Отчет по практике в "Варьеганском месторождении"

неуглеводородных  компонентов не превышает 1 %. Сероводород  хроматографическими методами не обнаружен (как в газе этого пласта, так  и в нефтяных газах других объектов).

Разгазированная нефть легкая, маловязкая, выход фракций при температуре 300^оС составляет 51 % (объемных). Массовое содержание серы 0,3 %, парафина – 3,4 %, температура застывания около минус 2^оС.

Как следует из результатов исследований, в целом по месторождению нефти  в пластовых условиях легкие, маловязкие, повышенной газонасыщенности. Выделившийся при дифферециальном разгазировании нефтяной газ имеет молярную концентрацию метана около 50-70 %, содержание этана относительно высокое (до 10 %), концентрация неуглеводородных компонентов (азот, двуокись углерода) не превышает 2 %, сероводород по данным хроматографического анализа отсутствует. Разгазирование нефти малосернистые, малосмолистые, парафиновые. Технологический шифр нефти I Т₁П₂.

7.2 Результаты исследования глубинных и поверхностных проб свободного газа

Из газовых залежей (сеноман, АВ_5-6) и газовых шапок (пласты АВ_7-8, БВ₄, БВ₅, БВ₆, БВ₇, БВ₈, БВ₁₀, ЮВ₁¹, ЮВ₁² Варьеганского месторождения отобрано 22 пробы газа в 7 скважинах. Пробы детально изучены в специализированных лабораториях Главтюменьгеологии. Определен состав и свойства свободного газа в поверхностных условиях. Проводились исследования скважин на газоконденсатность. Для залежей, содержащих конденсат, кроме пласта БВ₇, (БВ₄, БВ₆, БВ₈, БВ₁₀, ЮВ₁¹, ЮВ₁²), расчетным путем определен состав пластового газа по 9-ти скважинам с учетом газа сепарации, газа дегазации, газа дебутанизации, пентанов и вышекипящих углеводородов.

Ниже приводится физико-химическая характеристика газов по залежам.

Газы юрских залежей охарактеризованы пробами из скважин 21, 23 (ЮВ₁¹) и 5 (ЮВ₁²).

Газ залежи пласта ЮВ₁² практически не отличается от газа ЮВ₁¹ и содержит в поверхностных (пластовых) условиях метана 81,82 (70,35), этана – 6,56 (6,48), пропана 6,10 (7,33), бутанов 2,02 (2,88), пентанов+высшие 0,145 (10,04) %. Углекислый газ составляет 0,15 (0,21), азот – 3,07 (2,71) %. Относительный удельный вес газа по воздуху равен 0,688 (1,041), низшая теплотворная способность 9330 (12029) ккал/м³.

Газ залежи пласта ЮВ₁¹ содержит метана в поверхностных (пластовых) условиях 83,37 (69,66), этана 5,09 (7,08), пропана – 4,05 (7,04), бутанов – 2,48 (2,66), пентанов+высшие – 1,18 (10,86) %. Углекислы газ и азот составляют 0,59 (0,58) и 3,02 (1,68) %. Относительный удельный вес газа по воздуху равен 0,708 (1,014), низшая теплотворная способность 9336 (12137) ккал/м³.

Газ пласта БВ₁₀ изучен по пробам из скважин 5 и 101. В поверхностном

(пластовом) газе метана содержится 77,2 (69,7), этана – 6,30 (6,38), пропана – 7,44 (8,30), бутанов – 3,35 (3,41), пентанов+высшие – 1,79 (9,61) %.

Углекислый газ и азот  составляют 0,43 (0,15) и 3,37 (2,44) % соответственно. Относительный удельный вес газа по воздуху равен 0,768 (0,969), низшая теплотворная способность 100081 (12164) ккал/м³.

Газ пласта БВ₈ отобран в скважинах 5 (некачественная проба) и 23. Определен состав пластового газа. В поверхностном (пластовом) газе метана содержится 81,87 (70,66), этана –5,19 (7,07), пропана – 4,47 (7,20), бутана – 2,55 (2,83), пентанов+высшие 1,65 (9,57) %. Присутствуют углекислый газ и азот. Относительный удельный вес по воздуху 0,718 (1,00), низшая теплотворная способность 9098 (13005) ккал/м³.

Из пласта БВ₇ отобрана проба в скважине 5, которая признана некачественной.

Газ пласта БВ₆ отбирался в скважинах 5 (в расчет не принимались) и 21 (две пробы). По пробам из скважины 21 определен состав отсепарированного и пластового газа. Метана в поверхностном (пластовом) газе содержится 89,2 (79,94), этана 3,12 (4,79), пропана 3,18 (4,88), бутанов+высшие 0,635 (6,43) %. Присутствуют углекислый газ (0,37 %) и азот (1,54 %). Относительный удельный вес газа по воздуху 0,650 (0,815), низшая теплотворная способность 9085 (10720) ккал/м³.

Газ пласта БВ₅ охарактеризован двумя поверхностными пробами (скв. 5, 21). По пробе из скважины 21 определен состав пластового газа (проба из скважины 5 признана некачественной). Поверхностный газ (пластовый) содержит метана 92,52 (88,86), этана 2,56 (3,37), пропана 1,12 (1,56), бутанов 1,48 (1,21), петанов+высшие 0,45 (3,92) %. Относительный удельный вес по воздуху 0,624 (0,699), низшая теплотворная   способность 8925 (9483) ккал/м³.

Из пласта БВ₄ отобраны пробы газа в скважинах 6, 21, 103. В поверхностном газе метана содержится 88,34, этана – 3,23, пропана 3,11, бутанов- 2,01,    пентанов+высшие 1,56 %. Углекислый газ   и  азот составляют 0,19 и 1,52 % соответственно. Относительный удельный вес газа по воздуху равен 0,676, низшая теплотворная способность 9233 ккал/м³. По пробам из скважин 21 и 103 произведен расчет пластового газа (табл. ТП 2.6.4).  В пластовых условиях из пласта БВ₄ характеризуется несколько меньшим содержанием метана (86,84 %) и более высоким содержанием этана (3,34 %), пропана (3,31 %), бутанов (2,12) и пентанов+высшие (3,36 %). Относительный удельный вес газа по воздуху составляет 0,718. Теплотворная способность 9511 ккал/м³.

В газе пласта АВ_7-8 (скв. 5) метана содержится только 88,8 %. Углеводороды сырьевой группы (С₂-С₄) составляют в сумме 7 %, в т. ч. этана – 2,8, пропана 2,46,  бутанов – 1,75 %. Конденсата содержится 0,77 %, присутствует азот – 2,4 %. Относительный удельный вес газа по воздуху 0,645, низшая теплотворная способность 8799 ккал/м³.

Газы газовых шапок, залегающих в пластах АВ_7-8, БВ₄, БВ₅, БВ₆, БВ₇, БВ₈, БВ₁₀, ЮВ₁¹, ЮВ₁², существенно отличаются от газа чистогазовых залежей. Для них характерно значительное увеличение содержания тяжелых углеводородов и уменьшение метана.

Газ залежи пласта АВ₄ (скв. 5) характеризуется несколько меньшим

содержанием метана (95-24 %) по сравнению  с сеноманским газом. Наблюдается  увеличение содержания этана (1,71 %) и пропана (0,37 %), появляются в небольших количествах бутаны (0,7 %) и пентаны (0,35 %). Азота содержится 1,43 %. Удельный вес газа по воздуху составляют 0,594, низшая теплотворная способность 8232 ккал/м³.

Газ сеноманской залежи (пробы из скв. 1 и 105) сухой с содержанием метана 97,59 %. Из тяжелых углеводородов отмечены этан и пропан (< 0,2 %). Негорючие компоненты (углекислый газ и азот) в сумме составляют 2 %, сероводород отсутствует, отмечаются гелий (0,17 %) и аргон (0,012 %). Относительный удельный вес газа по воздуху 0,574, низкая теплотворная способность 7826 ккал/м³.

Сопоставление поверхностного и пластового газов показывает, что вверх по разрезу от юрских залежей до пласта БВ₄ уменьшается различие в их составе и свойствах. Для пластов группы “АВ” и сеномана эти различия незначительны или практически отсутствуют.

Следует сделать вывод, что способностью газов чистогазовых залежей (сеноман, АВ₄, АВ_5-6) является высокое содержание метана (до 98 % в сеноманской залежи), низкое содержание этан-бутановой группы углеводородов (17 % в сеноманской залежи) и отсутствие кондиционного содержания конденсата.

В пластовом и поверхностном  газе в залежах газовых шапок  содержание метана уменьшается от 86,8 % в пласте БВ₄ (пластовый газ) до 70 % в пласте ЮВ₁, но увеличивается содержание этан-бутановой группы углеводородов от 8,8 % в пласте БВ₄ до 14,1 % в юрских залежах и конденсатов от 3,4 % в пласте БВ₄ до 10,8 % в юрских залежах. С глубиной увеличивается также плотность газа и его теплотворная способность газа.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

8 ВИДЫ РЕМОНТОВ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

 

В соответствии с «Правилами ведения ремонтных  работ в скважинах» (РД 153-39-023-97) составлен  классификатор ремонтных работ  в скважинах. Он систематизирует  планирование и учет всех ремонтных работ в скважинах нефтяной промышленности по их назначению, основным видам, категориям скважин, способу проведения и отражает современный уровень развития этих работ.

Видами  ремонтных работ различного назначения являются:

• Капитальный ремонт скважин;
• Текущий ремонт скважин;
• Скважино-операциия по повышению нефтеотдачи пластов и производительности скважины.

Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ по восстановлению работоспособности скважин и продуктивного пласта различными технологическими операциями, а именно:

• восстановление технических характеристик обсадных колонн, цементированного кольца, призабойной зоны, интервала перфорации;
• ликвидация аварий;
• спуск и подъём оборудования для раздельной эксплуатации и закачки различных агентов в пласт;
• воздействие на продуктивный пласт физическими, химическими, биохимическими и другими методами;
• зарезка боковых стволов и продавка горизонтальных участков в продуктивном пласте;
• изоляция одних и приобщение других горизонтов;
• исследование скважины;
• ликвидация скважины.

Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности внутрискважинного оборудования и работ по изменению режима и способа эксплуатации скважины.

Скважино-операцией  ремонтных работ по повышению нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти является комплекс работ осуществления технологических процессов по воздействию на пласт и прискважинную зону физическими, химическими или биохимическими и гидродинамическими методами, направленными на повышение коэффициента конечного нефтеизвлечения на данном участке залежи.

Единицей  ремонтных работ перечисленных  направлений (ремонт, скважино-операция) является комплекс подготовительных, основных и заключительных работ, проведенных  бригадой текущего, капитального ремонта скважин или звеном по интенсификации или другими специализированными организациями от передачи им скважины заказчиком до окончания работ, предусмотренных планом и принимаемых по акту.

Ремонтные работы в скважинах в отрасли проводятся тремя основными  способами доставки  к заданной зоне ствола инструмента,

 

технологических материалов (реагентов) или приборов:

1. с помощью специально спускаемой колонны труб;
2. путём закачивания по НКТ или межтрубному пространству;
3. на кабеле или на канате.

Планирование  и учет по каждому виду ремонта  отдельной строкой, обозначая каждый из них соответствующим индексом:

КР1-2 – отключение отдельных пластов с установкой подъёмника;

КР1-2/БПГ – отключение отдельных пластов закачкой тампонажных материалов с устья без установки подъёмника (гидравлический способ)

КР1-2/БПК – отключение отдельных пластов спуском инструмента на тросе или кабеле без установки подъёмной мачты через стационарно спущенный лифт (канатно-кабельный способ).

Комплекс  технологических работ, включающий в себя несколько видов ремонтов, считается одним скважино-ремонтом и обозначается в графе 1 формы учета суммой их шифров.

Все виды капитального и текущего ремонтов, в пределах одного скважино-ремонта, включается в форму учёта капитального ремонта скважины по схеме:

ТР4-1 (смена насоса) + ТР4-6 (опрессовка НКТ) + ТР4-7 (пропарка НКТ).

Схемы расположения оборудования при КРС  и ТРС указаны  в приложении А. Содержание наряд – заказа в приложении Б.