Повышение эффективности технологии глушения скважин перед проведением ремонта-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазод

Повышение эффективности технологии глушения скважин перед проведением ремонта-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
ВВЕДЕНИЕ

Эффективная эксплуатация нефтяных и газовых месторождений невоз-можна без ремонтных работ внутри скважин, а также спущенного в них под-земного оборудования.
Одной из серьезных проблем перед текущим и капитальным ремонтом скважин является глушение скважин, а именно правильный подбор жидкости для глушения, качественное её приготовление и закачка этой жидкости в скважину, то есть глушение скважины.
В целях предупреждения нефтегазопроявлений при текущем и капи-тальном ремонте нефтяных, газовых и нагнетательных скважин до и во время их ремонта, необходимо провести комплекс мероприятий по выбору, приго-товлению и закачке в скважину специальных жидкостей, обеспечивающих прекращение притока жидкости из пласта в открытой скважине при ремонт-ных работах. А после окончания ремонтных работ, быстрый выход скважи-ны на доремонтную продуктивность (дебит) и увеличение межремонтного периода работы скважинных насосов.
Выбор жидкости глушения осуществляется с учетом горно-геологических и технологических условий работы каждой скважины индиви-дуально.
Существующие способы глушения скважин основаны на применении двух видов жидстей или их сочетаний.
1.1 .Глушение жидкостями на водной основе:
- подтоварной водой (технической);
- водными растворами неорганических солей (хлористый натрий, хлористый кальций,
хлористый магний, хлористый калий);
- сеноманской водой.
1.2. Глушение жидкостями на углеводородной основе (обратные эмульсии).
1.3. Объединяет преимущества двух первых способов глушения, вклю-чает в себя комбинированное применение обратной эмульсии и минерализо-ванной воды.
Применение водных растворов с неорганическими солями приводит к значительному ухудшению коллекторских свойств пород призабойной зоны пласта.
А применение жидкостей на углеводородной основе (обратные эмуль-сии) позволяет избежать недостатки водных растворов, но имеют сложности в приготовлении, особенно при минусовых температурах, и пожароопасны.
Исходя из вышеперечисленных преимуществ и недостатков жидкостей глушения, на месторождениях применяют жидкости глушения на водной ос-нове с применением ПАВ.
Регламент по глушению скважины разработан с целью установления единого порядка требований к проведению технологического процесса глу-шения. Регламент предназначен для инженерно-технических работников и сервисных организаций, занимающихся текущим и капитальным ремонтом скважин на месторождениях, работников департамента технологического контроля (супервайзинга), контролирующих проведение данных работ.
Регламент включает набор требований к применяемым жидкостям глушения и порядок проведения операций по глушению скважин в различ-ных геолого-технологических условиях при соблюдении максимального со-хранения продуктивности.
В соответствии с требованиями безопасности работ с целью предупре-ждения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при текущем и ка-питальном ремонте нефтяных и газовых скважин перед началом работ сква-жина должна быть заглушена. Основным условием возникновения газоне-фтеводопроявлений в ходе ремонтных работ является поступление пластово-го флюида в ствол скважины вследствие превышения пластовым давлением забойного.
Глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гид-ростатического и скважины, в которых сохраняются условия фонтанирова-ния и газонефтеводопроявлений при пластовых давлениях ниже гидростати-ческого. Исключение составляют скважины, где в соответствии с технологией работы проводятся без глушения по специальному плану с обвязкой устья превенторной установкой и лубрикатором.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Характеристика фонда скважин

На 2013 год характеристика фонда скважин по Олейниковскому месторождению составила: эксплуатационный фонд - 31, по способам эксплуатации: фонтанных - 3; газлифтных нет; ШСНУ - 28, действующих 28, бездействующие - 3, в консервации нет; контрольных - 2; нагнетатель-ных нет; поглощающих для сброса сточных вод - 5; в ожидании лик-видации нет, ликвидированы после эксплуатации - 27.
Нефтяная залежь I блока эксплуатировалась 13 скважинами, из них 3 скважины фонтанные №139, 248, 252.
Скважина № 139 отделена от остальных скважин разрывным нарушением, абсолютная отметка фильтра 969 – 975 м, газовый фактор 40 м3/т, обводненность 90 %, дебит по жидкости 84 м3/сут, по нефти 7 т/сут. С увеличением обводненности скважина начала периодически са-мозадавливаться, увеличилось время простоя скважины. Протяженность нефтепровода до трапной установки 1 км, а так как содержание парафина и смол достигает до 9% давление в нефтепроводе поднялось до 1 МПа. Пери-одические тепловые обработки давали кратковременный эффект. Поэтому принято решение обвязать данную скважину на отдельную емкость с целью снижения противодавления на пласт и лучшего выноса воды. В течении 8 месяцев скважина работает без единой остановки, обводненность 85 %, дебит по жидкости 95 м3/сут, по нефти 11,8 т/сут. Дополнительно добыто нефти за 8 месяцев 1152т.
В скважине 252 с целью снижения обводненности были изолиро-ваны интервалы с абсолютными отметками 960 – 961 м и 965 – 958 м. Перфорирован интервал 956 – 958 м в результате проведенных работ дебит скважины по нефти увеличился с 0,4 до 5,1 т/сут.
Газовый фактор в течении года постепенно снижался и в ноябре составил 35 м3/т, пластовое давление в течении года практически не ме-нялось, осталось примерно на уровне прошлого года - 10,05 – 10,08 МПа. Однако обводненность постепенно увеличилась и достигнув кри-тического значения 99 % скважина начала самозадавливаться. Проведен-ные изоляционные работы позволили снизить обводненность до 87 % и таким образом получить прирост добычи до 4,7 т/сут.
Скважина 248 в течении I квартала работала с высокой обводнен-ностью до 99 %, газовый фактор 35 м3/т, пластовое давление не снижа-лось и составило 10,05 МПа. Дебиты колебались от 1,5 до 2 т/сут. Од-нако скважина периодически самозадавливается и в целом простои за три месяца составили 12 дней. С целью снижения обводненности продук-ции были произведены изоляционные работы.
Прикровельная часть пласта изолированна и вскрыта середина пласта с абсолютными отметками 956 – 958 м. Результатом работы стало снижение обводненности до 84 %, дополнительно добыто нефти за ме-сяц 400 т, среднесуточный дебит по нефти 13 тонн.
Таким образом, причина остановки скважин фонтанного фонда одна, это увеличение обводненности, и, как следствие, увеличение забойного дав-ления.
Критическое значение обводненности по I блоку 98–99 % при таком значении скважины начинают самозадавливаться. Одно из мероприятий по снижению обводненности в ОАО “ЛУКОЙЛ-Астраханьнефть” проведение изоляционных работ с последующим переводом скважины на фонтанный отбор. В 2012 году скважины № 139, 248, 252 Олейниковского место-рождения были переведены на данный режим работы с суточным отбо-ром 100 – 120 м3/сут. В результате наблюдалось снижение обводненности с 98 – 99 % до 84 – 85 %.
В таблице 2.1 представим технологический режим работы фонтан-ных скважин I блока Олейниковского месторождения.

5.2 Выводы и предложения

Экономическая эффективность внедрения мероприятий научно – технического прогресса определяется как превышение стоимости оценки результатов над затратами по внедрению данного мероприятия.
В результате применения технологии глушения скважин на Олей-никовском месторождении произошло увеличение дебита скважины на 13,2 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 3626 тонн.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на3324,5 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – го-довую экономию в сумме 20,1 млн. руб. Фактическая сумма прибыли со-ставила 34,5 млн. руб. и превысила сумму прибыли получаемую до внед-рения мероприятия на 28,72 млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, на одну тонну нефти, в результате проведения мероприятия она увеличилась на 3324,5руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономиче-ской целесообразности проведения глушения скважин на Олейниковском месторождении.








ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Одним из способов достижения наиболее эффективного и полного из-влечения углеводородов из эксплуатируемых нефтегазовых месторождений является внедрение новых технологий, направленных на сохранение коллек-торских свойств продуктивного пласта, и особенно призабойной зоны пласта (ПЗП).
Состояние ПЗП, через которую происходит фильтрация флюида из пласта в скважину, оказывает большое влияние на продуктивность скважин. Снижение проницаемости ПЗП по сравнению с удаленной зоной пласта мо-жет достигать 10 раз и более, резко снижая дебит скважин, а иногда может приводить и к полному прекращению фильтрации флюидов.
Одной из многочисленных вероятных причин ухудшения состояния ПЗП являются операции по глушению скважин. В результате происходит снижение естественной проницаемости коллектора из-за протекания в пласте следующих процессов:
• поры пласта закупориваются твердыми частицами, проникающими в пласт вместе с жидкостью глушения;
• в поровом пространстве образуются нерастворимые осадки в резуль-тате взаимодействия жидкости глушения и пластовых флюидов;
• в пласте образуются стойкие водонефтяные эмульсии;
• возникает эффект «водной блокады», обусловленный увеличением во-донасыщенности пород ПЗП вследствие капиллярных и поверхностных явлений. Особенно сильно этот эффект проявляется в гидрофильных коллекторах, характерных, например, для Западной Сибири;
• происходит набухание содержащихся в породе глинистых минералов.
Компания «Зиракс-Нефтесервис» выводит на рынок новую технологию - щадящее глушение с использованием временно блокирующих составов для нефтегазодобывающих скважин при аномально низком пластовом давлении.
Высокоэффективные солевые системы «Зиракс-Нефтесервис» на основе хлористого кальция предназначены для щадящего глушения скважин, в том числе c аномально низким пластовым давлением. Специально для глушения таких скважин в компании был разработан временно блокирующий состав, позволяющий избежать поглощения жидкости глушения.
Технология щадящего глушения заключается в поэтапной закачке, от-дельных порций состава глушения, каждая из которых обеспечивает селек-тивную проницаемость в прискважинной зоне коллектора. При этом пропус-кается только углеводородная часть пластового флюида.
Щадящее глушение скважин представляет собой комплекс мероприя-тий по выбору, приготовлению к закачке в скважину специальных жидкостей глушения (ЖГ) обеспечивающих безопасное и безаварийное проведение ре-монтных работ.
Рациональный выбор ЖГ осуществляется с учетом горно- геологиче-ских и технических условий работы скважин, способствующих предотвраще-нию таких осложнений как поглощение ЖГ продуктивным пластом, сниже-ние продуктивности скважин в послеремонтный период, увеличение периода выхода скважин на режим после ремонта.
Негативное влияние солевых растворов на призабойную зону пласта и добываемые флюиды нивелируется путем модификации жидкости глушения (МЖГ), введением в ее состав химреагентов, смягчающих агрессивное воз-действие на ПЗП и придающих МЖГ щадящие свойства. За счет гидрофоби-зации порового пространства призабойной зоны пласта предполагается зна-чительное увеличение производительности скважин в послеремонтный пери-од и сокращение сроков вывода на режимные параметры.
Группа технологий щадящего глушения направлена на сохранение первоначальной продуктивности добывающих скважин в процессе их теку-щего и капитального ремонта. Для скважин с низким (аномально низким) пластовым давлением с целью снижения влияния жидкости глушения на при-забойную зону, а также снижения поглощающей способности пласта.
В случае высокого пластового давления могут применяться не только солевые растворы. Технологией предусматривается не только полное запол-нение скважин при щадящем глушении, но и установка блокирующих «па-чек» в интервал перфорации с последующим заполнением оставшегося объ-ема водными растворами солей.
Поскольку агент практически не фильтруется в продуктивный пласт и обладает гидрофобными свойствами, сроки освоения скважин после КРС и вывода их в работу значительно сокращаются, отсутствует влияние на даль-нейшую подготовку нефти.
Основная жидкость глушения представлена солевой композицией на основе хлористого кальция и гидрофобизатора. Наличие гидрофобизатора в приготовленной жидкости глушения позволяет снизить гидрофильность пла-ста и предотвращает набухание породы.
Новая технология "Зиракс-Нефтесервис" в 2 раза сокращает время вы-вода скважины на режим, и как следствие, сокращает затраты на проведение капитального ремонта скважин. Нефтеотдача пластов в результате повыша-ется на 55 – 80%.