Материал: Технология промывки песчаных пробок на скважинах Кульсаринского месторождения

Сантонский ярус (К₂sn). Литологически отложения сантона представлены глинами, мергелями и мелом. Глины зеленовато-серые, плотные, известковистые с обломками раковин. Мел и мергели белые, светло-серые, плотные или крепкие. Мел встречается рыхлый, писчий. В этих породах отмечаются светло-серые глины, обломки раковин, гнезда пирита. Вскрытая мощность 40 м.

Кампанский ярус (K₂cp). Литологически отложения кампана представлены мергелями и мергелистыми глинами. Мергели зеленовато-белые, плотные, иногда крепкие, глинистые, глины зеленые, зеленовато-серые, плотные, известковистые. По всему разрезу встречаются кристаллы пирита. Вскрытая мощность составляет 97 м.

Масстрихитский ярус (K₂c). Литологически представлен большей частью мелом с небольшими прослоями мергелей в нижней части. Мел белый, плотный, писчий, глинистый. Мергели зеленовато-белые, серые с зеленоватым оттенком, плотные, глинистые. Встречаются обломки раковин и редкие кристаллы пирита. Вскрытая мощность маастрихта составляет 114 м.

Палеогеновая система (P)

Палеогеновая система представлена нижним и верхним отделами.

Палеоцен. Литологически палеоцен представлен глинами с прослоями и пропластками мергелей и известняков. Глины серые и зеленовато-серые, плотные, алевритистые, неслоистые, неравномерно известковистые. Мергели светло-зеленые, серовато-зеленые, плотные, глинистые. В глинах и мергелях встречаются отдельные кристаллы пирита, зубы и остатки рыб, очень много остатков радиалярий. Местами в нижней части палеоцена встречаются белые известняки датского яруса. Вскрытая мощность составляет 24 м.

Эоцен. Литологически сложен преимущественно глинами. Глины темно-серые, реже зеленовато-серые, плотные, алевритистые с обломками радиалярий с прослоями и гнездами светло-серого алеврита. В глинах встречаются обломки раковин, чешуя рыб, небольшие прослои серых, светло-серых алевролитов и зеленых мергелей. Общая мощность отложений палеогена по данным сейсморазведки, достигает 110 м.

Неогеновая система

Отложения неогена представлены породами акчагылского и апшеронского ярусов. Литологически они сложены песчано-глинистыми образованиями. Глины серые, зеленовато-серые, алевролитистые, карбонатные. Пески, песчаники, алевролиты преимущественно зеленоватого цвета, мелкозернистые, на глинисто- карбонатном цементе. Предполагаемая мощность отложений неогена составляет 300 м.

Четвертичная система

Отложения четвертичной системы на рассматриваемом районе развиты повсеместно и достигает мощностью 33 м. Литологически они сложены желтовато-серыми, сыпучими песками, глины буровато-серые, желтовато-серые, серые, с песчано-алевритовой примесью, песчанистые, сильно известковистые с галькой и обломками фаунов.

.3 Тектоника

Осадочный чехол Прикаспийской впадины обычно подразделяется на три резко различающихся структурно-литологическому комплексу:

. нижний - подсолевой, сложенный нижнепермскими и более древними породами;

1.      средний - солевой, представленный хемогенными осадками кунгурского яруса;

2.      верхний - надсолевой, в строении которого принимает участие отложения верхней перми и мезокайнозоя.

Докунгурские палеозойские отложения описываемого района изучены бурением слабо. Характер их строения в настоящее время изучается на основании проведения отражающих сейсмических горизонтов и другие приуроченных к различным частям палеозойского комплекса.

В результате структурного бурения выяснилось, что Кульсары представляет собой солянокупольную структуру, свод которой четко вырисовывается по VI отражающему горизонту. Сводовая часть купола осложнена уступом амплитудой в 400 м.

Минимальная отметка кровли соли в сводовой части по данным сейсморазведки составляет -1900 м, по данным бурения -1715 м, в скважине №1 северо-западный склон испытывает максимальное погружение в западном направлении до глубины -1600 м.

По надсолевым отложениям структура Кульсары сбросом амплитудой 300 м разбита на два крыла: северо-западное - приподнятое и юго-восточное - опущенное, соответствующие одноименным склонам соли.

Северо-западное крыло представляется полузамкнутым поднятием, оконтуренным по II отражающему горизонту изогипсой -900 м, по III отражающему горизонту изогипсой -1250 м, а по V отражающему горизонту изогипсой -1900 м. В пределах северо-западного крыла продуктивные горизонты не вскрыты.

Юго-восточное крыло осложнено тектоническим нарушением F₂ субширотного простирания, которое протягивается субпараллельно сбросу F₁, разбито на северное и южное поля, что обусловило образование в пределах этого крыла двух тектонически-экранированных ловушек по меловым отложениям.

Северное поле по II и III отражающим горизонтам оконтуривается изогипсами -950 м, и -1450 м.Размеры соответственно 0,25х0,75 км и 0,3х1,5 км, амплитуды 10 и 50 м.

В результате комплексной интерпретации данных бурения и сейсмики выделен радиальный малоамплитудный сброс с падением на юго-запад, который делит южное поле по II и III отражающим горизонтам на западный и восточный блоки.

Западный блок южного поля II отражающему горизонту оконтуривается изогипсой -975 м, размеры соответственно 0,3х0,7 км, амплитуда 20 м, III отражающий горизонт замыкается изогипсой -1450 м и имеет размеры 0,6х1,2 км амплитудой 40 м.

Восточный блок южного поля по II и III отражающим горизонтам оконтуривается изогипсами -975 и 1450 м. Размеры соответственно 0,4х1,3 км, 0,8х1,0 км, амплитуды 30 и 40 м.

Южное поле по V горизонту образует полузамкнутую структуру, оконтуривается изогипсой - 2000 м, имеет размеры 0,6х2,2 км, амплитуда

м.

В пределах юго-восточного крыла пробурены поисково-разведочные скважины, которые вскрыли продуктивные горизонты в альбских, аптских и неокомских отложениях.

В периферийной части юго-восточного крыла выделяется погребенное малоамплитудное тектоническое нарушение, которое экранирует антиклинальное поднятие по V горизонту.

Кульсары выполнен в основном четвертичными и пермотриасовыми отложениями и залегает моноклиналью, примыкает к южному склону соляного массива Тюлюс, Мунайлы. В данном соляном куполе Кульсары триасовые отложения имеют незначительную толщу, возможно несколько сот метров.

1.4 Нефтегазоводоносность

Многолетняя практика ведения в пределах Прикаспийской впадины показывает, что открытий крупных месторождений нефти можно ожидать в отложениях подсолевого палеозоя. Тем не менее, перспективы надсолевого комплекса Прикаспия по мнению большинства исследователей, считаются также высоким.

Выявленные в нем месторождения, как правило, невелики по размерам, что объясняется ограниченностью солянокупольных структур по площади, но промышленное значение этих месторождений оценивается высоким качеством добываемой нефти.

На структуре Кульсары в скважинах № 1,3,5,6,7,8,9,10,11 на анализ отобрано и изучено 36 образцов керна длиной от 0,06 до 0,20 м каждый. В основном, это алевролиты, глины и песчаники, реже мергели и аргиллиты, характеризующиеся сравнительно низкими коллекторскими свойствами.

В пределах границ нефтеносности I альбского горизонта изучено 12 образцов в интервале глубин 665-672 м (скважина №8), 660-670 м (скважина №10), из которых только 4 оказались представительными. Они представлены песками, песчаниками и алевролитами, глинистыми, слабокарбонатными.

Открытая пористость колеблется от 23,2 до 29,3%, проницаемость от 686,6 до 2055,2 мд., карбонатность от 3,26 до 16,24%. Содержание пластовой фракции составляет от 6052 до 39,65%, алевритовый фракции от 3,2 до 43,18% и мелкозернистой фракции от 14,78 до 73,04%. Нефтенасыщенность составляет от 37,3 до 74,4%, водонасыщенность - от 21,6 до 38,0%.

В законтурной зоне II альбского нефтяного горизонта изучено 5 образцов керна в интервалах глубин 865-877 (скважина №10) и 870-880 м (скважина №11), из которых два образца оказались представительными (скважина №11).

Коллектор представлен песчаниками и алевролитами глинистыми, плотными сцементированными, слабокарбонатными, слюдистыми, с запахом углеводорода, признаками нефти, водонасыщенными. Карбонатность составила 4,4-4,9%, открытая пористость - 26,7-27,9%. Содержание пелитовой фракции составляет 33,73-34,88%, алевритовой - 26,4-31,79%, песчанистой фракции - 29,58-34,27%.

Проницаемость изменяется от 20,7 до 771 мД., нефтенасыщенность от 1,7 до 10,65%, водонасыщенность 84,07-86,49%. В пределах апт-неокомского горизонта изучено два образца керна, отобранных из интервалов 930-960 м (скважина №6). Они оказались не представительными. Литологически они представлены глинами и песчаниками.

По данным, промысловой геофизики значения пористости варьируют в пределах от 27 до 33%, а газонасыщенность составляет 68-85%.

В пределах II неокомского горизонта I пласта отобрано и изучено 9 образцов керна, из которых только 3 оказались представительными.

Коллектор литологически охарактеризован песками и алевритами не карбонатными, глинистыми, с включением ОРО, запахом углеводорода и признаками нефти, водонасыщенными.

Карбонатность изменяется от 3,8 до 5,6%, открытая пористость от 24,8 до 31,9%, проницаемость 4,9-48,1 мД., нефтенасыщенность от 9,8 до 11,5%, водонасыщенность от 30 до 75,6%. Содержание пелитовой фракции в керне составило от 18,63 до 29,41%, алевритовой от 32,04 до 66,77% и песчанистой от 12,84 до 47,63%.

II пласт II неокомского горизонта изучен по 6 образцам керна, из них представительными оказались 4 образца (скважина № 6,7,10).

Коллектор литологически представлен алевритами и алевролитами глинистыми, слабокарбонатными с незначительным запахом углеводорода, водонасыщенным. Карбонатность изменяется от 0 до 12,65%, открытая пористость от 24,6 до 30,9%, проницаемость от 23,3 до 151,9 мД, нефтенасыщенность - от 3 до 7,1%, водонасыщенность - от 22,7 до 68,5%.

Коллектор III неокомского горизонта керном не охарактеризован. По данным промысловой геофизики пористость составляет 29-32%, нефтенасыщенность - 52-78%, а газонасыщенность - 86%. Проницаемость по данным опробования скважины № 6 составляет 91,0 мД.

Настоящим проектом на структуре Кульсары предполагается вскрыть нефтеносный горизонт триасового отложения.

Перспективные запасы нефти по категории С₁ по предполагаемому горизонту составляет на Кульсары 1832 тыс,т, извлекаемые 183,3 тыс.т.

1.5 Физико-химические свойства нефти, газа, воды и коллекторов продуктивных горизонтов

Плотность нефти в поверхностных условиях колеблется в пределах 0.73-1.03г/см3(при t=200с). Вязкость нефтей (свойство их подвижности), измеряемая в паскалях на секунду(1Па*с=10П), изменяется в широком диапазоне 0.001-0.15Па*с и с повышением температуры снижается. Для характеристики пластовой нефти определяют газовый фактор(м3/т)-количество растворенного в пластовой нефти газа, выделяемого при t0=150с, давлении ~100 кПа из 1т нефти. Газовый фактор колеблется в широких пределах (от единиц до сотен куб.метров на 1т.) Давление, при котором начинается выделение из пласта растворённого газа, называют давлением насыщения. Как правило, они ниже пластового.

Объёмный коэффициент пластовой нефти - это отношение удельного объёма нефти в пластовых условиях к объёму этой же, но дегазированной на поверхность нефти в нормальных условиях. Значение объемного К в зависимости от газового фактора изменяется от 1.05 до 1.3. При гидродинамических исследованиях и других расчетах объём и дебит нефти пересчитывают на пластовые условия с помощью объемного коэффициента.

2. Технико-технологическая часть

.1 Причины возникновения песчаных пробок

Процесс образования песчаных пробок происходит практически во всех нефтяных и газовых скважинах. Его интенсивность обусловлена свойствами продуктивного пласта и технологией эксплуатации.

Появление песка на забое может быть обусловлено несколькими факторами:

      оседанием частиц пласта, выносимых через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне во внутреннюю полость скважины;

      оседанием частиц после проведения операций с использованием гидропескоструйных перфораторов;

      оседанием частиц после проведения операций по гидроразрыву пласта;

      наличием песка, намытого в полость скважины при создании искусственного забоя и т.д.

2.2 Способы удаления песчаных пробок

Промывка скважин и удаление песчаных пробок.

Промывки используются в следующих случаях :

      Для ликвидации парафинистых отложений или гидратных пробок в насосно-компрессорных трубах и нефтесборных коллекторах;

      При заклинивании насоса или подвески штанг в колонне нкт;

      При снижении эффективности работы штангового глубинного насоса вследствие попадания песка и различных мех. частиц под клапана насоса.

      При снижении эффективности работы ЭЦН вследствие засорения приемной части насоса песком и различными механическими частицами.

Различают

      прямую,

      обратную,

      специальные способы промывки.

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

В качестве жидкости для промывки используют нефть, пластовую воду, специальные растворы или сеноман. При ликвидации парафинистых отложений или пробок нефть подогревают с помощью АДП.

Процесс промывки:

·   Передвижные установки депарафинизации (АДП) допускается устанавливать с наветренной стороны на расстоянии не менее 25м от устья скважины и не менее 10м от другого оборудования, при этом кабины автомашин и прицепы емкостей должны быть обращены в сторону от устья скважины.

·   Промывочный агрегат и автоцистерны следует располагать с наветренной стороны на расстоянии не менее 10 м от устья скважины. При этом кабина агрегата и автоцистерн должны быть обращены в сторону противоположную от устья скважины, выхлопные трубы агрегата и автоцистерн должны быть оборудованы искрогасителями, расстояние между ними должно быть не менее 1.5 м.

·   К промывке скважин допускается обученный персонал, после проверки знаний по ОТ и ТБ.

·   Ответственным за проведение промывки является мастер или старший оператор по добыче нефти и газа.

·   Территория, на которой устанавливается агрегаты, должна быть расчищена и освобождена от посторонних предметов.

·   Запрещается устанавливать агрегаты под силовыми и осветительными линиями, находящимися под напряжением.

·   На насосе промывочного агрегата должен быть установлен манометр и предохранительное устройство для предотвращения разрыва насоса, напорной линии, шланга и запорной арматуры.

В зависимости от способа промывки производится сборка нагнетательных и выкидных линий. Рассмотрим основные схемы подключения промывочного оборудования:

Рисунок 1 - Схема прямой промывки скважины

Для проведения прямой промывки скважины прямой на буферную задвижку скважины устанавливается лубрикатор. Лубрикатор должен быть опрессован на полуторократное давление от ожидаемого. При проведении прямой промывки буферная, центральная, внутренняя затрубная и линейная задвижки открыты; трубная и внешняя затрубная закрыты.