Оценка использования Физико-химического метода крепления призабойной зоны пласта самотлорского месторождения

ВВЕДЕНИЕ 4
1 ПРИРОДНО-КЛИМАТИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 6
1.1 географическое положение месторождения 6
1.2 Климатические условия 6
1.3 Геологические условия 7
1.4 Почвенные условия 8
1.5 Гидрологические условия и Рельеф 9
2 ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОЧИСТКИ ЗАБОЯ И ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА СКВАЖИН, ЭКСПЛУАТАЦИЯ НА ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНОЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ 13
2.1 Общие сведения о механических примесях 13
2.2 Скин-эффект 19
2.3 Осложнения в ходе эксплуатации месторождений с высоким количеством взвешенных частиц 24
2.5.1 Проблемы, вызванные высоким содержанием механических примесей 24
2.5.2 Оборудования и методы борьбы 28
2.5.3 Принцип работы акустического преобразователя шума 40
2.5.4 Принцип действия гравийного фильтра 44
2.5.5 Крепление горных пород 50
2.5.6 Технологические и химические методы уменьшения пескопроявлений в скважинах 52
3 ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА ПОСЛЕДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ 56
3.1 Общие сведения о месторождении 56
3.2 Литостратиграфический разрез 57
3.3 Тектоническое строение 60
3.4 Характеристика водоносных комплексов 62
3.5 Нефтеносность 64
3.6 Характеристика продуктивных пластов 67
3.7 Физико-химические свойства пластовых флюидо 69
3.8 Сведения о запасах углеводородного сырья 71
3.9 Состояние разработки Самотлорского месторождения 74
3.10 Анализ основных технико-экономических показателей разработки 75
4 ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН НА САМОТЛОРСКОМ НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ 78
4.1 Факторы, влияющие на эксплуатацию скважин 78
4.2 Способы борьбы с механическими примесями на Самотлорском месторождении 83
5. ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ СНИЖЕНИЯ НЕГАТИВНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА СКВАЖИННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ 91
5.1 Состав скважинного оборудования на месторождении 91
5.2Анализ эксплуатации скважинного оборудования на месторождении 94
5.3 Предлагаемые методы снижения негативного воздействия на скважинное оборудование 95
5.4 Проектные мероприятия по внедрению технологии снижения негативного воздействия мехпримесей на скважинное оборудование 98
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 103
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 104

Весь текст будет доступен после покупки

Поздняя стадия разработки нефтяного месторождения обычно сопровождается значительным обводнением добываемой скважинной продукции. Происхождение механических частиц в насосном глубинном оборудовании весьма разнообразно. Повышенный вынос мехпримесей наблюдается в период вывода скважин на режим после ремонта как ПРС, так и КРС, при отработке после ГРП.
Для предупреждения или уменьшения выноса мехпримесей необходимо следить за состоянием текущих забоев скважин и производить перед запуском насоса очистку забоя гидрожелонками или другими устройствами. Кроме того, необходимо строго соблюдать технологическую дисциплину при проведении ГРП. Также это могут быть продукты, которые образовались путём взаимодействия химически несовместимых перекачиваемых жидкостей. Процентный состав мехпримесей скважинной продукции, определяется преобладанием частиц пластового происхождения.
Мехпримеси имеют как пластовое происхождение, так и заносятся с поверхности при проведении ремонтов. При увеличении депрессий на пласт следует ожидать и увеличение отказов, связанных с выносом твердых взвешенных частиц.

Весь текст будет доступен после покупки

ПРИРОДНО-КЛИМАТИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Географическое положение месторождения
Самотлорское нефтегазоконденсатное месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа в 15?60 км севернее и северо-восточнее г. Нижневартовск.
Наиболее крупным населенным пунктом на рассматриваемой территории является г. Нижневартовск, с населением 266 тыс. человек. В городе имеется аэропорт, порт речного пароходства (период навигации с мая по октябрь) и станция железной дороги, связывающая г. Нижневартовск с городами Сургут, Тобольск, Тюмень. В районе развита сеть дорог с твердым покрытием, связывающая г. Нижневартовск с основными городами района. Вблизи месторождения имеется несколько мелких населенных пунктов. Доставка необходимых грузов на месторождение из г. Нижневартовска осуществляется преимущественно автотранспортом по нескольким бетонным дорогам, соединяющим город с месторождением.
В непосредственной близости к рассматриваемому месторождению располагаются разрабатываемые месторождения Аганское, Ватинское, Южно-Аганское, Мыхпайское, Мегионское (с запада), Мало-Черногорское (с северо-востока), Лор-Еганское, (с востока), Советское и Нижневартов.
1.2 Климатические условия
Климат района резко континентальный, с продолжительной суровой зимой с сильными ветрами, метелями и устойчивым снежным покровом. Продолжительность морозного периода (с температурами ниже –15°С) в среднем составляет 120 дней в году. Среднемесячная температура наиболее холодного месяца (февраль) составляет -22°С при абсолютном минимуме в зимний период -57°С. Среднемесячная температура наиболее теплого месяца (июль) составляет +22.7°С при абсолютном максимуме в летний период +35°С. Господствующее направление ветров - западное, юго-западное зимой и северное, северо-западное - летом. Среднегодовая скорость ветра – 3.6 м/с. За год в среднем отмечается 15?18 дней штилевой погоды (скорость ветра менее 0.5 м/с). Общее количество осадков в год достигает 580 мм. Основная их часть (390 мм) выпадает в виде дождей и мокрого снега в период с июня по ноябрь.

1.3 Геологические условия

Территория Нижневартовского района расположена в центральной части Западно-Сибирской равнины. По геоботаническому районированию она относится к таежной зоне, подзоне средней тайги, Тобольской физико-географической провинции, Юганской подпровинции. Растительность представлена смешанными лесами с преобладанием хвойных пород и тальниковыми кустарниками, произрастающими преимущественно по берегам рек и озер. Животный мир представлен млекопитающими, птицами и земноводными. Из охотничье-промысловых видов имеются белка и заяц-беляк. К настоящему времени нет достоверных сведений об обитании на территории месторождения представителей животного мира, занесенных в Красную книгу.
Район Самотлорского месторождения входит в состав южной геокриологической зоны, для которой характерно островное развитие реликтовой мерзлоты. Мерзлыми породами в районе являются песчаные и песчано-глинистые отложения тавдинской и атлымской свит. Глубина их залегания на водоразделах 120-130м, толщина 20-70м. В районе Самотлорского месторождения многолетнемерзлые породы были вскрыты в интервале от 60 до 150м. На северо-востоке Нижневартовского района кровля мерзлых пород спускается до 335м. Под поймами крупных рек, а иногда под первой надпойменной террасой мерзлые породы полностью отсутствуют.
На поверхности мерзлые породы практически не встречаются, однако здесь часто формируются перелетки, на отдельных интенсивно выполаживаемых заторфованных участках. Вышележащие по разрезу прослои, и пласты глин новомихайловской и туртасской свит затрудняли инфильтрацию теплых поверхностных вод на глубину, что и препятствовало полному протаиванию древнего слоя мерзлоты.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Смольников С.В. и др. Методы защиты насосного оборудования для добычи нефти от механических примесей. Уфа: Нефтегазовое дело, 2010. 41 с.
2. Шмидт А.А. Повышение эффективности эксплуатации скважин, осложненных содержанием мехпримесей в продукции: автореф. Дисс. канд. техн. наук. Уфа, 2007. 25 с.
3. Казаков Д.П. Повышение эффективности эксплуатации скважин электроцентробежными насосами после гидравлического разрыва пласта: автореф. Дисс. канд. техн. наук, Уфа, 2010. 26 с.
4. Шашкин М.А. Применяемые в ТПП «Лангепаснефтегаз» методы защиты для снижения негативного влияния механических примесей на работу ГНО // Инженерная практика. 2010. № 3. С. 26 – 3
5. Камалетдинов, P.C. Обзор существующих методов борьбы с мехпримесями/ P.C. Камалетдинов, А. Б. Лазарев// Инженерная практика. - 2010, №3. - С.6-14.
6. Шмидт, С.А. Эксплуатация добывающих скважин южной лицензионной территории Приобского месторождения в условиях выноса механических примесей / С. А. Шмидт, Б.В.Парфенов, И.Я. Дельман, А. А. Шмидт // Нефтяное хозяйство. – 2006, №13. – С. 68-69.
7. Адонин, А.Н. Процессы глубинонасосной нефтедобычи/ А.Н.Адонин. –М.: Недра, 1962.
8. Пирвердян А.М. Защита скважинного насоса от газа и песка / А. М. Пирвердян. - М.: Недра, 1986.

Весь текст будет доступен после покупки