????????? ?? http://www.allbest.ru/

????????? ?? http://www.allbest.ru/

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

На тему:

«Анализ эффективности методов соляно-кислотных обработок»

Альметьевск 2010 г.

Введение

Одним из основных методов ОПЗ с целью поддержания текущих темпов добычи нефти в скважинах с карбонатными трещиновато-пористыми коллекторами является соляно-кислотная обработка. При высокой проницаемостной неоднородности по толщине и простиранию продуктивного пласта кислота поглощается в основном хорошо проницаемыми зонами пласта и реагирует в призабойной зоне. Проблемой подключения в работу бездействующих зон пласта и увеличения радиуса обработки может решаться двумя путями:

Кратным снижением скорости реакции соляной кислоты с карбонатной породой за счет специальных добавок-замедлителей;

Диспергированием соляной кислоты до мельчайших глобул, покрытием этих глобул в защитную оболочку с последующей доставкой в глубину пласта и разрушением бронирующей оболочки;

Кислотная обработка скважин явилась первым и весьма эффективным методом интенсификации добычи нефти и до настоящего времени находит промышленное применение на всех нефтяных промыслах. Эффективность солянокислотных обработок скважин зависит от концентрации кислоты, ее количества, давления при обработке, температуры на забое, характера паров и других факторов. Для проведения кислотных обработок объем и концентрация раствора кислоты планируется для каждой скважины индивидуально, так как точно подсчитать эти параметры затруднительно.

При обработке скважин к раствору соляной кислоты добавляют следующие компоненты: интенсификаторы - поверхностно-активные вещества (ПАВ), снижающие в 3…5 раз поверхностное натяжение на границе «нефть-нейтрализованная кислота», ингибиторы - вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование, стабилизаторы - вещества, необходимые для удержания в растворенном состоянии продуктов реакции примесей раствора соляной кислоты с железом, цементом и песчаниками.

1. Характеристика геологического строения продуктивного горизонта

В тектоническом отношении Площадь приурочена к восточной части Потымецкого куполовидного поднятия, расположенного в центральной части Красноленинского свода.

Промышленная нефтеносность на исследуемом участке была установлена скважиной 22 в 1971 году. В дальнейшем результаты глубокого бурения и детальные сейсморазведочные работы уточнили строение этой части Красноленинского свода.

В основу построения структурных карт по продуктивным пластам положены структурные карты по данным сейсмических исследований, переобработанных и увязанных с данными бурения. Выполненные исследования позволили уточнить строение Площади.

По отражающему горизонту «Т» в пределах исследуемой площади выделяются Пальяновское и Сиговское поднятия. Пальяновское поднятие расположено в восточной части Красноленинского свода и имеет по изогипсе -2400 м размеры 1811 км, амплитуду около 75 м и субмеридиональное простирание длинной оси. В пределах этой изогипсы Пальяновское поднятие объединяется с Сиговским поднятием целым рядом более мелких куполков. По изогипсе -2400 м Пальяновское поднятие раскрывается в сторону Ем-Еговского поднятия.

По кровле отражающего горизонта «К» все отмеченные поднятия сохраняются. Сиговское поднятие по изогипсе -1400 м имеет размеры 72.5 км, амплитуду около 20 м и субмеридиональное простирание длинной оси. Пальяновское поднятие по этой же изогипсе -1400 м имеет изометричную форму, размеры 55 км, амплитуду 17 м. Изогипсой -1420 м Пальяновское поднятие объединяется с Сиговским и раскрывается в сторону Ем-Еговского поднятия.

Следует отметить, что наблюдается выполаживание структурных планов снизу вверх по разрезу.

Меловая система

В составе меловых отложений Красноленинского нефтеносного района выделяются верхняя часть отложений баженовской свиты, фроловская, кошайская, викуловская, ханты-мансийская, уватская, кузнецовская, березовская, ганькинская свиты.

Фроловская свита

Фроловская свита согласно залегает на баженовской и распространена в пределах Красноленинского района повсеместно.

Нижняя часть фроловской свиты представлена морскими серыми и темно-серыми глинами с линзовидными прослоями глинистых известняков и сидеритов. В низах свиты в южной и юго-восточной части Красноленинского нефтеносного района появляются линзовидные прослои мелкозернистых песчаников.

Верхняя часть фроловской свиты представлена серыми глинами с прослоями алевролитов и многочисленными линзами и гнездами мелкозернистых песчаников, обусловливающих линзовидно-гнездовую текстуру глинистых пород. Возраст свиты по положению в разрезе и спорово-пыльцевым спектрам принимается в объеме берриаса, валанжина, готерива, баррема и нижнего апта. Общая толщина фроловской свиты 527-625 м.

Кошайская свита

Кошайская свита имеет широкое распространение в западной и центральной частях низменности. Осадки ее согласно залегают на породах фроловской свиты. Свита разделяется на две пачки: нижнюю и верхнюю. Нижняя пачка отличается существенно глинистым составом. Верхняя же пачка содержит, кроме глин, алевролиты и алевриты с прослоями известняков. Характерно обилие линз и гнезд песчаного материала. Наиболее выдержана на больших территориях нижняя пачка. Она является хорошим маркирующим горизонтом.

Породы содержат спорово-пыльцевые комплексы апта. По спорово-пыльцевым комплексам возраст кошайской свиты принимается аптским. Общая толщина свиты 50-65 м.

Викуловская свита

Викуловская свита (апт-альб) имеет региональное распространение в пределах западной части низменности. Залегает на кошайской и перекрывается ханты-мансийской свитой. Подразделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита сложена морскими глинисто-алевритовыми породами с подчиненными прослоями глинистых известняков с текстурой «конус в конус». Вверх по разрезу количество алевритового материала увеличивается. Содержит обугленные растительные остатки, желваки сидерита. Возраст по спорово-пыльцевым спектрам принят в объеме верхов верхнего апта. Верхняя подсвита имеет преимущество алеврито-песчаный состав с линзами и прослоями глин. Глины серые и темно-серые, обогащенные алевритовым материалом. Песчаные и алевролитовые пласты часто имеют микрослоистое линзовидное строение. С отложениями викуловской свиты на Красноленинском своде связаны залежи нефти.

Возраст свиты по спорово-пыльцевым комплексам принимается в объеме нижнего альба. Толщина викуловской свиты 225-290 м.

Ханты-мансийская свита

Ханты-мансийская свита (альб) согласно залегает на породах викуловской и перекрывается отложениями уватской свиты. По литологическому составу разделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю.

Нижняя подсвита сложена морскими темно-серыми аргиллитами, с тонкими прослоями алевролитов, известняков и сидеритов. Возраст нижней подсвиты ханты-мансийской свиты принимается в объеме среднего альба. Возраст верхней подсвиты принят в объеме верхнего альба.

Верхняя подсвита представлена прибрежно-морскими сероцветными алевролитами и глинами с редкими прослоями песчаников. Породы содержат многочисленный обугленный детрит. Подсвита разделяется на две пачки. Нижняя пачка представлена чередованием песчаников и глин. Характерной особенностью пачки является выдержанность песчаных пластов и разделяющих их глинистых перемычек. Верхняя пачка представлена чередованием алевролитов и глин с прослоями песчаников. Общая толщина ханты-мансийской свиты 240-275 м.

Уватская свита

Уватская свита (сеноман) имеет широкое распространение в западной части низменности. Она согласно залегает на породах ханты-мансийской и перекрывается кузнецовской свитой. Несколько условно разделяется на две пачки: нижнюю - глинисто-алевролитую и верхнюю - алевролито-песчаную. Слагается серыми и зеленовато-серыми песками, песчаниками, алевролитами и глинами с многочисленными обугленными органическими остатками. Породы содержат спорово-пыльцевые комплексы сеномана. Толщина свиты 225-275 м.

Кузнецовская свита

Кузнецовская свита (турон) широко развита на территории низменности. Породы свиты трансгрессивно залегают на подстилающих отложениях уватской свиты. Кузнецовская свита преставлена темно-серыми глинами, серыми и зеленовато-серыми глинами, с единичными прослойками алевролитов, реже глауконитовых песчаников. Фауна позволяет принять возраст кузнецовской свиты туронским. Общая толщина свиты 35-50 м.

Березовская свита

Березовская свита (верхи турона - кампан) повсеместно развита в пределах изучаемого района. Свита согласно залегает на породах кузнецовской и без видимого перерыва перекрывается отложениями ганькинской свиты.

Свита подразделяется на две подсвиты: нижнюю (верхний турон-коньяк-сантон) и верхнюю (кампан).

Нижняя подсвита cложена серыми, темно-серыми и голубовато-серыми опоками, кремнистыми глинами и аргиллитами.

Верхняя подсвита представлена серыми, а в верхней части - зеленовато-серыми глинами, опоковидными, с редкими прослоями опок. Возраст березовской свиты принят в объеме верхов верхнего турона, коньяка, сантона, нижнего кампана и большей части верхнего кампана. Общая толщина березовской свиты 190-240 м.

Ганькинская свита

Ганькинская свита (верхи кампана - маастрихт-дат). Отложения ганькинской свиты имеют широкое распространение в пределах Западно-Сибирской низменности. Ганькинская свита представлена характерной толщей известковистых зеленовато-серых глин, иногда опоковидных, с прослоями алевролитов и мергелей. Известковистость глин уменьшается в северном направлении. Низы ганькинской свиты отнесены к верхам кампанского, маастрихского ярусов. К датскому ярусу условно отнесена верхняя часть разреза ганькинской свиты. Толщина свиты 40-60 м.

Кайнозойская группа

Палеогеновая система

Палеогеновые отложения широко развиты в пределах Красноленинского района. Они согласно залегают на меловых отложениях. Отложения палеогеновой системы представлены всеми тремя отделами: палеоценовым, эоценовым и олигоценовым. Палеоцен, эоцен и часть олигоцена сложены преимущественно морскими осадками. Породы верхов нижнего, среднего и верхнего олигоцена имеют континентальный генезис. В составе палеогеновых отложений выделяются талицкая, люлинворская, тавдинская, атлымская, новомихайловская и журавская свиты.

Талицкая свита

Талицкая свита (палеоцен) имеет широкое распространение в пределах изучаемого района. Свита разделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита представлена темно-серыми массивными глинами, участками глауконитовыми, с редкими линзами сидеритов и алевритового материала.

Нижняя часть верхней подсвиты талицкой свиты представлена темно-серыми, почти черными глинами с многочисленными гнездами и линзами, выполненными алевролито-песчаным материалом и редкими прослоями алевролитов. Породы содержат стяжения пирита, глауконита. Верхняя часть подсвиты представлена однородными, тонкоотмученными, иногда опоковидными глинами. Возраст свиты по положению в разрезе принят в объеме палеоцена. Общая толщина талицкой свиты 115-150 м.

Люлинворская свита

Осадки люлинворской свиты (эоцен) имеют повсеместное распространение в пределах Красноленинского района. Они согласно залегают на породах талицкой свиты и без следов видимого перерыва перекрываются отложениями тавдинской свиты.

Свита разделена на три подсвиты. Нижняя подсвита представлена опоками и опоковидными глинами серыми, с присыпками кварцево-глауконитового песка в нижней части. В подошве подсвиты часто наблюдается пачка зеленовато-серых кварцево-глауконитовых песчаников. Возраст подсвиты принимается в объеме нижнего и среднего эоцена.

Cредняя подсвита сложена диатомитами и диатомовыми глинами, светло-серыми, иногда алевритистыми с неровным и полураковистым изломом. Встречаются прослои опоковидных глин. Возраст свиты принимается в объеме низов верхнего эоцена.

Породы верхней подсвиты характеризуются зеленовато-серыми и темно-серыми тонкослоистыми диатомовыми глинами. В глинах отмечаются ходы червей, желваки марказита. Встречаются прослои опоковидных глин. Возраст верхней подсвиты условно принят в объеме средней части верхнего эоцена. Общая толщина свиты 200-225 м.

Тавдинская свита

Тавдинская свита (верхи эоцена - нижний олигоцен) имеет почти повсеместное распространение в пределах Красноленинского района. Свита сложена толщей голубовато-зеленых и оливково-зеленых пластичных глин с тонкими линзочками светло-серого алевритового материала. Возраст свиты принимается в объеме верхов верхнего эоцена, низов и середины нижнего олигоцена. Верхняя подсвита отличается от нижней более высоким содержанием алевритовых примесей и наличием прослоев песчаников. Возраст нижней подсвиты условно принят в объеме верхов верхнего эоцена и низов нижнего олигоцена. Возраст верхней подсвиты - середина нижнего олигоцена. Общая толщина тавдинской свиты 120-160 м.

Атлымская свита

Атлымская свита (нижний олигоцен). Породы свиты залегают на отложениях тавдинской свиты согласно или участками с небольшим перерывом. Свита сложена аллювиальными, аллювиально-озерными и озерными светло-серыми кварц-полевошпатовыми, сахаровидными мелко- и разнозернистыми песками с прослоями зеленых и бурых глин. Мощность свиты 60-80 м. Возраст свиты принят в объеме верхов нижнего олигоцена.

Новомихайловская свита

Новомихайловская свита (средний олигоцен). Свита сложена чередованием серых и бурых глин, алевролитов, серых и светло-серых кварцевых и кварц-полевошпатовых песков с прослоями и пластами углей и лигнитов. Возраст отложений свиты определяется как нижне-среднеолигоценовый. Толщина свиты 50-70 м.

Журавская свита

Журавская свита (верхний олигоцен) распространена в восточной части данного района, залегает на отложениях новомихайловской свиты и с перерывом перекрывается четвертичными отложениями. Свита представлена серыми и зеленовато-серыми глинистыми алевролитами с прослоями песков и алевритов, с включениями глауконита. Возраст свиты принят в объеме низов верхнего олигоцена. Толщина свиты - 10-30 м.

Неогеновые отложения на данной территории отсутствуют. Четвертичные отложения несогласно перекрывают различные горизонты палеогеновых пород от журавской свиты на востоке до чеганской свиты на западе.

Четвертичная система

Четвертичные образования имеют повсеместное распространение. Отложения четвертичного возраста представлены супесями, песками серыми и желтовато-серыми, кварц-полевошпатовыми, с прослоями глин серых, бурых, песчанистых, иногда с включениями вивианита. Встречаются мощные слои торфа, линзы валунных галечников. На севере и востоке данной территории развиты ледниковые отложения, в составе которых встречаются различные по размерам отторженцы. Размеры отторженцев по площади достигают 3-5 кв. км и высотой до 100 м.

2. Основные параметры продуктивных пластов

Промышленная нефтегазоносность на Пальяновской площади выявлена в терригенных меловых (пласты ВК₁ и ВК₂) и юрских отложениях (пласты Ю_0-1, ЮК_2-9, базальный горизонт).

В 1986 году в ГКЗ СССР был принят отчет «Подсчет запасов нефти и растворенного газа в викуловских отложениях Ем-Еговской и Пальяновской площадей Красноленинского месторождения», выполненного ЗапСибНИГНИ Главтюменьгеологии по состоянию на 1.04.86 года.

По состоянию изученности на 1.01.2001 г. в пределах лицензионного участка пробурено 34 (28 непосредственно в границах Площади) разведочных и 20 эксплуатационных скважин. Юрские отложения, породы коры выветривания и фундамента на Пальяновской площади вскрыты 30 скважинами. Отложения викуловского горизонта вскрыты 54 скважинами, в 13 скважинах проведено его испытание и 16 скважин находятся в промышленной эксплуатации. Притоки нефти из викуловских отложений изменяются от 3,7 до 18,7 м³/сут в разведочных скважинах и от 6 до 12 м³/сут в эксплуатационных. После проведения гидравлического разрыва пласта ВК-1 на эксплуатационных скважинах был получен приток нефти дебитом более 20 м³/сут. Нефтегазоносность пластов тюменской свиты и коры выветривания, а в ряде случаев и совместно с баженовской и абалакской свитами подтверждено 30 скважинами. В 9 скважинах получены фонтанирующие притоки нефти от 0,9 до 220 м³/сут, в четырнадцати - непереливающие притоки с дебитами от 0,147 до 21,96 м³/сут.

Подсчет запасов нефти Пальяновской площади в пределах лицензионного участка №11 ТПДН Пальяновский выполнен в Научно-Аналитическом центре рационального недропользования Ханты-Мансийского автономного округа.

3. Физико-химические свойства флюидов

На площади глубинные и поверхностные пробы нефти отобраны из пластов викуловской и тюменской свит. Отбор и исследование нефти проведены ЦЛ Главтюменьгеологии и институтом СибНИИНП.

Свойства пластовой нефти в пределах залежей резко отличаются между собой. Нефть викуловской свиты имеет низкое газосодержание, давление насыщения, усадку. Нефть пластов ЮК_2-5 находится в условиях повышенных пластовых давлений (24 МПа) и температур (102-105^оС). Газосодержание изменяется в диапазоне 163-211 м³/ т. Давление насыщения ниже пластового. Нефть в пласте очень легкая. Доля метана в них составляет 32-33%. Для нефти всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами. Нефтяной газ высокожирный. Поверхностная нефть пластов ВК и ЮК малосернистая, парафинистая и малосмолистая с выходом фракций до 350^оС не менее 45%. Нефть пласта ВК вязкая, средней плотности, пласта ЮК - маловязкая, легкая.

Свойства и состав воды.

Минерализация пластовой воды колеблется от 11,2 г/л до 16,7 г/л. В пластовых условиях плотность воды составляет 970-977 кг/м³, вязкость 0,3 Мпа. Основные солеобразующие компоненты представлены ионами Na⁺, Ca⁺⁺, Mg⁺⁺, Cl^-, HCO₃^- Содержание сульфат ионов колеблется от 0,03 до 0,66 моль/м³.

При изменении начальных пластовых условий возможно выпадение солей на нефтепромысловом оборудовании и установках подготовки нефти.

4. Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин

В 1985 году на Площади введена в промышленную разработку скважина №44 и затем в 1992 году скв. №27. Проектным документом, на основании которого разрабатывалась тюменская свита, была пояснительная записка к технологической схеме опытно-промышленной разработки площади, утвержденная техсоветом Главтюменьнефтегаза (протокол №42 от 4 августа 1983 года).

В 1992 году на Пальяновскую площадь институтом СибНИИНП составлена технологическая схема разработки, которая была рассмотрена и утверждена Центральной комиссией по разработке Российской Федерации (протокол №1527 от 23 декабря 1992 года) и предусматривающей реализацию следующих проектных решений:

общий проектный фонд скважин: по объекту ВК - 646 (416 добывающих и 230 нагнетательных); по объекту ЮК - 529 (407 добывающих и 122 нагнетательных);

максимальные годовые уровни:

добычи нефти: объект ВК - 394 тыс. тонн; объект ЮК - 545 тыс. тонн;

добыча жидкости: объект ВК - 1500 тыс. тонн; объект ЮК - 1400 тыс. тонн;

закачка воды: объект ВК - 1820 тыс. м³; объект ЮК - 2170 тыс. м³;

накопленная добыча нефти за 5 лет разработки в целом по площади - 1640 тыс. тонн; за 10 лет - 4390 тыс. тонн; за 15 лет - 8270 тыс. тонн; за 20 лет - 11100 тыс. тонн.

Ввиду низкой продуктивности юрского комплекса на который был сделан упор в технологической схеме бюро ЦКР при рассмотрении «ТЭО инвестиций в разработку Восточно-Пальяновской площади» (протокол №1975 от 19.12.95 года) рекомендовал в 1996 году представить новую технологическую схему разработки Восточно-Пальяновской площади, где основный объектом разработки принять отложения викуловской свиты, а по юрскому комплексу составить проект доразведки и исследования скважин, направленное на дополнительное изучение залежи.

В 1997 году на Площадь институтом СибНИИНП составлена технологическая схема разработки, которая была рассмотрена и утверждена Центральной комиссией по разработке Российской Федерации (протокол №2150 от 25 мая 1997 года) и предусматривающей реализацию следующих проектных решений:

общий проектный фонд скважин:

по объекту ВК - 259 (196 добывающих и 63 нагнетательных), схема размещения скважин трехрядная, блоковая, с расстоянием 600х600 м;

по объекту ЮК + базальный горизонт - 96 эксплуатационных + 13 разведочных (72+12 р добывающих и 24+1 р нагнетательных), схема размещения скважин площадная, квадратная, с расстоянием 500х500 м, бурение на первом этапе 7 разведочных скважин;

максимальные годовые уровни:

добычи нефти: объект ВК - 593,9 тыс. тонн; объект ЮК - 255,2 тыс. тонн;

закачка воды: объект ВК - 1484 тыс. м³; объект ЮК - 1051,7 тыс. м³;

накопленная добыча нефти за 5 лет разработки, начиная с 1997 года, в добыча жидкости: объект ВК - 873 тыс. тонн; объект ЮК - 688 тыс. целом по площади - 11943,3 тыс. тонн; за 10 лет - 5818,6 тыс. тонн; за 15 лет - 8369,9 тыс. тонн; за 20 лет - 10307,7 тыс. тонн.

В 1996 году институтом составлен проект доразведки Площади на основании переинтерпретации данных сейсмо-, гравиметрической и магниторазведки. Проект предусматривает бурение 23 разведочных скважин на юрские отложения в течение 7 лет общим метражом 59 тыс. метров, проведение сейсморазведочных работ методом МОВОГТ - 3D на площади 100 кв. км для изучения зон высокой продуктивности.

В сезон 2000-2001 гг. проведены сейсморазведочные работы МОВОГТ - 3D на площади 100 кв. км, планируемый срок окончания интерпретации 4 кв. 2002 года.

На Площади, введенной в эксплуатацию 1992 году, по состоянию на 1.01.02 года из отложений юрского комплекса добыто 346,3 тыс. тонн нефти (с учетом скважины 44-Р), что на (26,7%) ниже проектного уровня, из викуловских отложений - 85,1 тыс. тонн нефти, что на (79,1%) ниже проектного уровня. Пробурено 28 разведочных и 20 (вместо запланированных 57) эксплуатационных скважин. В действующем фонде числится 20 эксплуатационных скважин, разведочные скважины числятся на балансе Комитета по управлению гос. имуществом. Текущий дебит по пласту ЮК - 94.7 т/ сут при обводненности 1,4%, по пласту ВК -348,3 т/ сут при обводненности 31,1%.

5. Анализ причин снижения продуктивности скважин

В процессе добычи нефти, вся извлечённая жидкость проходит через призабойную зону добывающих скважин, а вся нагнетаемая жидкость через призабойную зону нагнетаемых скважин. Эти процессы происходят при давлениях и температурах отличных от тех при которых находились эти жидкости в пласте или на поверхности, поэтому в призабойной зоне скважины, как в фильтре могут откладываться различные углеводородные компоненты и соли. Для снижения фильтрационных сопротивлений, необходимо осуществлять мероприятия по воздействию на призабойную зону скважины для увеличения проницаемости, улучшения сообщаемости со стволом скважины и увеличения системы трещин и каналов для облегчения притока жидкости и снижения энергетических потерь в данной области пласта.

В процессе бурения и эксплуатации продуктивность скважин снижается по следующим причинам:

- некачественное вскрытие пластов в процессе бурения скважин;

- снижение проницаемости призабойной зоны в процессе проведения ремонтных работ;

- выпадение асфальтено-смолистых и парафиновых отложений в призабойной зоне пласта.

В зависимости от, от обуславливающего улучшение фильтрационных свойств призабойной зоны, различают химические, физические и тепловые методы воздействия на призабойную зону. Одним из основных методов ОПЗ с целью поддержания текущих темпов добычи нефти в скважинах является СКО.

При высокой проницаемости неоднородности по толщине и простиранию продуктивного пласта, кислота поглощается в основном хорошо проницаемыми зонами пласта и реагирует в призабойной зоне. Проблема подключения в работу бездействующих зон пласта и увеличения радиуса обработки может решаться двумя путями:

- кратным снижением скорости реакции соляной кислоты с карбонатной породой за счёт специальных добавок замедлителей;

- диспергированием соляной кислоты до мельчайших глобул, покрытием глобул в защитную (не реагирующую с карбонатом) оболочку с последующей доставкой в глубину пласта и разрушением бронирующей оболочки.

Для обработки соляной кислотой неработающих участков пласта необходимо предотвращать поступление и уход кислоты в хорошо проницаемую зону, работающую часть пласта.

Этого можно достигнуть поинтервальной кислотной обработкой с использованием пакеров. Однако эта технология сложна, требует значительных затрат времени и средств, поэтому применяется в ограниченных масштабах. Значительно проще решается задача временным блокированием дренированной части пласта, какой либо высоковязкой системой (пробкой), не реагирующей с кислотой, но легко растворяемой нефтью.

Наиболее распространенным способом борьбы с солеотложением является предотвращение его с применением ингибиторов. Существует много способов подачи растворов ингибиторов. Наиболее чаще применяется способ периодической закачки ингибитора в призабойную зону скважины.

Существующей опыт различных промысловых и экспериментальных исследований свидетельствует, что значительное влияние на продуктивные характеристики оказывает призабойная зона скважины. Проникновение твёрдых частиц и фильтратов буровых растворов, отложение асфальтэнов, смол и парафинов на стенках капилляров, уменьшение проницаемости в следствии изменения эффективного горного давления приводит к уменьшению добыных возможностей скважин, и соответственно, снижению темпов разработки и коэффициента нефтеотдачи.

6. Анализ технологической эффективности выполняемых СКО

Обработка призабойной зоны на Пальяновской площади проводилось на 142 добывающих скважинах. Всего проведена 181 обработка. Использовались различные методы такие как: СКО, ГКО, глубокое ОПЗ и т.д.

Солянокислотная обработка выполнена на 17 добывающих скважинах. Проведено 36 обработок с успешностью 65%. Увеличение дебита кратно от 1,1 до 3,4 раза. За счет этого дополнительно добыто 14140 т. нефти. продолжительность эффекта колеблется от 55 до 47 суток. В 2 скважинах СКО проводилось по 3 раза. На 15 скважинах СКО проводилось по 2 раза.

С 1987 г. успешно применяется поинтервальный способ обработки призабойной зоны соляной кислотой, который достигается блокированием дренируемой части обработкой меловой эмульсией.

Рекомендуется на скважинах проводить сначала СКО, затем обработку глинокислотой, глубокую проникающую кислотную обработку, а только потом делать каверно-накопление. обработка каверно-накоплением разрушает цементный камень, что может вызвать водопроявления и затруднения в капитальном ремонте скважин.

7. Рекомендуемая технология проведения СКО

В зависимости от химко-минералогического состава пород пласта, состава загрязняющих фильтрующую поверхность и призабойную зону матерьялов, а также целевого назначения обработок применяются:

А) солянокислотные обработки

Б) обработки глинокислотой, т.е. смесью соляной и плавиковой кислоты

В) двухрастворные обработки с задавливанием в пласт последовательно сначала раствора соляной кислоты, затем глинокислоты.

В рассматриваемых скважинах просматривается слоистая неоднородность пластов, следовательно, коэффициент проницаемости невысок, поэтому рекомендуется проводить двухрастворные обработки.

При простых СКО кислота проникает в хорошо проницаемые прослои, улучшая их и без того хорошую проницаемость. Плохо проницаемые прослои остаются неохваченными. Для устранения этого недостатка применяют двухрастворные обработки.

Солянокислотный раствор предназначается доля растворения привнесённых загрязняющих материалов и, по возможности, для полного выщелачивания карбонатов из призабойной зоны.

За счёт этого исключается возможность образования в поровом пространстве пласта остатков фтористого кальция и других фторидов, способствующих проницаемости пород пласта, а также связывающих определённое, иногда очень большое количество HF, предназначенной для растворения глин, аргиллитов, слюд и других породообразующих силикатных компонентов. Кроме того, устранение карбонатов при действии солянокислотного раствора предупреждает опасность полной нейтрализации соляной кислоты (из состава глинокислоты) за счёт её взаимодействия с карбонатами, что привело бы к быстрому образованию в порах пласта студнеобразного геля кремневой кислоты, с дополнительной порчей пласта.

Сначала на скважине проводятся обычные подготовительные мероприятия: удаление забойных пробок, парафиновых отложений, изоляция обводнявшихся прослоев или создание на забое столба тяжелой жидкости в пределах обводнявшегося низа скважины.

Для изоляции или для снижения поглотительной способности высокопроницаемых прослоев в пласт нагнетают эмульсию. Затем спущенным на НКТ пакером герметизируют кольцевое пространство, и в пласт закачивается оставшийся объем эмульсии под меньшим давлением. После эмульсии закачивается рабочий раствор HCl объемом, равным внутреннему объему НКТ, также при умеренном давлении, по достижении кислотой башмака НКТ закачка продолжается на максимальных скоростях для создания на забое необходимого давления. После рабочего раствора HCl закачивается глинокислота, а затем продавочная жидкость объемом равным объему НКТ и подпакерного пространства. Время выдержки раствора для полной нейтрализации такое же, как и при простых СКО. После выдержки пакер с якорем и НКТ извлекаются, и скважина пускается в эксплуатацию.

8. Расчет процесса проведения СКО и подбор необходимого оборудования

Исходные данные

L(м)	h(м)	Рпл(Мпа)	m(%)	D(м)	d(м)	q (м3/сут)	Qэ (т)
1471	6,4	15	0,2	0,22	0,05	13,24	951,79
1592	4,2	15	0,2	0,22	0,05	8,13	689,32
1643	5,6	15,5	0,2	0,22	0,05	9,58	758,14
1624	5,02	15,5	0,2	0,22	0,05	8,43	867,54
1530	6	14	0,2	0,22	0,05	8,62	892,24
1619	4,3	14,5	0,2	0,22	0,05	6,26	752,12
1446	3,8	16	0,2	0,22	0,05	6,92	346,89
1546	4,7	15	0,2	0,22	0,05	7,38	586,25
1448	4,6	15,5	0,2	0,22	0,05	10,11	695,24
1490	7	13	0,2	0,22	0,05	8,83	902,56

Скважина №44

Необходимый объем раствора:

W_р= 1,1*h

W_p = 1,1*6,4 = 7,04 м³_.

Объем товарной кислоты:

W_k = W_p*x_p(5.09*x_p+999) W_k=7,04*15 (5.09*15+999)/(27.5 (5.09*27.5+999) = 3,63 м³.

x_k, x_p - объемные доли товарной кислоты, кислотного раствора соответственно, %.

Если при перевозке и хранении кислоты ее концентрация изменилась, то объем товарной кислоты рассчитывается:

W_k= W_p*5.09*x_p(5.09x_p+999)/(_k(_k - 999)

W_p= 7,04*5.09*15 (5.09*15+999)/(1139 (1139-999)) = 3,63 м³

В качестве замедлителя реакции и стабилизатора окисных соединений железа используем уксусную кислоту, объем которой определим по формуле:

W_ук= b_ук*W_p/c_ук=3*3,63/80=0.264м³

b_ук - норма добавки 100%-ной уксусной кислоты, равная 3%.

С_ук - объемная доля товарной уксусной кислоты, равная 80%.

В качестве ингибитора коррозии выбран реагент В-2, объем которого:

W_и= b_и *W_р/c_и= 0.2*7,04/100=0.01408м³.

b_и - выбранная доля реагента в растворе, равная 0.2%.

с_и-объемная доля товарного продукта, равная 100%.

Количество интенсификатора, принимаем Марвелан-К(О):

W_инт= b_инт *W_p/100=0.3*7,04/100=0.02112м³.

b_инт - норма добавки интенсификатора, принятая равной 0.3%

При использовании технической соляной кислоты в ней может содержаться до 0.4% серной кислоты. Ее нейтрализуют добавкой хлористого бария, количество которого определяют по формуле:

G_хб= 21.3*W_p(a*x_p /x_p - 0.02)

G_хб=21.3*7,04 (0.4*15/27.5 - 0.02)=29,77м³

21.3 - масса хлористого бария, необходимая для нейтрализации 10 кг серной кислоты.

ax_p/x_к - объемная доля серной кислоты в приготовленном растворе.

а - объемная доля серной кислоты в товарной соляной кислоте, %.

0.02 - допустимая объемная доля серной кислоты в растворе, когда после реакции ее с карбонатными породами соли не выпадают в осадок, %.

При плотности хлористого бария 4000 кг/м³ объем его с учетом G_хб определяют:

W_хб= G_хб/4000 = 29,77/4000= 0.007429м³

Объем воды для приготовления кислотного раствора:

W_в= W_р - W_к - W_реаг = 7,04-3,63-0,0148-0,01221-0,264-0,007429= 3,1м³.

Порядок приготовления кислотного раствора.

Наливают в мерник 3,1 м³ воды, добавляют к воде 0.01408 м³ ингибитора В-2; 0,264 уксусной кислоты; 3,63 товарной соляной кислоты. Полученный раствор тщательно перемешивают и замеряют его плотность ареометром. При правильной дозировке плотность должна соответствовать заданной концентрации при температуре замера. Значение соответствующей плотности _р можно рассчитать по формуле:

W_к = W_р*_р(_р - 999)/(_к(_к - 999))

Для условий задачи

= 999/2 + (999/2)²+1134 (1134 - 999) 3,63/7,04 = 1075 кг/м³

Для определения _р плотность товарной кислоты нужно брать по замеру ареометром при той же температуре, при которой измеряется плотность раствора. Если замеренная плотность больше расчетной, в раствор добавляют воду, если меньше, то товарную кислоту.

Затем добавляют в раствор 29,7 кг хлористого бария, хорошо перемешивают раствор, через 5 минут после этого добавляют 21 л Марвелан-К(О), раствор снова перемешивают и оставляют его на 2-3 часа до полного осветления, после чего раствор перекачивают в цистерну Азинмаш-30А и другие емкости.

Обработка скважин

В процессе подготовительных работ скважина промыта и заполнена нефтью. Закачивают кислотный раствор в объеме выкидной линии, насосно-компрессорных труб и ствола скважины от башмака НКТ до кровли пласта:

V'_к= V_в+ V'_нкт * L + 0.785 (D² - d²⁾*h = 0.04 + 0.0030175*1471 + 0.785 (0.22² - 0.073²)*7,04 = 5,66 м³

V'_в = 0.785*d_в*20 = 0.785*0.05*20 = 0.04 м³

V'_нкт= 0.785d²*1 = 0.785* 0.062²*1 = 0.0030175м³/м.

Для задавливания кислоты в пласт закачивают нефть в объеме выкидной линии, насосно-компрессорных труб и ствола скважины от подошвы НКТ до кровли пласта

V_н = V'_к = 5.66 м³

Затем закрывают задвижку на выкидной линии. Буферное давление падает. Продолжительность реагирования кислоты 1.5-2 ч. Приток вызывают свабированием или с помощью компрессора, производится отработка скважины и очистка призабойной зоны от продуктов реакции. После освоения скважину исследуют для определения эффективности кислотной обработки, а затем сдают в эксплуатацию.

При задавливании кислоты в пласт не следует стремится к достижению максимальных скоростей; надо первые 2-3 м³ задавливать при минимальном давлении на устье, при котором пластом поглощается кислота. Большую часть раствора следует задавливать при давлении, близком к давлению закачки воды.

Объём второго раствора (глинокислоты) на 1 м мощности пласта:

Vгк=(D² - d²)*m/4

где m - пористость

Vгк=3.14*(0.22² - 0.073²)*0,2/4=0,0460 м³

Wгк=h* Vгк=0,3219 м³

Продолжительность нагнетания в пласт раствора соляной кислоты

= (Wр+Wгк +Vн)*10³/(q*3600) = (7,04+5.66+0,3219)*10³/(6.85*3600) = 0.56 ч.

где q - расход жидкости равный 6,85 л/с.

9. Определение технологической эффективности СКО

Требуется определить видимый и действительный текущий технологический эффект на середину каждого месяца и суммарный технологический эффект за период май - декабрь. Средняя величина коэффициента изменения продуктивности скважины:

К_ип = (q₂/q₁ + q₃/q₂ + ……q_n/q_n-1)/(n-1) = (6,83/6,9 + 6,42/6,83 + 5,26/6,42 + 4,34/5,26 + 4,05/4,34 + 3,92/4,05 + 3,98/4,05+3,53/3,98)/7 = 0,8574т/(сут*кг*с/см²)

По формуле К_m = К₀*К^m_ип определим значение предполагаемого коэффициента продуктивности на середину каждого месяца после СКО. При этом входное значение коэффициента продуктивности

На середину мая:

К₀ = К₅ = 3,53 т/(сут*кг*с/см²).

На середину июня:

К₆ = К₀*(К_ип)² = 3,53*0.857² = 2,60т/(сут*кг*с/см²).

На середину июля:

К₇ = К₀*(К_ип)³ = 3,53*0.857³ = 2,23 т/(сут*кг*с/см²).

На середину августа:

К₈ = К₀*(К_ип)⁴ = 3,53*0.8573⁴ = 1,91 т/(сут*кг*с/см²).

На середину сентября:

К₉ = К₀*(К_ип)⁵ = 3,53*0.8573⁵ = 1,63 т/(сут*кг*с/см²).

На середину октября:

К₁₀ = К₀*(К_ип)⁶ = 3,53*0.857⁶ = 1,402т/(сут*кг*с/см²).

На середину ноября:

К₁₁ = К₀*(К_ип)⁷ = 3,53*0.857⁷ = 1,2021 т/(сут*кг*с/см²).

На середину декабря:

К₁₂ = К₀*(К_ип)⁸ = 3,53*0.857⁸ = 1,03 т/(сут*кг*с/см²).

Видимый эффект q определяем по формуле: q = q' (1 - К/К')

q₅ = 5,4 (1 - 5,4/13,21) = 4,16 т/сут.

q₆ = 6,2 (1 - 2,595/13,2) = 5,46 т/сут.

q₇ = 6,8 (1 - 2,2247/13,05) = 5,65 т/сут.

q₈ = 7,8 (1 - 1,908/15,27) = 6,83 т/сут.

q₉ = 8,2 (1 - 1,692/14,91) = 7,3 т/сут.

q₁₀ = 8,9 (1 - 1,402/14,8) = 8,05 т/сут.

q₁₁ = 9 (1 - 1,202/14,85) = 8,27 т/сут.

q₁₂ = 9,3 (1 - 1,03/15,36) = 8,68 т/сут.

Коэффициент эффективности определяем по формуле:

= 1 - N/n*P_1пл/P₂,

где P_1пл = Р_к - Р_1пл и P₂ = Р_к - Р₂

Р_к = 15 МПа, Р_1пл = 12,28 МПа

P_1пл = 15-12,28 = 2,72 МПа

Р₂ = (8,7 + 9,2 + 7,3 + 8,4 + 7,9 + 8,8 + 9,2 + 8,3) /8 = 8,46 МПа

P₂ = 15 - 8,46 = 6,54 МПа

N = (0,75 + 0,69 + 0,82 + 0,79 + 0,69 + 0,72 + 0,67 + 0,70)/8 = 0,73

= 1 - 0,73/0,69*2,72/6,54 = 0,57

Текущий технологический эффект определяется по формуле:

q_iэ = *q_i

q_6э = 0,57*4,16 = 2,39 т/сут

q_7э = 0,57*5,46 = 3,13 т/сут

q_8э = 0,57*5,65 = 3,24 т/сут

q_9э = 0,57*6,83 = 3,92 т/сут

q_10э = 0,57*7,3 = 4,16т/сут

q_10э = 0,57*8,05 = 4,59 т/сут

q_11э = 0,57*8,27 = 4,71 т/сут

q_12э = 0,57*8,68 = 4,95 т/сут

Для подсчета суммарного технологического эффекта используем формулу: Q_э = q_эit_i, где t_i = m_ik_эi

Q_э = 2,39*31 + 3,13*30 + 3,24*31 + 3,92*31 + 4,16*30 + 4,59*31 + 4,71*30 + 4,95*31 = 951,79 т.

Выводы по результатам расчётов: средняя величина коэффициента изменения продуктивности скважины 0,8574 т/(сут*кг*с/см²)

Максимальный технологический эффект составил 951,79 т.

Выводы

Для условий Пальяновской площади с целью улучшения фильтрационных свойств продуктивных пластов согласно расчётам данного курсового проекта рекомендуется применение двухрастворной кислотной обработки, так как она дает больший технологический эффект, по сравнению с другими методами СКО.

Приведенные расчеты показали, что использование двухрастворной кислотной обработки в скважинах привело к увеличению дебита скважин. Суммарный технологический эффект по скважине №44 составил 1163т, что говорит об эффективности метода.

Несмотря на применение более сложной, по сравнению с другими видами СКО, технологии двухрастворная кислотная обработка наиболее оптимальна с точки зрения окупаемости экономических затрат.

????? ????? ???????? ?????????

Список литературы

1. Щуров В.И. «Техника и технология добычи нефти» М. Недра, 1983 г.

2. Мищенко И.Т. и др. «Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи» М. Недра 1984 г.

3. Справочная книга по добыче нефти. Под редакцией Гиматудинова Ш.К. Недра 1979 г.

4. Отчет о состоянии эксплуатационного фонда скважин на 1.01.2002 г. ТПДН «Пальяновский».

Размещено на Allbest.ru