Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 2)

В компонентных составах газов разгазированной и пластовой нефти выделены углеводородные соединения от метана до гексана. Доля метана по объему равна 19,13%, пропана- 20,86%, содержание азота – 35,24% по объему. Сероводород обнаружен лишь в двух скважинах в небольших количествах. Содержание углекислого газа составляет в среднем 1,02%. Гелий исследован по пяти пробам, в двух случаях он не обнаружен, в трех – среднее значение равно 0,022%, т.е. содержание гелия некондиционное.

Характеристика пластовых вод.

Водоносными в терригенной толще нижнего карбона являются песчаные и песчано-алевролитовые пласты, залегающие среди аргиллитов и глинистых сланцев. Пробы пластовой воды отбирались из разведочных, а в процессе разработки – из эксплуатационных скважин.

Пластовые воды терригенной толщи нижнего карбона представляют собой минерализованные растворы, содержащие в основном хлориды кальция, магния и натрия. По классификации Сулина В.А. они относятся к хлоркальциевому типу. Во многих пробах пластовой воды присутствуют редкие компоненты – йод, бром, двуокись бора, аммиак, окислы железа. Плотность вод в среднем равна 1,17 – 1,18 г/см³, общая минерализация изменяется в пределах 592 до 998 мг/экв на 100г.

Таблица 3 – Компонентный состав нефтяного газа

1.2 Динамика основных показателей скважин

Запасы нефти в процессе разбуривания существенно увеличились от проектных, в основном, за счет расширения площади нефтеносности и ввода в разработку новых площадей, запасы которых были выведены за баланс.

Арланское месторождение с самого начала в основном было разбурено с плотностью сетки 12,5 га/скв., кроме того, было осуществлено раздельное разбуривание залежи в мощном VI пласте. Эти меры позволили существенно увеличить темпы разработки, которые составляли в максимуме 5,6% от наименьшего извлекаемого запаса.

Динамика разработки Арланского месторождения во времени приведена на рисунке 1.

Рисунок 1 – Динамика показателей разработки Арланского месторождения во времени

Наибольшее число действующих добывающих скважин было в 2001 году при отборе 65,4% от наименьшего извлекаемого запаса, то есть, несколько позже. Фонд нагнетательных скважин имеет тенденцию к постоянному приросту.

Максимум добычи нефти был достигнут в 2001 году, при отборе 39,8 НИЗ и обводненности 76,6%.

Обводненность на 2007 год в среднем по Арланскому месторождению составляет 95,8% .

2 Расчетно-техническая часть

2.1 Причины поступления посторонних вод в скважину

Обводнение скважин может происходить по разным причинам. Вот несколько из них: негерметичность заколонного цементного кольца, вследствие чего возникает сообщение между нефтеносным и водоносным пластами; подтягивание к фильтру скважины подошвенных вод из-за интенсивного отбора или заводнения; прорыв вод из верхних водоносных горизонтов через дефекты в эксплуатационной колонне.

Наличие заколонного перетока может быть определено закачкой в пласт через фильтр радиоактивных изотопов, растворенных в 1.5…2 м³ воды (радиоактивное железо, цирконий, цинк). Наличие перетока позволит попасть части радиоактивной жидкости в водонасыщенный пласт, что будет отмечено на кривой гамма-каротажа аномальным всплеском по сравнению с аналогичной кривой, снятой до закачки изотопа. Изоляция притоков производится несколькими способами, одним из которых является закачка цементного раствора в трещину с целью ее повторного цементирования, или закачка специальных смол.

Во время проходки пород буровым инструментом при вращательном способе бурения между установленной колонной обсадных труб и породой имеется большой кольцевой зазор. При отсутствии подбашмачной или затрубной цементации по затрубному пространству происходит поступление воды из перекрытых водоносных слоев в эксплуатационный. Вода может поступать по двум путям: под башмак последней колонны обсадных труб, а затем через срез (если вырезана последующая колонна).

Ликвидировать поступление воды в эксплуатационный горизонт через срез обсадной колонны можно отключением рабочей части скважины при помощи временного тампонажа песком до среза обсадной трубы. После заливки цементного раствора состава 1:1 песок извлекают из скважины или вместо тамонажа на срез вырезанной обсадной трубы устанавливают коническую пробку. Эта работа не всегда выполнима.

В практике часто встречаются случаи обводнения путем подтягивания подошвенной воды за счет форсированного отбора. При этом образуются конуса обводнения, высота которых может быть соизмерима с толщиной пласта. В таких случаях прибегают к ограничению отбора жидкости по скважине или изоляции обводнившейся части пласта: устанавливают цементный мост и перекрывают часть пласта, закачивают в подошвенную часть пласта под давлением цементный раствор или различные пластмассы, схватывающиеся в водяной среде и образующие горизонтальный экран.

В связи с обводнением эксплуатирующегося пласта может возникнуть необходимость в переводе скважины на эксплуатацию с другого пласта, если таковой имеется в разрезе месторождения. При этом этот пласт может ниже или выше эксплуатируемого.

Технология перевода состоит в надежной изоляции обводненного пласта посредством закачки в него тампонирующего материала (цемента, смол) под давлением, образовании на забое цементного стакана, его разбуривании и углублении скважины до следующего, продуктивного пласта, спуске эксплуатационной колонны и ее цементировании, простреле фильтра, вызове притока из нового объекта.

2.2 Гидроизоляционный состав для ограничения водопритока и повышения дебита добывающих скважин

В настоящее время большинство нефтяных месторождений находится на завершающей стадии разработки, на которой существенно осложняются процессы добычи, в частности, из-за высокой обводненности добываемой продукции. Поэтому ограничение притока воды к забоям скважин является одним из важнейших мероприятий по повышению эффективности разработки нефтяных месторождений. Наиболее широко применяются осадко образующие технологии, которые внедряются в промышленных масштабах в старых нефтедобывающих районах более 20 лет. Большая их часть основана на взаимодействии закачиваемых химических реагентов с компонентами высокоминерализованных вод. Однако данные технологии не всегда дают положительный эффект, а также необратимо изменяют проницаемость нефтяного коллектора. Технологии, базирующиеся на последовательной закачке химических реагентов с расчетом на их смешивание в определенном месте пласта с образованием систем с заданными свойствами, тоже оказываются не всегда эффективными в промысловых экспериментах .

Одним из возможных решений проблем снижения обводненности является применение гидроизоляционного состава с регулируемыми гидрофобными и гидроизоляционными свойствами на основе гидрофобного органического геля. Особенностью его применения является закачка единой, целостной порции технологического раствора геля с заданными свойствами для достижения максимального ограничения водопритока.

Получение гидрофобного органического геля с различными пластическими и гидрофобными свойствами основано на изменении соотношения содержания компонентов в процессе коагуляции коллоидного раствора высокомолекулярного полимера (ВМП) - сополимера этилена с винилацетатом - при взаимодействии с синтетическим компрессорным маслом (СКМ), представляющим собой блоксополимер оксидов этилена и пропилена. Для этого в раствор полимера в этил-бензольной фракции массовой концентрацией 3-20 % вводилось синтетическое компрессорное масло. В результате коагуляции полимера формировалась гетеро-фазная система: органический гель, обладающий определенной механической прочностью, и жидкая фаза - раствор компрессорного масла и/или полимера в этилбензоле. Количество образующегося геля и его пластические свойства зависят от соотношения содержания исходных компонентов. Выход геля при увеличении количества вводимого компрессорного масла сначала монотонно возрастает и при определенном значении достигает максимума. Чем больше исходное содержание полимера в углеводородном растворителе, тем выше выход геля при одинаковом удельном расходе компрессорного масла. Изменяя удельный расход компрессорного масла, можно регулировать количество полимера, используемого для образования геля, и тем самым контролировать выход и свойства получаемого геля.

В результате коагуляции полимера в растворе при разном соотношении содержания компонентов образуется гель с различной структурно-механической прочностью. В табл. 4 представлена динамическая вязкость составов при различной скорости сдвига. При увеличении массовой концентрации полимера в растворе от 3 до 20 % динамическая вязкость возрастает. Как видно из табл. 4, все составы обладают достаточно высоким предельным напряжением сдвига.

Для исследований наряду с чистым компрессорным маслом применялось отработанное компрессорное масло. При определенных соотношениях содержания компонентов, которым соответствует максимальный удельный выход геля, наблюдается максимальная динамическая вязкость. Снижение ее после достижения экстремума объясняется разбавлением системы компрессорным маслом, не участвующим в образовании геля.

В зависимости от соотношения содержания высокомолекулярного полимера, синтетического компрессорного масла и углеводородного растворителя образуется гель с различными содержанием и структурой ассоциатов. Чем выше исходная концентрация полимера в растворе, тем меньшее количество компрессорного масла необходимо для образования геля, при этом образующийся гель становится более структурированным. В зависимости от типа компрессорного масла образуются гели с различной структурно-механической прочностью: при одинаковом удельном расходе более структурированный гель получается при использовании чистого масла.

Таблица 4 – Динамическая вязкость составов при различной скорости сдвига

Одним из основных требований к реагентам является технологичность их применения. Для использования гидроизоляционного состава необходимо получение такой формы, которую можно было бы применять в промысловых условиях. Исследования эксплуатационных характеристик составов показали, что растворы высокомолекулярного полимера с массовой концентрацией более 10 % существенно повышают вязкость\температуру застывания. Это может затруднить использование геля в промысловых условиях (табл. 5). Поэтому при дальнейших исследованиях массовая концентрация полимера в этилбензольной фракции составляла 10 %.

Гидроизоляционный состав целесообразно использовать в виде технологического раствора в углеводородных растворителях, что позволяет снизить его температуру застывания и вязкость, а также применять стандартное промысловое оборудование при обработке скважин.

Таблица 5 – Зависимость динамической вязкости от температуры застывания и от массовой концентрации ВМП

Использование гелей в нефтепромысловой практике для уменьшения обводненности основано на блокирование промытых водой участков. Вместе с тем часто причиной преждевременной обводненности добывающих скважин является капиллярно-концевой эффект (ККЭ), затрудняющий вытеснение нефти из проницаемых коллекторов. Его физическая сущность заключается в образовании на выходе из пласта зоны повышенной обводненности. Если пористая среда гидрофильна, то при вытеснении нефти водой часть прискважинной зоны добывающих скважин может быть заблокирована водой в результате ККЭ, что снижает дебит скважин.

Характеристики

Список файлов курсовой работы