочие депрессии в скважине при последующей эксплуатации превышают допустимые для используемых составов композиций (6-8 МПа).
В скважинах с терригенными коллекторами в качестве продавочной жидкости может служить высокоминерализованная вода. В скважинах с карбонатными коллекторами в качестве продавочной жидкости могут служить растворы на углеводородной основе или пресная вода.
Закачка композиции производится через существующий фильтр, башмак НКТ устанавливается против нижних перфорационных отверстий.
Достаточное время ожидания отверждения и формирования водоизолирующего экрана (ОЗЦ) перед пуском скважины в работу составляет 24 часа.
Таблица 2.4 Зависимость объёма закачиваемой композиции от удельной приемистости скважины
Последовательность продавливания жидкостекольных составов в зависимости от приемистости нарушения вести по схемам, приведенным на рисунках а, б и в.
Рисунок 2.12 Последовательность закачивания по насосно-компрессорным трубам рабочих жидкостей в зону нарушения в зависимости от приемистости
Закачивание составов на основе жидкого стекла по схемам а, б, в:
величина приемистости водоносного пласта (не участвующего в вытеснении нефти) в 2 и более раз превышает величину приемистости продуктивного пласта - в случае заколонной циркуляции;
закачка тампонажной композиции в зону изоляции осуществляется через существующий фильтр;
башмак НКТ установлен в интервале перфорации, напротив "пики" максимальной приемистости;
давление закачки тампонирующей композиции в зону изоляции не должно превышать допустимое давление на эксплуатационную колонну;
общий объем тампонирующей композиции, закачиваемой в зону изоляции, составляет 12-24 м3.
Материалы необходимые для изоляции с помощью жидкого стекла
Силикат натрия (стекло натриевое жидкое), силикатный модуль 2,9-4,0, плотность 1,36-1,45 г/см3, вязкость при 20°С составляет 250-400 мПа·с, температура замерзания минус 10°С.
Натрий кремнефтористый технический, ТУ 113-08-587-86.
Триацетин технический, ТУ 7511903-571-99.
2.2.7 Биополимер
Технология направлена на увеличение коэффициента нефтеотдачи, текущей добычи нефти и снижения обводненности добываемой продукции на поздней стадии разработки за счет выравнивания неоднородности продуктивного пласта, регулирования охвата пласта воздействием, перераспределением потоков по пласту за счет свойств композиционного состава на основе ксантана. Технологический процесс (ТП) проводят с применением стандартного нефтепромыслового оборудования.
Назначение технологии:
Неоднородность продуктивного пласта приводит к неравномерному продвижению вытесняющего агента и образованию промытых зон с низким фильтрационным сопротивлением, что, в свою очередь, способствует обводнению добывающих скважин при невыработанных запасах нефти в менее проницаемых пропластках.
Одним из способов повышения охвата нефтенасыщенных пластов заводнением является полное или частичное блокирование промытых водой высокопроницаемых зон коллектора растворами ксантановых биополимеров с индукторами гелеобразования. Благодаря регулируемой вязкости гелеобразующий состав проникает в высокопроницаемые, промытые зоны и выводит их из разработки, перераспределяя потоки пластовых флюидов в менее проницаемые зоны, обеспечивая более полное извлечение нефти из неохваченных воздействием пропластков.
Основы применения:
В качестве официального наименования технологии использовать "Ксантан" - по названию основного действующего вещества, содержащегося в закачиваемой композиции - ксантанового экзополисахарида - биополимера микробного происхождения.
Применение технологии основывается на способности растворов ксантановых биополимеров переходить в состояние высокопрочного геля под воздействием солей поливалентных металлов (хром, алюминий, железо и др.), что приводит к селективной изоляции высокопроницаемых пропластков. Для реализации технологического процесса используются разбавленные водные растворы ксантана, образующие сшитые структуры при добавлении индукторов гелеобразования в течение 8 - 10 суток.
Важнейшими технологическими свойствами ксантана, обуславливающими его применимость для повышения нефтеотдачи пластов, являются:
регулируемая вязкость рабочих растворов и высокая проникающая способность позволяют закачивать ксантан на требуемую глубину;
сохранение реологических свойств в широком диапазоне температур (до 1000 С), рН, давлении, минерализации (до 200 г/л);
для растворов характерна высокая вязкость при малых скоростях сдвига и низкая вязкость при высоких скоростях сдвига;
низкие адсорбционные качества в пластовых условиях;
высокая стойкость к механической деструкции, солестойкость;
длительная стабильность геля в условиях постоянного контакта с пресной и минерализованной водой (до 24 месяцев);
устойчивость раствора ксантана и геля к биодеградации;
отсутствие коррозионной активности.
Перераспределение фильтрационных потоков и увеличение охвата пласта заводнением путем воздействия растворами ксантановых биополимеров со сшивающими агентами доказано лабораторными исследованиями на моделях неоднородного пласта.
2.2.8 Оборудование, применяемое при ВИР
Цементировочная арматура
Для цементирования с заливочными трубами применяют цементировочную арматуру типа АЦ1-150, АЦ2-160 конструкции Азинмаша, цементировочную головку грозненского типа или нижнюю часть фонтанной арматуры. Это же оборудование используют при химическом тампонаже скважин, гидравлическом разрыве пласта, кислотной обработке призабойных зон, при определении места дефекта в эксплуатационной колонне пакером и других работах. Цементировочная арматура герметизирует кольцевое пространство между колонной заливочных труб и эксплуатационной колонной. Это позволяет выполнять прямую и обратную промывку, а также продавку жидкости в фильтр скважины через заливочные трубы или кольцевое пространство.
Заливочные трубы
При цементировании в качестве заливочных труб применяют насосно-компрессорные трубы диаметром от 60 мм и выше, бурильные трубы с высаженными наружу концами диаметром от 60 мм и выше и бурильные трубы с высаженными внутрь концами диаметром от 89 мм и выше. В 114-мм эксплуатационной колонне в виде исключения применяют 48-мм заливочные трубы. Применение в качестве заливочных труб 73-мм бурильных труб с высаженными внутрь концами связано с риском забить трубы цементным раствором.
На промыслах обычно используют двухступенчатую колонну заливочных труб. Нижняя ее часть состоит из десяти-пятнадцати 60-мм насосно-компрессорных труб, соединенных между собой муфтами со снятой фаской; эту часть колонны называют хвостовиком. Верхнюю часть колонны составляют из 89-мм бурильных труб. Многолетняя практика изоляционных работ подтвердила безопасность применения 89-мм бурильных труб в верхней части колонны при цементировании в скважинах глубиной 1000-2500 м.
Пакеры
При изоляционных работах применяют цементировочные пакеры, которые устанавливают на нижнем конце колонны заливочных труб. Назначение пакера - изолировать участок эксплуатационной колонны ниже башмака заливочных труб от кольцевого пространства между этими трубами и колонной.
По характеру изоляции кольцевого (затрубного) пространства цементировочные пакеры делятся на две группы. К первой группе относятся извлекаемые пакеры (поднимаемые из скважины вместе с колонной заливочных труб). Вторую группу составляют неизвлекаемые пакеры. По окончании цементирования они отделяются от колонны заливочных труб и остаются в скважине. При необходимости пакеры второй группы могут быть удалены из скважины путем фрезерования.
Оборудование, необходимое для изоляции с помощью жидкого стекла
При осуществлении технологического процесса используется стандартное оборудование, применяемое при капитальном ремонте скважин, в том числе цементировочные агрегаты типа ЦА-320М и 2-3 автоцистерны.
Оборудование, применяемое для изоляции с помощью биополимера
Технические средства и оборудование. Технологический процесс осуществляется с применением существующего нефтепромыслового оборудования. Насосные агрегаты по ТУ 26-02-030-75 ЦА-320 или его аналоги. Автоцистерны по ТУ 26-16-32-77 АЦ-10 (или их аналоги), в количестве остаточном для подвоза заданного объема закачиваемых составов и соблюдения режима технологического процесса.
2.3 Технология водоизоляционных работ по скважинам
Технологический процесс ВИР с использованием жидкого стекла
Перед осуществлением технологического процесса с целью оценки параметров работы пласта, определения профиля притока или приемистости, установления источника обводнения на скважине необходимо произвести комплекс промыслово-геофизических исследований в соответствии с РД 39-1-1190-84 "Технология промыслово-геофизических исследований при капитальном ремонте скважин".
Для оценки характера и источника обводнения следует также использовать имеющиеся по скважине материалы: первичный стандартный каротаж, историю эксплуатации, динамику обводнения, результаты анализа химического состава воды из отобранных проб, расположение скважины относительно фронта нагнетания и т.д.
Промыть ствол скважины допуском НКТ до забоя и установить башмак НКТ в интервале водопритока.
Осуществить обвязку НКТ с агрегатом ЦА-320М и опрессовать нагнетательную линию на давление, в 1,5 раза превышающее предполагаемое рабочее давление.
Определить приемистость скважины по воде с помощью агрегата ЦА-320М при установившемся устьевом давлении не выше допустимого для опрессовки эксплуатационной колонны.
Выбрать тип тампонажной композиции в соответствии с технологической схемой обработки и с учетом условий применимости самой композиции.
Определить необходимое для осуществления технологического процесса количество тампонажной композиции.
Обработка нефтедобывающих скважин, обводненных подошвенной, закачиваемой и поступающей из нижней части пласта водой
Схема обработки включает нагнетание водоизолирующей композиции из расчета 3 м3 на I м толщины изолируемой зоны пласта и ее продавливание в пласт продавочной жидкостью. Продавка осуществляется задавливанием в пласт продавочной жидкости из расчета 1 м3 на 1 м изолируемой зоны пласта.
В нефтедобывающих скважинах с терригенными коллекторами в качестве продавочной жидкости может служить высокоминерализованная вода (пластовая девонская вода с плотностью 1,18 г/см3).
В скважинах с карбонатными коллекторами в качестве продавочной жидкости может служить пресная вода или растворы на углеводородной основе.
Закачка композиции производится через существующий эксплуатационный фильтр, башмак НКТ устанавливается напротив нижних перфорационных отверстий изолируемого объекта.
Режим продавки водоизолирующих композиций в пласт через существующий эксплуатационный фильтр является важным фактором, определяющим характер (селективность) проникновения композиции в водо- и нефтенасыщенные интервалы. При обработках по ограничению притока подошвенных вод скорость продавки (расход) не должна превышать приемистость пласта по жидкости.
Технологическим критерием успешности проведенной изоляции может служить повышение давления нагнетания тампонажной композиции в зону изоляции в конце продавки в 1,2 и более раза в сравнении с начальным.
Если в процессе нагнетания композиции в зону изоляции роста давления не произошло или оно повысилось ниже чем в 1,2 раза, то необходимо в технологическую схему обработки скважины включить забойную цементную заливку под давлением.
В случае удаленности интервала перфорации от ВНК менее 1,5 м необходимо после закачки силикатосодержащей композиции провести цементирование прежнего интервала перфорации с последующим прострелом нового (сверлящим перфоратором) из расчета его удаленности от ВНК более 1,5м.
Достаточное время ожидания формирования водоизолирующего экрана перед пуском скважины в работу составляет 24 часа.
Обработка нефтедобывающих скважин, обводненных нижней водой (заколонный переток)
Схема обработки включает закачку тампонирующей композиции в объеме 8-16 м3 в зону изоляции.
Дополнительное цементирование осуществляется в тех случаях, когда рабочие депрессии в скважине при последующей эксплуатации превышают допустимые для используемых составов композиций (6-8 МПа).
В скважинах с терригенными коллекторами в качестве продавочной жидкости может служить высокоминерализованная вода. В скважинах с карбонатными коллекторами в качестве продавочной жидкости могут служить растворы на углеводородной основе или пресная вода.
Закачка композиции производится через существующий фильтр, башмак НКТ устанавливается против нижних перфорационных отверстий.
Достаточное время ожидания отверждения и формирования водоизолирующего экрана (ОЗЦ) перед пуском скважины в работу составляет 24 часа.
Таблица 2.4 Зависимость объёма закачиваемой композиции от удельной приемистости скважины
| Удельная приемистость скважины, м3/ч·МПа | Общий объём композиции, м3 |
| 1,2-2,0 | 8-12 |
| 2-3 | 12-16 |
| 3-4 | 16-20 |
| 4-5 | 20-24 |
Последовательность продавливания жидкостекольных составов в зависимости от приемистости нарушения вести по схемам, приведенным на рисунках а, б и в.
Рисунок 2.12 Последовательность закачивания по насосно-компрессорным трубам рабочих жидкостей в зону нарушения в зависимости от приемистости
Закачивание составов на основе жидкого стекла по схемам а, б, в: