Файл: Проведение технологических процессов борьбы с песчаными пробками на Уренгойском месторождении.docx

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ КРАСНОЯРСКОГО КРАЯ

КГБПОУ «КРАСНОЯРСКИЙ МОНТАЖНЫЙ КОЛЛЕДЖ»

Специальность 21.02.01 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Утверждаю Зам. директора по УР __________ О.И. Моор « » июня 2021 г.

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

на тему: Проведение технологических процессов борьбы с песчаными пробками на Уренгойском месторождении

Разработчик: ___________/Е.О. Гумбин/
Руководитель:___________/О.С. Олейник/
Рецензент: ______________ /В.А. Судаков/

г. Красноярск

2021

Содержание

---

Введение

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. Необходимость промывки песчаных пробок создает проблемы технического характера, связанные с необходимостью проведения монтажно-демонтажных работ, а также с необходимостью применения специального оборудования для промывки ствола скважины. Кроме этого, процесс образования пробок и последующие работы по их ликвидации приводят к снижению добычи нефти и снижают экономическую эффективность добычи нефти скважинными штанговыми насосами. Один из способов очистки обсаженного ствола скважины от песчаных пробок - с помощью беструбных гидробуров. Этой теме и посвящена данная работа, состоящая из теоретической и практической (расчетной части).

Цель дипломного проекта: рассмотреть причины образования и методы борьбы с песчаными пробками на Уренгойском месторождении

1 Геология месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение, расположенное в Западно-Сибирском бассейне, входит в тройку крупнейших в мире месторождений на суше. Его общие геологические запасы оцениваются в 16 трлн м³ природного газа. Освоение месторождения, открытого в 1966 году, началось в 1977 году, добыча газа осуществляется с 1978 года. Работа газовиков осложняется крайне неблагоприятными условиями окружающей среды - вечная мерзлота, морозы, тундра и хрупкая экосистема.

Уренгойское месторождение протянулось с севера на юг более чем на 230 км, его ширина — от 30 до 60 км, площадь – около 6000 кв. км. Большая часть месторождения расположена за полярным кругом. Разрабатываемые в настоящее время песчаники в основном относятся к верхнемеловому периоду; они образовались 90 млн. лет назад и залегают на глубине более 1200 м. Чтобы свести воздействие на чувствительную экосистему к минимуму, бурение ведётся так называемым кустовым способом. В одном кусте, как правило, насчитывается от двух до семи скважин.

---

Рисунок 1 - Географическое расположение Уренгойского месторождения

---

1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения

Первый - сеноманский газовый горизонт, по контуру охватывает три структуры: Уренгойский вал, Песцовое и Ен-Яхинское поднятия. К северу от него залегает Северо-Уренгойское месторождение. Эту залежь отделяет от поверхности Земли немногим более тысячи метров. Начальное пластовое давление газа 122 атмосферы, а температура минус 31^оС. В составе пластового газа преобладает метан (почти 98%). Здесь нет опасного сероводорода, крайне малы примеси азота, аргона, гелия, углекислого газа.

Второй - нефтегазоконденсатные залежи нижнего мела, залегают на Уренгойской, Ен-Яхинской, Песцовой, Северо-Уренгойской площадях на глубинах 1700-3340 метров. В нем выделяют до 17 нефтегазоконденсатных пластов. Газа тут уже не так много, как в верхнем ярусе, зато очень много жидких углеводородов - нефти и конденсата.

Давление достаточно высокое - около 300 атмосфер, температура - до плюс 97 ^оС. На одной из скважин в этих отложениях получен необычный результат: суточный дебит составил около полумиллиона кубометров газа и более 200 тонн конденсата. Он содержит этан, пропан, бутан. Перспективы третьего этажа (нефтегазоконденсатные залежи ачимовской толщи и юры) растут по мере его дальнейшего изучения. Кроме того, возможен выход к еще более глубоко залегающему, четвертому, этажу газоносности - триас-полеозойскому. Геологический разрез Уренгойского месторождения представлен терригенными песчано-глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского платформенного чехла, которые залегают на породах палеозойского складчатого фундамента. Стратиграфия мезозойско-кайнозойских отложений приводится по материалам региональной стратиграфической схемы мезозойских отложений Западно-Сибирской равнины.

Палеозойский фундамент.

На Уренгойской площади сверхглубокой скважиной СГ-6 отложения палеозойского фундамента вскрыты на глубине 7 км. Породы фундамента представлены метаморфизованными аргиллитами и алевролитами. В скважине 414 породы фундамента вскрыты на глубине 5385 м и представлены серыми миндале каменными базальтами типа андезита. На рисунке 2 показан разрез Уренгойского НГКМ (нефтегазоконденсатных месторождений).

---

Рисунок 2 - Геологический разрез Уренгойского НГКМ (нефтегазоконденсатного месторождения)
Триасовая система.

Отложения триасового возраста представлены нижним, средним и верхним отделами. Нижний отдел включает отложения красноселькупской серии, в нижней части которой залегают эффузивы и эффузивные песчаники, в верхней - переслаивание песчано-алеврито-глинистых пород. Среднетриасовый отдел включает нижнюю часть тампейской серии, состоящей из пурской и нижней части варенгояхинской свит. Отложения свит представлены терригенными породами. Верхнетриасовый отдел представлен тампейской серией, включающей варенгояхинскую и витютинскую свиты, которые сложены терригенными породами. Толщина триасовых отложений около 150 метров.

Юрская система.

Отложения юрского возраста представлены нижним, средним и верхним отделами. Нижний и средний отделы объединены в заводоуковский надгоризонт, который представлен преимущественно континентальными отложениями и состоит из береговой, ягельной, котухтинской и тюменской свит. Верхнеюрские отложения объединяются в даниловский надгоризонт в составе абалакской и баженовской свит. Береговая свита (J1h+J1s) состоит из песчаников грубозернистых, гравелитов, конгломератов с подчиненными прослоями глин уплотненных, серых. Отмечаются растительный детрит, остатки листовой флоры. Толщина свиты достигает 250 м. Ягельная свита (J1p) представлена глинами аргиллитоподобными, темно-серыми, серыми, от тонкоотмученных до алевритовых, иногда карбонатных. Встречаются растительный детрит, отпечатки листовой флоры. Толщина свиты достигает 150 м. Вышележащая котухтинская свита (J1p+J1t+J2a) характеризуется чередованием песчаников, алевролитов, уплотненных глин, прослоями битуминозных. Породы серые, иногда с зеленоватым оттенком, с растительным детритом, встречаются единичные двустворки. Местами появляются гравелиты. Толщина свиты 450 - 650 м. На отложениях котухтинской свиты согласно залегают породы тюменской свиты (J2a+J2b+J2bt), которая подразделяется на три подсвиты: нижнюю, среднюю и верхнюю. Нижняя подсвита представляет собой переслаивание песчаников серых, глинистых с алевролитами и уплотненными глинами серыми, буровато-серыми. Часто встречаются обугленный растительный детрит, реже корни растений. Толщина нижней подсвиты 100-170 м. Для средней подсвиты характерно частое

---