Анализ причин обрывности штанговой колонны при эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ, и мероприятия по увеличению МРП скважин на примере Аллагуловского месторождения

скачать (11404.4 kb.)

  1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   14
Содержание
Введение

1. Геологический раздел

1.1 Краткая характеристика геологического строения промыслового объекта

1.2 Характеристика емкостно-коллекторских свойств продуктивных отложений

1.3 Состав и физико - химические свойства флюидов

2. Технико-технологический раздел

2.1 Краткий анализ состояния разработки эксплуатационных объектов

2.2 Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин

2.3 Обобщение основных факторов влияющих на эксплуатацию скважин ШСНУ на промысловом объекте

2.4 Анализ причин выхода из строя скважин, оборудованных ШСНУ

2.5 Исследование скважин, оборудованных шсну. типичные динамограммы скважин промыслового объекта. периодичность проведения исследования

3. Расчетный раздел

3.1 Подбор оборудования для эксплуатации шсну. расчет параметров работы и надежности ШСНУ

3.2 Направления совершенствования эксплуатации шсну предлагаемые мероприятия

3.3 Расчет прелагаемого метода увеличения мрп скважин

3.4 Выводы и рекомендации по дальнейшей эксплуатации скважин ШСНУ

Заключение

Литература

Обозначения и сокращения
Введение
Эксплуатация нефтяных скважин ШСНУ наиболее распространенный способ добычи нефти, охватывающий более 70 процентов действующего фонда скважин в ОАО НГДУ "Ульяновскнефть”. Поэтому надежность эксплуатации этих установок в различных геолого-физических условиях скважины во многом будет определять показатели процессов добычи нефти.

Факторов влияющих на работу ШСНУ много: начиная от конструкции скважины, до процессов, проходящих в самом пласте. Совокупность всех осложнений приводит к резкому снижению эффективности работы ШСНУ. Особенно актуальна эта задача для рассматриваемого в работе Аллагуловского нефтяного месторождения.

Целью представленной работы является анализ причин обрывности штанговой колонны при эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ и мероприятия по увеличению МРП скважин.

Основной целью предлагаемой работы является выявление основных причин выхода из строя скважин, оборудованных ШСНУ, подбор оборудования для эксплуатации ШСНУ, расчет параметров работы ШСНУ, а также направления совершенствования эксплуатации ШСНУ и предлагаемые мероприятия.

Для решения поставленных задач были использованы такие методы исследования как, теоретический анализ отечественной литературы, условия эксплуатации ШСНУ и расчет параметров работы и надежности ШСНУ.


1. Геологический раздел

1.1 Краткая характеристика геологического строения промыслового объекта



В административном отношении Аллагуловское нефтяное месторождение расположено на территории Мелекесского района Ульяновской области в 30 километров к востоку от города Димитровграда. Стратиграфическое расчленение разреза произведено согласно унифицированной стратиграфической схеме Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (ВУНГП, 1988 год), принятой на заседании межведомственного стратиграфического комитета (МСК) в 1988 году.

В целом геологический разрез месторождения является типичным для северных районов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции и по этой причине приводимые ниже литолого-стратиграфические характеристики изложены в сокращенном виде.

Геологический разрез месторождения изучен по материалам 22 поисково-разведочных и эксплуатационных скважин. В геологическом строении месторождения принимают участие отложения девона, карбона, перми, юры, неогена и четвертичные.

Архейский кристаллический фундамент непосредственно на территории Аллагуловского месторождения не вскрыт. Его описание приводится по соседней скважине номер 2 Северо-Филипповской, расположенной к западу от месторождения. Глубина вскрытия кристаллического фундамента составляет 2431 метр. Он представлен красноцветными биотит-плагиоклазовыми гранитами, гранодиоритами и гранитогнейсами. Вскрытая толщина составляет 59 метр. На его поверхности залегают сильно метаморфизованные породы протерозоя (рифея). Максимальная глубина скважины, пробуренной на месторождении, составляет 2408 метр (скважина номер 160), где вскрыты рифейские отложения протерозоя. Они представлены песчаниками розовыми, красноватокоричневыми крупнозернистыми крепкосцементированными с прослоями алевролитов и сланцев глинистых. Вскрытая толщина рифейских отложений составляет 48-59 метра. Отложения девонской системы делятся на три отдела: нижний, средний и верхний. Отложения нижнего девона в геологическом разрезе месторождения отсутствуют. Средний отдел (выделяется в объеме живетского яруса. Литологически он представлен переслаиванием песчаников серых мелкозернистых, алевролитов и аргиллитов зеленовато-серых с прослоями мергелей и известняков. Толщина живетских отложений составляет 69-91метр. На размытой поверхности живетского яруса залегают терригенные отложения франского яруса верхнего девона общей толщиной 300-380 метров.

Выше по разрезу залегают карбонатные отложения турнейского яруса нижнего карбона. Толщина отложений до 194 метра.

На его размытой поверхности залегают терригенные отложения бобриковского горизонта яснополянского надгоризонта нижневизейского подъяруса, представленные пластами слабосцементированных песчаников и алевролитов, переслаивающихся и замещающихся прослоями глин и аргиллитов. Песчаники кварцевые, мелко - и среднезернистые, пористые. Тип коллектора поровый. К ним приурочена промышленная залежь нефти (пласт Б2, общей толщиной от 2,2 до 11,2 метра).

Выше по разрезу залегают отложения тульского горизонта, которые подразделяются на нижнюю терригенную и верхнюю карбонатную пачки. Толщина горизонта 10-15 метров.

Верхневизейский подъярус представлен в объеме окского надгоризонта, сложенного, в основном, карбонатными отложениями толщиной 130-220 метра.

Средний отдел каменноугольной системы включает в себя башкирский и московский яруса.

скважина штанговая колонна обрывность

Отложения башкирского яруса вскрыты всеми пробуренными скважинами. Общая толщина яруса 40-50 метров. К верхней части карбонатных отложений яруса приурочена промышленная нефтяная залежь (пласт А4). Коллекторами являются известняки органогенно-обломочные, иногда биохемогенные, прослоями глинистые, участками с хаотичной микротрещиноватостью. Тип коллектора поровый, местами порово-трещинный.

Верейский горизонт московского яруса залегает на размытой поверхности башкирского яруса. Между залежами нефти верейского горизонта и башкирского яруса залегают глины, толщиной 7,6-15,1 метра (в среднем 9,4 метра), которые являются региональным разделом по всей Мелекесской впадине. Над ними залегают органогенные, органогенно-обломочные и микрокристаллические известняки с прослоями аргиллитов, к которым приурочена нефтяная залежь пласта А3. Выше залегает пачка глин (толщина 3,4-12 метра, в среднем 6,3 метра), которая еще выше по разрезу вновь переходит в пласт органогенных и органогенно-обломочных известняков (промышленный нефтяной пласт А2).

Тип коллекторов пластов А2 и А3 поровый, микротрещины встречаются хаотично. Завершается горизонт глинистой пачкой толщиной до 20 метра. Общая толщина 40-60 метров.

Каширские и верхнекаменноугольные отложения представлены известняками, доломитами с прослоями глин, общей толщиной 460-480 метров.

Выше по разрезу залегают отложения пермской системы, которые представлены нижним и верхним отделами. В нижнем отделе выделяются ассельский и сакмарский, а в верхнем  казанский и татарский ярусы. Ассельский и сакмарский ярусы сложены гипсами и известняками, известняками мелкозернистыми. Средняя толщина соответственно 80 и 19 метров. Казанский ярус сложен известняками и доломитами с прослоями гипса и ангидрита. Толщина отложений казанского яруса составляет 122-155 метра. Разрез татарского яруса толщиной в среднем 103-116 метра сложен глинами коричневатыми известковистыми и алевролитами с прослоями мергелей и песчаников.

Отсутствие в разрезе артинских, кунгурских и уфимских образований свидетельствует о большом перерыве в осадконакоплении на границе ранней и поздней эпох.

На размытой поверхности татарского яруса залегают терригенные породы юрской системы толщиной до 280 метров.

Выше, с резким угловым несогласием, залегают терригенные отложения неоген-четвертичной системы представленные песками серыми средне - и крупнозернистыми. Средняя толщина неоген-четвертичной системы 84метров.

Запасы по промышленным категориям были подсчитаны по пластам А3 верейского горизонта, А4 башкирского яруса и Б2 бобриковского горизонта, утверждены ЦКЗ Министерства природных ресурсов в 1997 году по трем куполам - Аллагуловскому, Ново-Аллагуловскому и Южно-Аллагуловскому. Причем пласт А3 рассматривался совместно с пластом А2 как единый объект подсчета запасов.

На тот момент Аллагуловская структура представляла собой многокупольное поднятие. На собственно Аллагуловском куполе в сводах выявленных вершин пробурены поисковые скважины 39, 40, 41, 42. На Южно-Аллагуловском поднятии пробурены поисковые, разведочные скважины 3, 102, 160 и шесть эксплуатационных: 205, 206, 207, 208, 209, 210.

Для уточнения морфологии Аллагуловской структуры в ее пределах неоднократно проводились сейсморазведочные работы (МОГТ), последние в 2005 году (3D). По состоянию на 1.01.2010 года на месторождении дополнительно пробурено 8 скважин на Южно-Аллагуловском куполе.

Геолого-промысловый материал, полученный в процессе бурения этих скважин, позволил детализировать структурные построения по всем ранее выявленным залежам нефти, уточнить отметки водонефтяных контактов, размеры залежей нефти, нефтенасыщенные объёмы и, соответственно, геологические запасы нефти в них содержащиеся.

В результате анализа данных сейсморазведочных работ Аллагуловское поднятие распалось на два купола с вершинами в районах скважин 39 и 40. Причем купол в районе скважины 40 объединился с Ново-Аллагуловским поднятием в единую брахиантиклинальную складку. Южно-Аллагуловская структура осложнена тремя поднятиями.

Кроме того, корреляция разреза верейских отложений позволила выделить новый продуктивный пласт А1, а также вместо одного пласта А3 - два: А2 и А3, и подсчитать запасы нефти и попутного газа.

Приуроченность залежей нефти к поднятиям месторождения неравномерная: залежи с промышленным нефтенасыщением принадлежат Южно-Аллагуловскому куполу. На Аллагуловском куполе, в районе скважины 40, в пласте А1 по геофизическим данным коллектор отсутствует, в скважине 41 характер насыщения коллектора (1,6 метра) определить не удалось. Пласты А2 и А3 в районе скважины 39 имеют толщину коллектора всего 0,6 и 0,8 метра соответственно и неопределенный характер насыщения. По пласту В1 турнейского яруса запасы нефти на балансе ОАО "Ульяновскнефть" не числятся. Образцы известняка насыщенного нефтью отобраны в скважинах 3, 102, 160.

Опробование пласта В1 турнейского яруса проводилось в нескольких скважинах. Так в поисковой скважине номер 3 Южно-Аллагуловского купола при опробовании интервала 1474-1479 (1380-1395) метра получен приток пластовой воды с нефтью дебитом 0,75 м3/сутки. При повторном опробовании этого же интервала с помощью КИИ-95 получили приток воды дебитом 1,2 м3/сутки. Опробование более высокого интервала 1468,4-1472 (1369,4-1373) метра оказалось успешным, дебит нефти составил 2,7 м3/сутки. В скважине 102 перфорация пласта В1 проводилась неоднократно.

В скважине 41, ранее относящейся к Ново-Аллагуловскому поднятию, шесть попыток опробования пласта В1 оказались не эффективными, получен приток пластовой воды со сгустками вязкой нефти. Образцы известняка нефтенасыщенного отобраны в этой скважине из интервала

В скважине 39, ранее относящейся к Аллагуловскому куполу, отобран керн из интервала 1479-1487 (1402,9-1410,9) метра без признаков нефтенасыщения. Неоднократные опробования перфорацией интервала 1496,5-1500,5 (1420,4-1424,4) метра (приток пластовой воды) и 1467-1489 (1390,9-1412,9) метра (приток жидкости дебитом 3,1 м3/сутки, из них нефти 0,98 м3/сутки) показали отсутствие промышленных запасов нефти в пласте В1 турнейского яруса.

В связи с затруднениями связанными с интерпретацией материалов ГИС (не полный комплекс исследований) и невозможностью получения промышленного притока нефти, залежь нефти пласта В1 турнейского яруса в настоящей работе не рассматривается.

Общая толщина пласта А4 составляет 38,7-47,1 метра. В разрезе выделяется от 5 до 11 проницаемых прослоев толщиной 0,4-8 метров.

На Южно-Аллагуловском куполе пробурено 17 скважин, расположенных в присводовой части структуры. По геолого-промысловым материалам кровля пласта А4 представляет собой брахиантиклинальную складку, ориентированную в северо-западном направлении и осложненную серией небольших куполов. За период с1997 по 2007 год пробурено дополнительно 14 скважин (всего 17). Геолого-промысловый материал, полученный в процессе бурения этих скважин, позволил детализировать структурные построения и уточнить границы залежи.

Граница водонефтяного контакта по материалам ГИС всех пробуренных скважин изменяется от 1055 (в скважине 214) до 1069,4 метров (в скважине 207).

Пласт А4 самостоятельно опробовался в разные годы в скважинах 3, 102, 160, 204 и 205. При нижних отверстиях перфорации, минус 1059,1 метра, 1054,5, 1059,9, 1056,7 и 1053,4 метра соответственно, получены притоки нефти, а в скважине 200 приток минерализованной воды при минус 1057,2 метра. Вероятно, в результате перфорации, произошло нарушение цементного кольца, что и вызвало прорыв пластовой воды. По башкирскому ярусу Аллагуловского поднятия на балансе числятся запасы нефти по залежи, приуроченной к району скважины 40 с границей залежи на абсолютной отметке минус 1066 метров. Нефтенасыщение выявлено в скважине 40 (толщина 5,2 метра). Приток нефти дебитом 2,5 м3/сутки был получен в скважине при нижнем отверстии перфорации абсолютной отметки минус 1062,8 метра. По типу залежь относится к пластово - сводовым.

Таким образом, рассмотрели строение продуктивных пластов Аллагуловского месторождения. Учитывая многопластовость Аллагуловского месторождения, важной особенностью является возможность использования пробуренного фонда скважин для этих обоих из продуктивных отложений. Архейский кристаллический фундамент непосредственно на территории Аллагуловского месторождения не вскрыт. Он представлен красноцветными биотит-плагиоклазовыми гранитами, гранодиоритами и гранитогнейсами. Отложения нижнего девона в геологическом разрезе месторождения отсутствуют. Выше по разрезу залегают отложения тульского горизонта, которые подразделяются на нижнюю терригенную и верхнюю карбонатную пачки. Отложения башкирского яруса вскрыты всеми пробуренными скважинами. Тип коллекторов пластов А2 и А3 поровый, микротрещины встречаются хаотично. Каширские и верхнекаменноугольные отложения представлены известняками, доломитами с прослоями глин. Выше по разрезу залегают отложения пермской системы, которые представлены нижним и верхним отделами. В нижнем отделе выделяются ассельский и сакмарский, а в верхнем  казанский и татарский ярусы. Ассельский и сакмарский ярусы сложены гипсами и известняками, известняками мелкозернистыми.
  1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   14



Рефераты Практические задания Лекции
Учебный контент

© ref.rushkolnik.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации