Применение технологии НТ с целью промывки (очистки) забоя скважин от песчаных пробок на Холмогорском месторождении

СОДЕРЖАНИЕ

	СТР.
ВВЕДЕНИЕ	7
1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ	9
1.1 Общая характеристика  района	9
1.2 История освоения  месторождения	12
2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ  ЧАСТЬ	14
2.1 Геологическая характеристика  месторождения	14
2.1.1 Стратиграфия	14
2.1.2 Структурно-тектонические  особенности	18
2.2  Характеристика  продуктивных пластов	22
2.3 Свойства пластовых  жидкостей и газов	35
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ  ЧАСТЬ	36
3.1 Основные проектные  решения по разработке месторождения	36
3.2 Состояние разработки  и фонда скважин Холмогорского  месторождения	42
3.3 Контроль за разработкой Холмогорского месторождения	47
4. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ	57
4.1 Конструкция  типовой скважины	57
4.2 Оборудование  для работы с гибкими НКТ	59
4.2.1 Функции  и характеристики наземного оборудования	59
4.2.2 Регистрируемые параметры	67
4.2.3 Скважинное  оборудование для работы с  гибкими НКТ	70
5. СПЕЦИАЛЬНАЯ  ЧАСТЬ	72
5.1 Опыт применение  установок с непрерывной трубой  при ремонте скважин в ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»,ТПДН «Холмогорнефть»	72

 

5.2 Промывка скважины	73
5.2.1 Критерии расчета  при проектировании работ	73
5.2.2 Несущая способность  промывочных жидкостей	79
5.2.2.1 Вертикальные скважины  и скважины с незначительным  углом отклонения от вертикали	82
5.2.2.2 Скважины со значительным  углом отклонения от вертикали	83
5.3 Промывка скважины  с использованием пен	88
5.3.1 Влияние многофазного  потока	88
5.3.2 Краткие сведения  о пенах	91
5.3.3 Практическое применение	93
5.3.4 Основные критерии  расчета	93
5.3.5 Упругие свойства  пен при циркуляции в скважине	95
5.3.6 Гидростатическое  давление, создаваемое пенной системой  в стволе скважины	95
5.3.7 Плотность и дисперсность  пен	98
5.3.8 Характеристики ПАВ	99
5.3.9 Незамерзающая пенообразующая  жидкость	102
5.4 Гидромониторные инструменты	104
5.4.1 Различные конструкции гидромониторного инструмента	105
5.4.2 Основные критерии  выбора гидромониторного инструмента	106
5.4.3 Основные расчеты	109
5.5 Лабораторные исследования и анализ процессов происходящих при промывке скважин	114
5.5.1 Постановка вопросов	114
5.5.2 Взаимосвязь скорости подъема «НТ» и выноса твердых частиц	115
5.5.3 Гидравлический расчет	119
5.5.4 Влияние типа промывочного инструмента	122
5.5.5 Влияние размера твердых частиц	123

 

5.5.6 Влияние вида промывочной жидкости	124
5.5.7 Влияние угла отклонения	128
6. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ	129
6.1 Характеристика проектных решений	129
6.2 Методика расчета экономических показателей эффективности применения колонны гибких труб	129
6.3 Расчет показателей экономической эффективности	132
6.4 Анализ  чувствительности проекта к риску	135
7. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ  ПРОЕКТА	144
7.1. Обеспечение безопасности  работающих	144
7.2 Санитарные требования	157
7.3  Экологичность проекта	164
7.3.1 Влияние работ на  окружающую среду	164
7.3.2 Выполнение природоохранных мероприятий	166
7.3.3 Оценка экологичности  проекта	168
7.3.4 Чрезвычайные ситуации	170
ВЫВОДЫ  И РЕКОМЕНДАЦИИ	176
СПИСОК  ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ	177

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Дипломный проект разработан в соответствии с Методическими  указаниями…[8], РД 153-39.0-083-01[14], РД 153-39-023-97[15], Правилами безопасности…[13].

В настоящее время  во всем мире при бурении, закачивании, эксплуатации и ремонте скважин  все большую популярность приобретает  использование установок «Непрерывная труба» (НТ). Благодаря своим высоким эксплуатационным качествам, легкой приспосабливаемости к работе и преимуществам экологического характера, НТ становятся в последние годы  эффективным средством решения множества задач при выполнении нефтегазопромысловых операций. Эти достоинства НТ в свою очередь сказываются на экономических показателях, обеспечивая существенную экономию затрат.

Основными преимуществами НТ по сравнению с традиционным КРС  являются:

- значительное сокращение  времени и стоимости капитального  ремонта скважин;

- большая мобильность  и компактность оборудования;

- возможность проведения  работ без проведения спуско-подъемных  операций эксплуатационных НКТ;

- безопасность проведения  работ (все работы проводятся  при закрытом устье);

- экологическая безопасность (замкнутая циркуляционная система);

К недостаткам установки  НТ можно отнести:

- невозможность проворота  гибкой трубы, что усложняет  проведение некоторых видов работ;

 

При бурении и эксплуатации скважин неизбежно возникновение  песчаных пробок в стволе и на забое, оказывающих негативное влияние на производительность скважин. Наиболее эффективным и широко распространённым в последнее время средством решения данной проблемы является внедрение технологии НТ.

Цель данного  дипломного проекта состоит в  том, чтобы доказать эффективность применения технологии  НТ с целью промывки (очистки) забоя скважин от песчаных пробок на Холмогорском месторождении. 

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

 

1. Характеристика района работ

 

Территориально Холмогорское месторождение расположено в  Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 120 км к северо - востоку от г.Сургута и 90 км к юго-западу от г. Ноябрьска, в крупном нефтедобывающем районе, в пределах которого находится большое количество месторождений, находящихся в промышленной разработке. Наиболее крупные из них Карамовское (в 35 км к северу от Холмогорского), Федоровское, Тевлинско - Русскинское, Когалымское (в 40 км к югу), Южно-Ягунское (в 45 км на юго-юго-восток) и Дружное (в 65 км на юго-восток).

Город Ноябрьск имеет: аэропорт который находится в 3 километрах к югу от города, железнодорожные пути в восточной части города с направлением на юг и север (рис. 1.1).

В орографическом отношении  описываемая территория представляет собой пологую озерно-аккумулятивную равнину, абсолютные отметки поверхности которой колеблются от +60 м на юге до +90 м на севере.

Гидрографическая сеть образована рекой Тромъеган и  ее притоками. Из-за равнинности рельефа  и слабого дренажа широко распространены болота и многочисленные озера. Рассматриваемый район характеризуется резко континентальными климатическими условиями, которые формируются под влиянием холодных воздушных масс Полярного бассейна и теплого воздуха Азиатского материка. Зимой преобладают ветры южного и юго-западного направлений, летом - северные. Климат района отличается коротким летом и продолжительной холодной зимой. 

Самый холодный месяц - январь (среднемесячная температура - 23°С), самый теплый - июль (+16°С). Минимальная  температура достигает -54°С, максимальная +35°С. Среднегодовое количество осадков 482 мм. Устойчивый снежный покров образуется  в третьей декаде декабря и держится порядка 200 дней. Глубина промерзания почвы 1,3-1,7 м. Данная территория относится к районам России с избыточным увлажнением (общее увлажнение 700 мм/год, испарение 500 мм/год, таким образом, создается излишек влаги 200 мм/год). Месторождение находится в  зоне  островного  залегания многолетнемерзлых пород со среднегодовой температурой - 3-4 °С.

Район месторождения  расположен в средней тайге с  преобладанием хвойных пород. Основные массивы лесов (кедр, лиственница, сосна) сосредоточены на приподнятых участках рельефа и вдоль речных террас.

На водораздельных участках преобладают болотные ассоциации с  отдельными островками карликового леса (сосна, береза). Залесенность площади около 15%.

В последние десятилетия  численность населения в районе резко возросла в связи с развитием нефтедобывающей промышленности, плотность расселения остается крайне неравномерной. Основная часть населения занята в нефтедобывающей промышленности и сельском хозяйстве; развиты рыболовство и охота.

По территории района, в 50 км восточнее месторождения, проходит трасса газопровода Уренгой-Челябинск, а также ряд трасс местного значения. От Холмогорского месторождения на юг уходит трасса нефтепровода на Федоровское месторождение. Холмогорское месторождение связано с городом Сургутом бетонной дорогой.

В пределах Холмогорского  месторождения разведано два  месторождения песка и месторождение глин. Запасы песка по категории С2 оценены на одном из них в 11 млн.м³ , на другом - в 2 млн.м³. Запасы глин оценены по категории С2 в 3 млн.м³. Песок используется для отсыпки дренирующего слоя автодорог и приготовления строительных растворов.

 

 

Рис. 1.1. Обзорная схема района работ Холмогорского месторождения

 

Для целей водоснабжения  практический интерес представляет шестой гидрогеологический комплекс, приуроченный к отложениям олигоценового и четвертичного возраста, который повсеместно распространен в пределах Западно-Сибирского артезианского бассейна.  Бассейн содержит два основных водоносных горизонта - четвертичный и новомихайловский. Первый из них (верхний) имеет толщину песчаных пород 46-62 м. Ввиду низкодебитности скважин и загрязненности поверхностными водами четвертичный водоносный горизонт используются для удовлетворения технических нужд и водоснабжения небольших групп потребителей при условии соблюдения санитарно-гигиенических норм. Залегающий ниже новомнхайловский водоносный горизонт расположен на глубине 75-105 м и имеет толщину водоносного пласта в среднем около 30 м. Санитарное состояние его вод удовлетворительно, с ним связаны разведанные запасы пресных подземных вод.

 

1.2  История освоения  месторождения

 

1 июля 1978 года согласно  приказу "Главтюменьнефтегаза" и производственного управления "Сургутнефтегаз" было создано нефтегазодобывающее управление "Холмогорнефть" - первое структурное звено будущего производственного объединения «Ноябрьскнефтегаз», а началось освоение Холмогорского месторождения с другого приказа: о создании в НГДУ "Сургутнефть" центральной инженерно-технологической службы № 2, возглавлять которую было поручено Виктору Андреевичу Городилову. В конце марта 1975 года, на реке Иту-Яха высадился первый десант, и началось строительство поселка Холмы, названного так по имени месторождения, освоением которого занялись 184 человека - нефтяники и строители. Строили поселок и добывали нефть одновременно: уже летом 1975 года в нефтяную артерию страны влились первые тонны холмогорской  

нефти. Почетное право открыть задвижку скважины было предоставлено опытному оператору по добыче Ф. И. Гаврилову.

К осени в поселке  уже были построены вертолетная  площадка, столовая, баня, котельная, пробурена артезианская скважина, сданы первые пятнадцать коттеджей. В первый год эксплуатации на Холмогорском месторождении было введено 49 скважин, из них добыто 822 тысячи тонн нефти.

С этого времени развитие нефтегазового региона пошло  бурными темпами. 1981 год - ввод Карамовского месторождения, в 1985 вошло встрой Пограничное, в 1988 - Западно-Ноябрьское, в 1994 - Средне-Итурское. В 1995 году начато разведочное бурение Спорышевского месторождения, а в декабре 1995 года - Источно-Имилорского месторождения.

Сегодня в составе "Холмогорнефти" семь нефтегазодобывающих цехов, а всего в подразделениях управления работают четыре тысячи человек - нефтедобытчиков, геологов, транспортников, энергетиков, строителей. Отметили двадцатилетний юбилей управления технологического транспорта № 5 и "Холмогорэнергонефть" - первые структурные подразделения, созданные в ТПДН. Более пятидесяти процентов работающих - ветераны, это помогает сохранить преемственность, стремление к достижению высоких результатов. А о том, что такие результаты действительно есть, говорят цифры: за время работы нефтегазодобывающим управлением "Холмогорнефть" добыто более 164 миллионов тонн нефти или 41% в общей добыче нефти ОАО “Ноябрьскнефтегаз”.

Таким образом, Холмогорское месторождение открыто в 1973 году. Промышленная нефтеносность связана  с валанжинскими песчано-глинистыми отложениями (пласты БС₁₀ и БС₁₁).

В опытную эксплуатацию месторождение введено в 1976 году. В промышленную разработку в 1978 году на основании Миннефтепрома № 651 от 28.12.78 года и согласно техсхемы разработки, составленной СибНИИНП. 

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ  ЧАСТЬ

 

2.1 Геологическая характеристика месторождения

 

2.1.1 Стратиграфия

 

В геологическом строении месторождения принимают участие отложения мезозойской группы и кайнозойской группы, представленного юрскими, меловыми, палеогеновыми и четвертичными отложениями.

Ниже приводится краткое  описание особенностей геологического строения месторождения.

Породы палеозойского фундамента на Холмогорском месторождении не вскрыты.

Мезозойская группа

Юрская  система (J):

Отложения юрской системы  представлены всеми тремя отделами. В составе юрских отложений выделяются тюменская, васюганская, георгиевская и баженосвкая свиты. Нижний отдел и низы среднего отдела (тюменская свита) представлена переслаиванием серо-цветных песчаников, алевролитов и  аргиллитов. В  кровле свиты залегает пласт ЮС 2.

Васюганская  свита,  сложена  в  основании  аргиллитами, в  верхней  части чередованием песчаников темно - серых,  алевролитов   и   аргиллитов, толщина свиты: 50 метров.

Георгиевская свита, представлена аргиллитами черными, толщина свиты: 15 метров.

Баженовская свита, представлена битуминозными аргиллитами. При  испытании её в скважине получена вода с плёнкой нефти, толщина свиты: 18-21 метров.

 

Меловая  система (К):

Отложения меловой системы  представлены тремя отделами: нижним, средним и верхним.

Нижний мел (К₁)

В разрезе нижнемеловых отложений выделяется: мегионская свита  и низы вартовской свиты. Мегионская  свита,  сложена преимущественно  глинистыми  породами, лишь в основании и верхах залегают прослои песчаников и  алевролитов. В верхней части мегионской свиты на Холмогорском  месторождении выделены песчаные пласты БС10-15. Пласты БС₁₀¹, БС₁₁¹ и БС₁₁² являются промышленно нефтеносными. Пласт БС₁₀ перекрывается пачкой  чеускинских  глин.

Вартовская свита, представлена двумя подсвитками: нижней, объединяющей песчаные пласты, именуемые как группа “Б” и верхней - группа “А”. Нижняя свита, сложена переслаиванием песчаников, аргиллитов и алевролитов. Верхняя подсвита, сложена переслаиванием глин и аргиллитов с песчаниками и алевролитами, толщина вартовской свиты: 358-431 м.

Средний мел (К₂)

К отложениям среднего отдела меловой системы относят: алымскую свиту и нижнюю часть покурской свиты.

Алымская свита  в низах представлена аргиллитами, выше по разрезу происходит   опесчанивание  пород.

Низы покурской свиты, представлена неравномерным чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов, плотных аргиллитоподобных глин и глинистых известняков. Породы преимущественно серые, реже темно-серые, иногда встречаются зеленоватые разности.

Верхний мел (К₃)

В разрезе отложений  верхнего мела выделяют кузнецовскую, березовскую и ганькинскую свиты. 

Кузнецовская свита, сложена пачкой тёмно-зелёных морских глин, с линзами глауконитовского песка, толщина свиты: 34-44 метров.

Березовская свита, сложена глинами серыми, с зеленовато-голубоватым  оттенком, слабо алевритистыми, с  зернами глауконита, конкрециями сидерита, с редкими прослоями опоковидных глин и опок. В породах березовской свиты встречаются комплексы фораминифер, радиолярий, морских пелеципод. По возрасту вмещающие их отложения относятся к коньякскому, сантонскому и компанскому векам, общая толщина березовской свиты: 159-181 метров.

Ганькинская свита, представлена морскими глинами серого и темно-серого цвета с прослоями глинистых мергелей и слабосцементированных алевролитов, толщина свиты  139 м.

Кайнозойская группа

Палеогеновая система:

Разрез палеогеновых отложений сложен мощной толщей палеоценового (талицкая  свита), эоценового (люлинворская и нижняя часть тавдинской и атлымской свиты) и олигоценового (новомихайловская и туртасскаясвита) возраста.

Отложения нижней части  системы представлены морскими осадками и только в верхней части олигоцена развиты породы прибрежно-морского и континентального происхождения.

Палеоцен

Отложения палеоцена  представлены талицкой свитой, которая  выделяется в основании палеогеновых отложений. Сложена глинами темно-серыми, иногда с буроватым оттенком, алевритистыми, плотными.  Встречаются мелкие единичные линзы известковистого песчаника, общая толщина свиты: 133-150 метров.

 

Эоцен

Люлинворская свита  объединяет морские глинистые осадки нижнего и верхнего эоцена. Люлинворская свита, сложена глинами серыми и темно-серыми, тонко отмученными, алевритистыми, в основном, в верхней части. Иногда встречаются гнезда глауконита и включения диатомитов, толщина люлинворской свиты: 139-215 метров.

Тавдинская свита согласно залегает на люлинворской свите. Отложения ее приурочены к верхнему эоцену и нижнему олигоцену. Сложена глинами в нижней части серовато-зелеными, листоватыми, алевритистыми с прослойками алевритов и линзами глинистого сидерита и известняка. В глинах тавдинской свиты встречается фауна пресноводных остракод, единичные песчаные и известковистые фораминиферы, а также спорово-пыльцевые комплексы верхнего эоцена и нижнего олигоцена. Толщина тавдинской свиты около 170 м.

Олигоцен

Разрез олигоцена представлен  отложениями атлымской, новомихайловской и туртасской свит, сложенными темно-зеленовато-серыми глинами, зеленовато-серыми алевролитами, светло-серыми песками, толщина отложений олигоцена 100 метров.

Четвертичная система:

Комплекс пород мезозойско-кайнозойского  осадочного чехла завершается осадками четвертичного возраста, которые сплошным чехлом покрывают почти всю территорию Западно-Сибирской равнины. На размытой поверхности палеогеновых отложений залегают пески серые и зеленовато-серые с прослоями синевато-серых алевритистых глин, с включениями лигнина. Это пойменные отложения, наносы террас, торфяно-болотные образования, толщина четвертичных отложений до 50-110 м.

 

2.1.2 Структурно-тектонические  особенности

 

Согласно тектонической  схеме, составленной ЗапСибНИГНИ в 1985 году (под редакцией И. И. Нестерова), рассматриваемый район располагается в пределах северо-восточного склона Сургутского свода. По подошве мезозойских отложений свод представляет собой асимметричную структуру I порядка субмеридионального простирания. Амплитуда свода изменяется в пределах 275-300 м на востоке и 375-400 м на западе. На севере свод примыкает к Северо-Сургутской моноклинали, на востоке отделяется от Нижневартовского свода Ярсомовским мегапрогибом и Юганской впадиной, на юге отделяется от Демьяновского свода Чупальской седловиной.

Северо-восточный склон  Сургутского свода осложнен рядом  структур III порядка, к одной из которых приурочено Холмогорское месторождение. Холмогорская структура - куполовидная складка неправильной формы, преимущественно северо-восточного простирания, оконтуренная замкнутой сейсмоизогипсой - 2900 м. Размеры Холмогорской структуры составляют порядка 20´17,5 км при высоте около 80 м.

Геологический разрез Холмогорского  месторождения сложен мощной толщей (более 3000 м) песчано-глинистых осадочных пород мезо-кайнозоя, подстилаемых эффузивами пермо-триаса. В разрезе преобладают глины, в нижней части аргиллитоподобные, аргиллиты, а также алевролиты и песчаники. Встречаются прослои небольшой толщины известковистых аргиллитов и известняков.

Промышленная нефтеносность на Холмогорском месторождении связана с мегионской свитой нижне-мелового отдела меловой системы. В разрезе мегионской свиты выделяется несколько характерных пачек. Нижние три пачки сложены преимущественно глинистыми породами - аргиллитоподобными глинами и аргиллитами с подчиненными прослоями алевролитов и песчаников. Четвертая пачка представлена чередованием  

песчаников и алевролитов с аргиллитами и аргиллитоподобными глинами. К этой части разреза и приурочены регионально нефтеносные горизонты БС₁₀ и БС₁₁, содержащие все промышленные запасы Холмогорского месторождения. При этом основные запасы сосредоточены в более продуктивном нижезалегающем горизонте БС₁₁.

В научных публикациях  и отчетах научно-исследовательских  организаций утверждается, что отложения горизонта БС₁₁ Холмогорского месторождения, также как и отложения аналогичных горизонтов Суторминского и Карамовского месторождений, формировались в условиях прибрежного морского мелководья. При этом в процессе формирования осадков выделяется два этапа.

Первоначально в условиях обильного привноса терригенного материала образовались крупные песчано-алевритисто-глинистые тела неоднородного строения, характеризующиеся высоким содержанием пелитовой фракции.

На втором этапе при  относительном поднятии морского дна и изменения береговой линии в результате волнений морской среды произошел перемыв верхней части накопленных отложений с формированием баровых тел, забаровых лагун, отмелей и других, характерных для подобных условий осадков. При этом осадки нижней части горизонта БС₁₁ при перемыве практически не были затронуты. Это дало основание провести разделение горизонта БС₁₁ на две части: более опесчаненную и монолитную верхнюю часть выделить как самостоятельный пласт BC₁₁¹_, а нижнюю более глинистую и неоднородную - как пласт БС₁₁²).

Данная концепция условий  формирований продуктивных отложений  предложена СибНИИНП при подсчете запасов  Холмогорского месторождения, утвержденного ГКЗ в 1988 году.

Породы-коллектора горизонтов БС₁₀ и БС₁₁ на 75-90% сложены кварцем и полевошпатовыми минералами от среднезернистой до  

алевритовой размерности. По данным 70 определений керна горизонта БС₁₀ гранулометрический состав породы следующий: 60% зерен имеют размер 0,25 - 0,1 мм, 20% зерен 0,1 - 0,05, по 10% зерен 0,05 - 0,001 и менее 0,01 мм. Примерно такое же распределение размера зерен и по 260 определениям керна из горизонта БС₁₁, но здесь отмечено 3,5% зерен с размером более 0,25 мм.

Глинистый материал цемента  коллектора в основном сложен минералами каолинита и хлорита с примесью гидрослюды и со следами смешанно-слойных образований ряда гидро-слюда-монтмориллонит.

Пласты БС₁₀¹ и БС₁₁¹ представляют собой относительно монолитные, обычно песчаные отложения, внутри которых прослеживается один - два маломощных прослоя, сложенных крепкими, предположительно известковистыми песчаными прослоями без признаков нефти. Пласты БС₁₀ и БС₁₁ имеют иное строение. Первый из них – БС₁₀, залегающий ниже БC₁₀¹ обычно сложен одним небольшим прослоем алевролита. Пласт БС₁₁², самый нижний в разрезе, имеет значительно более сложное строение. Часто он представляет собой пачку переслаивания алевролитовых и глинистых пород, причем количество проницаемых слоев может меняться от трех-четырех до шести-восьми.