Курсовая работа по нефтегазовому делу на тему Освоение скважин Ибреевское месторождение

ВВЕДЕНИЕ


Количество потребляемой энергии в мире постоянно возрастает и в XX столетии каждые 18-20 лет удваивается, а в нашей стране удваивается каждые 10 лет. Сейчас уже для всех ясно, что ископаемые ресурсы Земли все-таки не бесконечны, и настало время задуматься над рациональным их использованием. Ведь человечество потребляет миллиарды тонн минерального сырья, топлива, воды, биомассы, атмосферного кислорода, а в готовый продукт переходит лишь 1 % затраченных природных ресурсов.
В ближайшие двадцать – тридцать лет уголь, нефть и газ останутся основой обеспечения энергией как у нас в стране, так и за рубежом, хотя технология получения и будет меняться. Более 1/3 продукции мировой химической промышленности вырабатывается из нефтегазового сырья, на что расходуется около 10 % добываемой нефти и газа. Нефть как топливо практически не используется. Она подвергается переработке и все получаемые из сырой нефти продукты можно разложить на две группы: идущие на непосредственное потребление или используемые как исходное сырье для химической промышленности. Различные способы переработки природного газа позволяют также получать исходное сырье для химической промышленности. В нефтяных природных газах содержится несколько сотен различных углеводородов, а число продуктов их переработки исчисляется тысячами. Полимеризация – основной процесс получения синтетических веществ и материалов из промежуточных продуктов переработки нефти и газа.

Глава 1 Теоретические аспекты освоения скважины


1.1 Методы освоения скважин

1.1.1 Перфорационная жидкость

Перфорационная жидкость представляет собой технологическую жидкость плотностью 1,03 г/ см3, например, техническую воду с гидрофобизирующим ПАВ или гидрофобный инвертно-эмульсионный раствор. Спускается перфоратор типа КПО-114СТ, ПНКТ-114 или ПКТ-114СТ с комбинированными зарядами типа 3КПО-ПП-22: ГП – 50 % и БО – 50 %, или с комбинированными зарядами типа Мега-П114 БП – 50 % и Мега-П114 БО – 50 % (или перфораторы компании DYNAenergetics с имплозионными зарядами DPEX, а также компании «ОПС» с зарядами типа PowerJet, или аналоги) на технологических НКТ.
Перфоратор устанавливается в интервале перфорации объекта освоения с привязкой по ГК, ЛМ. Производится перфорация эксплуатационной колонны в интервале 1409/1802-1414/1808 м (интервал перфорации в скважине уточняется геологической службой Заказчика по результатам окончательного каротажа). Плотность перфорации до 20 отв./м.

1.1.3 Глинокислотная обработка пласта

Раствор глинокислотной композиции для обработки призабойной зоны пласта готовится на базе экспедиции глубокого бурения. Для транспортировки подготовленного глинокислотного раствора применяется стандартный сертифицированный комплекс оборудования, монтированный на шасси высокой проходимости (установки насосные типа УНЦ-125х50К-01М). Закачка в скважину из установки происходит с использованием герметичной нагнетательной линии. Перед обработкой скважины у ее устья устанавливают необходимое оборудование и опрессовывают все трубопроводы на полуторократное рабочее давление. При закачке раствора кислоты на нагнетательной линии у устья скважины устанавливается обратный клапан. После продавливания кислотного раствора в пласт скважину оставляют на некоторое время в покое для реагирования кислоты с породой.



1.1.4 Общее назначение и устройство установок для работы с наматываемыми НКТ (колтюбинг)

Технология была изобретена во время второй мировой войны, при подготовке операции PLUTO, когда гибкие трубы были впервые использованы для подачи топлива по дну Ла-Манша для обеспечения снабжения наступающей военной техники союзников.
Широко данная технология стала применяться только в конце 1980-х. Является более дешёвой и экологичной по сравнению с классическими колоннами.
Одно из основных ограничений классического колтюбинга — невозможность использования вращения. Из-за этого для бурения основной скважины чаще используют традиционные установки, хотя существуют проекты бурения с помощью колтюбинга (Coiled tubing drilling), в том числе вращающегося (Rotating coiled tubing) или TTRD.

1.1.5 Свабирование скважин

Свабирование - способ освоения скважин методом снижения уровня жидкости. При свабировании уровень жидкости в скважине понижается с помощью поршня (сваба) с одной или несколькими манжетами, работающими по принципу обратного клапана. Сваб спускают на канате в колонну труб НКТ с помощью геофизического подъемника типа ПКС-5. Уплотнение сваба достигается за счет резиновых манжет, укрепленных на металлическом стержне (НКТ).
Периодическим спуском и подъемом сваба постепенно достигается необходимое для вызова притока продукции гидростатическое давление на забой. Уровень жидкости в скважине при свабировании снижается постепенно в течение сравнительно длительного времени, что способствует плавному запуску скважины. При этом снижается вероятность проникновения промывочных жидкостей в продуктивные пласты.
Изменение уровня жидкости после каждого цикла свабирования характеризует состояние призабойной зоны пласта (ПЗП). Если восстановление уровня в скважине идет гораздо медленнее, чем отбор, это может быть связано как с геологическими условиями (низкие параметры коллектора, снижение пластового давления и т.п.), так и с технологическими (загрязнение ПЗП продуктами фильтрации нефти, наличие зон кольматации), что встречается гораздо чаще. Приток из нефтяного пласта при свабировании определяют по появлению в извлекаемой жидкости газа, эмульсии инефти. Приполучении интенсивного притока уровень в скважине возрастает ивстречается свабом на глубине, откуда жидкость была извлечена. Если пластовое давление ниже гидростатического, свабирование ведут до полного извлечения находящейся в скважине жидкости, т.е. замены ее пластовым флюидом. Одновременно со снижением уровня в стволе скважины оценивается герметичность эксплуатационной колонны.

1.2 Оборудование, применяемое при освоении скважины

Оборудование, применяемое при освоении скважины, рассмотрено в пункте 1.1.

1.3 Виды промывок скважин

Различают следующие виды промывок.
- прямая,
- обратная
- комбинированная.
Прямая промывка. При прямой промывке промывочная жидкость закачивается в спущенные в скважину трубы, а подъем воды с размытым песком происходит по кольцевому пространству. В процессе промывки трубы находятся на весу и спускаются с той или иной скоростью в зависимости от плотности пробки и количества жидкости, необходимой для подъема размытого песка на поверхность.
Обратная промывка отличается от прямой промывки тем, что промывочная жидкость поступает в кольцевое пространство, а подъем с размытым песком происходит по насосно-компрессорным трубам. Для герметизации устья скважины при обратной промывке обязательно применение специальной головки с резиновым манжетом-сальником, плотно охватывающим тело трубы.
Комбинированная промывка совмещает прямую и обратную промывку (поочередно)
Процесс промывки:
Производится расстановка техники и оборудования согласно схемы – ЦА-320 на расстоянии не менее 10м от устья, м/у ЦА-320 и бардовозом не менее 1 м.

1.4 Оборудование, необходимое для промывки скважин

При проведении различных технологических операций в нефтяных и газовых скважинах, включая цементирование, гидравлический разрыв пластов, кислотную обработку, промывку песчаных пробок и другие промывочно продавочные работы, применяются насосные установки, которые обеспечивают выполнение вышеперечисленных работ. Агрегат насосный цементировочный АНД 320 (рис. 29) (АНД 320У) предназначен для нагнетания рабочих жидкостей при цементировании скважин в процессе бурения и капитального ремонта, а также при проведении других промывочно-продавочных работ на нефтяных и газовых скважинах.
Оборудование для очистки скважин от песчаной пробки зависит от технологической схемы (рис. 1.4 и 1.5). Промывочный насос определяется исходя из требуемых давления и подачи (производительности).

Рис. 1.4. Схема прямой (а) и обратной (б) промывок скважин:
1 - колонна; 2 - НКТ; 3 - устьевой тройник; 4 - промывочный вертлюг; 5 - промывочный насосный агрегат; 6 - устьевой сальник; 7 - переводник со шлангом

Рис. 1.5. Оборудование скважины при промывке ее аэрированной жидкостью с добавкой ПАВ:
1 - обратный малан; 2 - манифольд; 3 - устьевой сальник; 4 - НКТ; 5 - шланг; 6 - вентили; 7 манифольд; 8 - манометр; 9 - смеситель-аэратор; 10 - обратные клапаны; 11 - вентиль; 12 расходомер; 13 - насос; 14 - емкость

1.5 Основные правила техники безопасности при освоении и промывке скважин

Мероприятия, обеспечивающие безопасное и безаварийное ведение освоения скважин проводятся строго в соответствии с ФНиП «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности», серия 08, выпуск 19, 2015 г.:
- на рабочих местах, а также во всех местах опасного производственного объекта, где возможно воздействие на человека вредных и (или) опасных производственных факторов, устанавливаются предупредительные знаки и надписи;
- рабочие места, объекты, проезды подходы к ним, проходы, переходы в темное время суток обеспечиваются освещением;
- все потенциально опасные места объекта (открытые емкости и т.д.) ограждаются, закрывая доступ к ним со всех сторон;
- эксплуатация технических устройств должна производиться в соответствии с инструкциями по эксплуатации, составленными изготовителем;
- на металлических частях оборудования, которые могут оказаться под напряжением, предусматриваются видимые элементы для соединения защитного заземления. Рядом с этим элементом изображается символ «Заземление»;
- для обеспечения безопасности людей металлические части электроустановок, корпуса электрооборудования и приводное оборудование должны быть заземлены и занулены;
- все работники организаций, в том числе их руководители, проходят обучение в области промышленной безопасности и проверку знаний. Проверка знаний у рабочих проводится ежегодно, у руководителей и специалистов - не реже одного раза в три года;
- к работам на опасных производственных объектах допускаются работники после обучения безопасным методам и приемам выполнения работ, стажировки на рабочем месте, проверки знаний и практических навыков, проведения инструктажа по безопасности труда на рабочем месте и при наличии удостоверения, дающего право допуска к определенному виду работ;
- все закрытые помещения буровой установки, где возможны возникновение или проникновение воспламеняющихся смесей, оборудуются приточно-вытяжной вентиляцией с механическим побуждением, обеспечивающей воздухообмен в соответствии с требованиями санитарных норм и правил.



 
ГЛАВА 2 ПРАКТИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН


2.1 Характеристика производственного объекта

2.1.1 Краткая геологическая характеристика Ибряевского месторождения

Ибряевское месторождение расположено на территории Красногвардейского района Оренбургской области. Ближайший к месторождению населенный пункт, село Ибряево, расположен в 2 км к юго-востоку от границы месторождения. В 80 км от месторождения проходит железная дорога Бугуруслан-Абдулино. Транспорт нефти осуществляется по нефтепроводу Покровка-Графское, проходящему в 18км от месторождения. В пределах площади месторождения расположены населенные пункты поселкового типа: Аксютино, Воздвиженка, Красногорский, Чкаловский, Александровка, Кристалка, Ивановка и др., сообщение между которыми осуществляется по проселочным и асфальтированным дорогам. Район преимущественно сельскохозяйственный.
Для технических нужд используется вода гидрогеологических горизонтов татарского яруса, получаемая из водозаборных скважин глубиной 120 м.
В районе имеются месторождения строительных материалов: известняков, песчаников, песков, глин, суглинков, торфов, широко используемых в местной промышленности.
Месторождение открыто в 1974 году поисково-разведочной скважиной 100. Пласт Б2 введен в пробную эксплуатацию в 1975 году разведочными скважинами 100 и 101, пласт В1 - 1976 году разведочными скважинами 103 и 104.
В настоящее время на месторождении осуществляется промышленная разработка следующих залежей нефти:
пласт Б2 на Западном и Центральном куполах;
пласт В1 на Западном, Центральном и Восточном куполах.
Рисунок 2.1 Обзорная карта района работ Ибряевского нефтяного месторождения

В орогидрографическом отношении рассматриваемая площадь приурочена к водоразделам рек Большой и Малый Кинель, Боровка и Тока в пределах одной из возвышенностей Общего Сырта.
Указанная возвышенность имеет асимметричное строение, ее северный склон - пологий, южный - крутой, морфологически представленный в виде террас. Склоны возвышенности изрезаны многочисленными притоками основных рек. Наиболее значительными являются притоки реки Боровка: Кондузла, Усакла, Талла, Иртек; притоки реки Ток: Кристалка, Юласка, Турганчик; многочисленные притоки реки Умирка, впадающей в реку Большой Кинель.
Местность расчленена многочисленными оврагами, увалами, седловинами. Отметки рельефа в центральных частях водоразделов достигают значений +245 - +300 м; минимальные, приуроченные к долинам рек и ручьев, +140 - +160 м. Водная поверхность гидрографической сети не превышает отметки +25 м, средняя глубина рек – 4 м, на перекатах - 1м. Мелкие притоки и речки в летнее время пересыхают.
Климат района исследований резко континентальный. Температура летом колеблется от +200С до +400С, зимой от -140С до -400С. Количество осадков за год достигает 350мм и более. Грунт зимой промерзает на глубину до 2 м.
Осадочный разрез месторождения вскрыт на всю глубину, частично включая породы фундамента, которые представлены диоритами мелкокристаллическими, гнейсовидными. Среди минералов преобладают плагиоклаз, роговая обманка, гиперстен, биотит и кварц. Поверхность фундамента в значительной степени размыта. Осадочные отложения, залегающие на ней, начинаются породами протерозойской группы, представленными на рассматриваемой площади песчаниками, кварцево-полевошпатовыми полимиктовыми толщиной 44-78 м.

2.1.2 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Ибряевское нефтяное месторождение расположено в центральной части Токско-Кинельского нефтегазоносного района, в пределах Оренбургской нефтегазоносной области Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.
В пределах Ибряевского месторождения выделено три локальных купола, соответственно: Западный, Центральный и Восточный. Промышленные притоки нефти получены из пластов Б2 (бобриковского горизонта) и В1 (турнейского яруса).
Нефтеносность пласта Б2 бобриковского горизонта Западного и Центрального куполов была установлена в 1974 году. Залежи нефти турнейского пласта В1 Западного, Центрального и Восточного куполов были открыты в 1974-1976 гг.
Продуктивный пласт Б2 бобриковского горизонта сложен кварцевыми песчаниками с прослоями алевролитов и глин. Перекрывается плотными известняками тульского горизонта. Подстилается пачкой глин и глинистых алевролитов, которая является покрышкой залежи пласта В1 турнейского яруса. Нефтеносность пласта Б2 доказана данными интерпретации ГИС, результатами испытаний и эксплуатацией скважин.
Западный купол. ВНК по залежи принят на а. о. -1832,0 м.
По данным ГИС наиболее низкая подошва нефти по скважинам залежи отбивается на а. о. 1830,0-1831,5 м, кровля воды – на а. о. 1832,0-1832,6 м.
Залежь пластовая сводовая, высота залежи – 11,4 м, размеры – 3,2Ч0,7-1,2 км. Запасы нефти отнесены к категории С1.
Центральный купол. Положение ВНК принято на а. о. -1833,0 м.
В скважине первооткрывательнице 101 ВНК фиксируется на а. о. -1832,5 м, в этой же скважине из интервала перфорации 1829,1-1831,5 м была получена безводная нефть.
По данным ГИС в скв. 813 и 1542 ВНК отбивается на а. о. -1833,3 м. В скв. 1659, 1657, 1513 кровля водонасыщенного пропластка отмечается на а. о. -1833,7 м, 1833,2 м, 1833,0 м, соответственно. Подошва нефтяной части пласта в скважинах по геофизическим данным колеблется в пределах а. о. -1827,2 м (скв. 1658) -1834,0 м (скв. 1517).

2.2 Расчет проведения процесса освоения скважин

2.2.1 Технико-эксплуатационная характеристика скважины, результаты обследования

В процессе бурения эксплуатационных скважин предусматривается провести испытание пластов C2ks (пласт С2ks4), C2vr (пласт С2vr.1), C2vr (пласт С2vr.3), С2b (пласт С2b), C1t1(пласт C1t1), C1bb-rd (пласт C1bb-rd), С1t (пластC1ks1) трубным испытателем пластов (ИПТ). Испытание проводится комплектом испытательного инструмента КИИ-2М-146. При этом регистрируется давление в интервале испытаний во время притока флюида из пласта и после закрытия запорного клапана. В результате определяются характер насыщения пласта, средний дебит притока, пластовое давление, гидропроводность, проницаемость и степень загрязнения призабойной зоны пласта.


2.2.4 Порядок проведения работ

Технология освоения скважины при помощи койлтюбинга оказалась весьма эффективной, благодаря возможности производить работы с использованием технологии азотированных/пенных промывок на пониженном гидродинамическом забойном давлении и азотного газлифта, инженерно-техническим обеспечением процесса и мониторингом состояния скважин как во время, так и после проведения работ.
В отличие от способа очистки и освоения скважины с помощью бригад КРС, койлтюбинг обладает многими преимуществами, которые, несмотря на свою очевидность, все же требуют подтверждения в денежном или нефтяном эквиваленте.

 
ЗАКЛЮЧЕНИЕ


В ходе написания курсовой работы был проведен анализ методов освоения и испытания скважин на Ибряевском месторождении.
Приведена геологическая характеристика района работ; показаны основные технологические операции по бурению и освоению скважины, произведен расчет оборудования, необходимого количества буровых растворов и другие необходимые расчеты.