Анализ эффективности применения соляно-кислотных обработок, проводимых в нефтегазодобывающем управлении "Ишимбайнефть"

Размещено на http://www.allbest.ru

ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

СКО ? соляно-кислотная обработка

ГТМ ? геолого-техническое мероприятие

НГДУ ? нефтегазодобывающее управление

КИН ? коэффициент извлечения нефти

ПЗП ? призабойная зона пласта

ПЗС ? призабойная зона скважины

НКТ ? насосно-компрессорные трубы

ЦА ? цементировочный агрегат



ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время, подавляющее число нефтяных месторождений расположенных в Европейской части России находится на последней стадии разработки, характеризующейся высоко-обводнённым фондом скважин, увеличением доли трудно-извлекаемых запасов в общей структуре запасов.

Значительные остаточные запасы нефти месторождений северо-запада Башкортостана находятся в низко-пористых, малопроницаемых, трещиноватых карбонатных коллекторах извлечение нефти из которых представляет большие трудности.

Применение заводнения в карбонатных коллекторах очень ограничено из-за малой приемистости нагнетательных скважин и быстрого прорыва закачиваемых вод к добывающим скважинам в зонах с трещиноватыми породами. Поэтому основная часть карбонатных пластов разрабатывается на естественных режимах с небольшими дебитами скважин.

Для интенсификации притока нефти к скважинам из карбонатных коллекторов наиболее распространённым методом на месторождениях России является проведение различных соляно-кислотных обработок (простые соляно-кислотные, пенокислотные и термопенокислотные обработки).

Целью данного проекта является анализ эффективности применения соляно-кислотных обработок различного вида проводимых в нефтегазодобывающем управлении (НГДУ) «Ишимбайнефть», установления границ наиболее эффективного их применения, а также подробное рассмотрение соляно-кислотной обработки, определения условий при которых от обработки достигается наибольший эффект.

пласт кислотная призабойная скважина



1. Геолого-технологическая характеристика эксплуатационного объекта

1.1 Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Згурицкого месторождения

На начало эксплуатации месторождения нефтеносность месторождения была приурочена к известнякам турнейского яруса (пласт С1t) и верхнефаменского подъяруса (пачка Dfm), песчаникам пластов пашийского (пласт DI) и старооскольского (пласт DIV) горизонтов. В промышленной разработке с 2000 г. находилась только одна залежь турнейского яруса.

Таблица 1.1 - Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Згурицкого месторождения

Параметры	Пласт C1t
Абсолютная отметка кровли (интервал изменения), м	-1220
Абсолютная отметка ВНК (интервал изменения), м	не отбивается
Тип залежей	литологически экранированная
Тип коллектора	поровый
Площадь нефтеносности, 103 м2	15401
Средняя общая толщина, м	6,4
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	2,7
Коэффициент песчанистости, единиц	0,9
Коэффициент расчлененности, единиц	1,3
Средний коэффициент проницаемости, 10-3 мкм2	0,088
Средний коэффициент пористости, единиц	0,1
Средний коэффициент начальной нефтенасыщенности, единиц	0,75
Начальная пластовая температура, оС	27
Начальное пластовое давление, МПа	13,2
Газовый фактор нефти, м3/т	20,4
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3	0,860
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3	0,875
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа•с	7,15
Объемный коэффициент нефти, единиц	1,048
Плотность воды в пластовых условиях, кг/м3	1,48

1.2 Основные технологические показатели разработки по состоянию на 01.01.2014

Динамика показателей разработки представлены в таблице 1.2 и на рисунке 1.

Таблица 1.2 Основные технологические показатели разработки Згурицкого месторождения

Основные показатели разработки	C1t
Год ввода в разработку	2000г.
Максимальная добыча нефти, 103 т/год Год достижения максимальной добычи	48,365 2012г.
Годовая добыча нефти, 103 т/год Доля в общей добыче, %	47,236
Накопленная добыча нефти, 103 т Доля в общей добыче, %	262,381 38,4
Начальные извлекаемые запасы нефти (НИЗ), 103 т Отбор от НИЗ, % Остаточные извлекаемые запасы нефти (ОИЗ), 103 т	1039 25,25 776,619
Текущий КИН, единиц Утвержденный КИН, единиц	0,1 0,399
Годовая добыча жидкости, 103 т/год Накопленная добыча жидкости, 103 т Среднегодовая обводненность, %	66,097 379,420 28,5
Фонд добывающих скважин (перебывавших в эксплуатации в последнем году)	48
Средний дебит нефти, т/сут Средний дебит жидкости, т/сут	2,93 4,1
Годовая закачка воды, 103 м3/год Накопленная закачка воды, 103 м3 Годовая компенсация отбора жидкости закачкой воды, % Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой воды, %	215,7 1805,2 294,5 460,4
Отбор растворенного (попутного) газа, 103 м3/год Использование растворенного (попутного) газа,	963,61 не используется



Рисунок 1 ? Динамика разработки пласта С1t Згурицкого месторождения

1.3 Использование фонда скважин по состоянию на 01.01.2014

Разбуривание Згурицкого нефтяного месторождения происходило в период с 2000 по 2012 год. Фонд скважин приводится в таблице 1.3.

Таблица 1.3 Использование фонда скважин по состоянию на 01.01.2014

Категория скважин	Использование фонда скважин	C1t
Добывающие	Действующие	45
	Бездействующие	3
	Всего	48
Нагнетательные	Под закачкой	17
Общий фонд	Действующие	45
	Бездействующие	3
	Нагнетательные	17
	В консервации	2
	Ликвидированные и в ожидании ликвидации	12
	Всего	79

По состоянию на 1.01.2014 г. в бездействующем фонде скважин находятся 3 скважины: №1471 (остановлена из-за слабого притока),№ 1496 (остановлена из-за высокой обводненности) и № 1497(остановлена из-за высокой обводненности).

1.4 Эффективность применения геолого-технических мероприятий

За время разработки нефтяных месторождений Башкортостана пласты терригенного девона выработались, и роль карбонатных коллекторов возросла. Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что на всех этапах освоения залежей и добычи нефти ухудшается проницаемость пород-коллекторов в призабойной зоне пласта. Основными причинами этого является: уплотнение пород в ПЗП за счёт гидровоздействия в процессе строительства скважин; разбухание глинистого цемента пород-коллекторов; увеличение водонасыщенности пород ПЗП и снижение фазовой проницаемости для нефти при смене его пластовой минерализованной воды на пресный буровой фильтрат; выпадение солей и асфальто-смолистых компонентов на границе раздела пресный фильтрат-минерализованная вода. В результате величина закальматированной вскрытой эффективной толщины пласта составляет до 80 % общей эффективной толщины пласта продуктивного горизонта.

При разработке нефтяных месторождений на естественных режимах коэффициент нефтеотдачи в среднем достигает 0,1 - 0,4, т.е. от 90 до 60 % первоначальных запасов нефти остаются в пласте, поэтому важнейшей задачей является внедрение мер направленных на увеличение конечного коэффициента нефтеотдачи пласта. В целом или селективно эти методы направлены на увеличение коэффициента охвата пласта, изменение физико-химических свойств пластовой нефти, воды, коллекторских свойств пласта.

Для восстановления проницаемости до первоначальной величины применяют ряд методов. Это различные виды кислотных и тепловых обработок, гидроразрыв пласта, нагнетание ПАВ и других реагентов. В таблице 1.4 приведены методы увеличения нефтеотдачи пласта и интенсификации добычи нефти, проведённые в НГДУ «Ишимбайнефть» в 2013 году, а также дополнительная добыча за счёт применения этих методов.

Таблица 1.4 Эффективность применения ГТМ

Мероприятие	Число скважин	Дополнительная добыча нефти, тонн
Микробиологические методы, в т.ч.		5225
закачка сухого активного ила	4	1727
биокомплексная обработка	9	1381
закачка биоПАВ с жидким стеклом	9	2117
Химические методы, в т.ч.		8733
закачка “КОГОР”	7	1059
закачка СЩР	10	880
закачка алюмохлорида	9	467
закачка гивпана	10	504
закачка ЩПР	7	995
обработка нефтенолом	17	886
соляно-кислотная обработка	10	1681
пенокислотная обработка	3	361
термопенокислотная обработка	5	413
гивпано-кислотная обработка	1	138
Обработка гидрофобизующей композицией	11	214
закачка нефелина с HCl	4	130
закачка углеводородной эмульсии	3	1004
Физические методы, в т. ч.		4598
вибросейсмовоздействие	2	2147
гидродинамическое воздействие	9	1306
гидроразрыв пласта	2	145
Всего		18556

Из таблицы 1.4 видно, что доля дополнительной добычи нефти от применения микробиологических методов составляет - 28 %, химических - 47 %, физических - 25 %.

Более половины дополнительной добычи нефти от применения химических методов приходится на осадкогелеобразующие обработки - 58,8 %, кислотные обработки занимают 29,7 %.

На рисунке 2 показано распределение дополнительно добытой нефти в 2013 году от применения различных методов.

Рисунок 2 ? Распределение дополнительно добытой нефти в 2013 году от применения различных методов

На рисунке 3 приведены данные по удельной дополнительной добыче от применения химических методов.

Рисунок 3 ? данные по удельной дополнительной добыче от применения химических методов

2. Современное состояние и перспективы развития техники и технологии проведения соляно-кислотной обработки призабойной зоны нефтяных скважин

2.1 Обзор теоретической и современной периодической литературы по теме проекта

Простая соляно-кислотная обработка наиболее распространенный вид кислотных обработок нефтяных скважин, предназначен для разработки порового пространства ПЗП и очистки его от загрязняющего материала, с целью повышения их проницаемости, а следовательно и производительности скважин. Основная цель обработки - повышение проницаемости призабойной зоны за счёт растворения привнесённых в пласт взвесей и увеличения проходного сечения поровых каналов при частичном растворении карбонатных пород. Для простой соляно-кислотной обработки выбираются скважины, эксплуатирующие карбонатные пласты, характеризующиеся загрязнённостью ПЗП парафино-смолистыми отложениями и другими загрязняющими материалами, дебитом нефти ниже потенциального. Выбор скважин для СКО не ограничивается глубиной залегания пласта и величиной дебита. Обработки могут проводиться в скважинах с разным сроком эксплуатации, как в скважинах с открытым стволом, так и в обсаженных. Выбранные скважины должны быть технически исправными и иметь герметичность в интервале обработки. Простая соляно-кислотная обработка скважин проводится по следующей технологии. При открытом затрубном пространстве в НКТ закачивают раствор кислоты в объёме НКТ и затрубного пространства от нижнего конца НКТ до верхней границы обрабатываемого интервала пласта или интервал перфорации. Закрывают затрубное пространство, продолжают закачивать оставшуюся часть раствора, а затем продавочную часть раствора кислоты, а затем продавочную жидкость. После продавливания всего раствора в пласт закрывают устье и скважину оставляют на реагирование. При первичных обработках для более полного охвата всей толщины пласта, рекомендуется давление продавливания раствора кислоты составляет 8-12 МПа. При последующих обработках стремятся к максимально возможному увеличению скорости продвижения раствора кислоты по пласту для достижения наиболее глубокого проникновения его в пласт. При обработке малопроницаемых пород рекомендуют несколько ограничить скорость продавливания раствора кислоты для более полного охвата толщины обрабатываемого пласта и исключения его разрыва. Ориентировочные сроки выдерживания растворов кислот на забое скважины 0,5 - 4 часа. До обработки скважины исследуются на профиль притока. Снимается кривая восстановления давления для определения коэффициента проницаемости, пъезопроводности, приведенного радиуса. Для обработки ПЗП приготавливается 15 % раствор НСI из расчета 1,8-2 м3 на один метр мощности обрабатываемого пласта. Далее проводится промывка ПЗС водой от грязи со спуском НКТ до забоя. НКТ промывают 15 % раствором НСI. Для этого 0,5 м3 раствора закачивается в НКТ и продавливается до нижнего конца, а затем обратной промывкой выбрасывается на поверхность. Для чистых или новых труб эта операция не производится. Закачивается приготовленный объём кислотного раствора. Продавка его производится водой при максимальной возможной скорости. Продавочная жидкость берётся в 1,5 объёма НКТ. В случае обработки без пакера затрубное пространство заполняется водой. Далее скважину закрывают, и кислотный раствор оставляют в пласте для реагирования на 16 часов. Продукты реакции удаляют промывкой, после чего спускают глубинное оборудование и вводят скважину в эксплуатацию.

При осуществлении технологического процесса по закачке салянной кислоты применяется следующее оборудование:

Агрегат Азинмаш-ЗОА; СИН-32.03 (для закачки соляной кислоты в скважину) Агрегат ЦА-320М определения приемистости скважины перед проведением и после закачки; для продавки жидкости в пласт. Бойлер АЦ-10 (для подвоза воды в отсутствие водовода; для промывки скважины); комплект оборудования для обвязки буфера арматуры скважины и водовода системы поддержания пластового давления.

Схема расстановки при проведении соляно-кислотной обработки призабойной зоны пласта представлена на рисунке 4.

Рисунок 4 ? Схема расстановки при проведении соляно-кислотной обработки призабойной зоны пласта

2.2 Анализ промыслового материала по проведенным кислотным обработкам призабойной зоны скважин

Анализ эффективности кислотных обработок необходим для выбора наиболее эффективного метода воздействия на призабойную зону пласта применительно к условиям конкретного месторождения, установления оптимальных параметров проведения различных обработок, что позволит максимально снизить вероятность неудачных операций. Успешность кислотных обработок, в значительной мере, характеризуют увеличение дебита нефти после обработки (QПО) по сравнению с дебитом до обработки (QДО) и изменение содержания воды после обработки (WПО) по сравнению с обводнённостью продукции скважины до обработки (WДО).

В таблице 2.1 приведены результаты статистического анализа проведённых кислотных обработок.

Таблица 2.1 Результаты статистического анализа проведённых кислотных обработок

Вид обработки	Величина выбо-рки	Уравнение связи	Интервал изменения дебитов и обводнённости	Достоверность аппроксимации
СКО	36	QПО=1,282*QДО+0,5792 VПО=1,089*VДО+8,385	0,1 - 18,8 8,3 - 60,4	0,901 0,746

Из таблицы 2.1 видно, что проведение кислотных обработок позволяет увеличить дебит скважины после ремонта (в определённом диапазоне изменения дебитов и обводнённости до проведения обработки).

Анализ результатов обработки данных позволяет выделить области эффективного применения кислотных обработок на ПЗП карбонатных коллекторов в зависимости от обводнённости скважин. Сведения об успешности и интервалам обводнения скважин для эффективного применения кислотных обработок приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 Успешность кислотных обработок

Вид кислотной обработки	Количество успешных обработок	Успешность обработок, %	Интервал обводнения скважин (%) для эффективного применения	Среднее значение на одну обработку
				степень увеличения дебита	дополнитель-ная добыча нефти, т
СКО	32	88,9	0 - 30	4,5	674,2

Успешность обработок непосредственно зависит от обводненности по скважине до обработки. График зависимости обводненности после СКО от обводненности до СКО представлен на рисунке 5.



Рисунок 5 ? График зависимости обводнённости после СКО от обводнённости до СКО

График зависимости дебита нефти после СКО от дебита нефти до СКО представлен на рисунке 6.

Рисунок 6 ? График зависимости дебита нефти после СКО от дебита нефти до СКО

Из рисунков 5 и 6 видно, что обработка скважин по технологии простой соляно-кислотной обработки приводит, кроме увеличения притока нефти, к росту попутно-добываемой воды. Некоторые СКО проводились в скважинах, в которых обводнённость больше установленных пределов, поэтому результаты этих обработок получились неудачными. Для повышения эффективности обработок необходимо учитывать обводнённость как фактор, значительно влияющий на результаты обработки. Технологическая эффективность от обработок при значениях обводнённости выше указанных пределов очень мала и прибыль, полученная от продажи нефти дополнительно добытой за счёт проведения обработки, не покроет затрат на её проведение. Положительный результат соляно-кислотного воздействия объясняется тем, что в соляной кислоте легко растворяются карбонатные частицы, однако эффективность снижается при последующих обработках, вследствие накопления частиц, не растворяющихся в условиях пласта.

Некоторые СКО проводились в скважинах, в которых обводнённость больше установленных пределов, поэтому результаты этих обработок получились неудачными. Для повышения эффективности обработок необходимо учитывать обводнённость как фактор, значительно влияющий на результаты обработки. Технологическая эффективность от обработок при значениях обводнённости выше указанных пределов очень мала и прибыль, полученная от продажи нефти дополнительно добытой за счёт проведения обработки, не покроет затрат на её проведение. Положительный результат соляно-кислотного воздействия объясняется тем, что в соляной кислоте легко растворяются карбонатные частицы, однако эффективность снижается при последующих обработках, вследствие накопления частиц, не растворяющихся в условиях пласта.

Проанализируем эффективность обработок проведённых на Згурицком месторождении в 2013 году. Для оценки эффективности обработок скважин в таблице 2.3 приведены результаты обработок проведённых на Згурицком месторождении в 2013 году.



Таблица 2.3 Эффективность проведения СКО

№ скважины	До обработки дебит нефти, т/сут	После обработки дебит нефти, т/сут	Результат обработки Увеличение дебита	Дополнительная добыча нефти, тонн
1454	0,7	4,8	4,1	252
1452	0,4	4,8	4,0	119
1456	0,7	2,2	3,1	382
1459	0,8	5,4	4,6	573
1457	1,4	6,2	4,8	293

Результаты таблицы 2.3 показывают, что метод СКО обладает значительной эффективностью. Дополнительная добыча нефти по одной скважине составила в среднем 323 т.

По полученным результатам можно сделать вывод, что применение соляно-кислотных обработок позволяет увеличить добычу нефти.

Для достижения проектных показателей по добыче нефти и конечного коэффициента нефтеотдачи на Згурицком месторождении применяются простые соляно-кислотные обработки скважин ввиду их простоты и дешевизны. Тем более добывающий фонд скважин соответствует критериям при подборе скважин кандидатов, так как среднее значение обводненности по пласту С1t не превышает 30 %.

3. Проектирование проведения СКО на скважине № 1460

3.1 Расчет параметров проектируемой солянокислотной обработки

Для проведения СКО на Згурицком месторождении выбираем скважину № 1460, так как проведение данных видов обработок на соседних скважинах показало положительный результат. Исходные данные для расчетов приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 Исходные данные

Наименование	Значение
Глубина Н, м	1675
Вскрытая эффективная мощность карбонатного пласта h, м	6
Внутренний диаметр скважины D, м	0,130
Диаметр НКТ d, м	0,05

Ниже вскрытого пласта имеется зумпф, глубиной 15 м.

Определим необходимого количества химикатов.

Для заданных условий принимаем концентрацию кислоты 14%. При норме расхода этой кислоты 2 м3 на 1 м интервала обработки. Общий объем соляной кислоты составит 2 м • 6 = 12 м3.

На приготовление 6 м3 14%-ного соляно-кислотного раствора требуется 1840 кг 27,5 %-ной HCl и 4,38 м3 воды. Рассчитаем количество концентрированной HCl, необходимой для приготовления 12 м3 раствора.

mк =1840*12 / 6 = 3680 кг. (1)

Рассчитаем объем воды, необходимой для приготовления 12 м3 раствора.

Vв=4,38*12 / 6 = 8,76 м3. (2)

Итого объем соляно-кислотного раствора составит:

Vк. р-ра = Vк +Vв= (3680*Yhcl /1000) +8.76=13.2 м3, (3)

где Yhcl - плотность соляной кислоты, г/см3. (1.2 г/см3).

В качестве ингибитора принимаем уникол У-2. Необходимое количество уникола определяется по формуле:

Qу=74*b*x* Vк. р-ра / A-x (4)

где b - процент добавки уникола к соляной кислоте (для уникола У-2 принимают 5 % по объему от количества концентрированной кислоты); х - 14 % концентрация солянокислотного раствора;

А - числовой коэффициент, принимаемый равным 214 для 14% концентрации кислоты.

Qу=74*5*14*13,2 / 214-14= 342 л.

Против выпадения в соляно-кислотном растворе содержащихся в нем солей железа, добавляем уксусную кислоту в количестве:

Qу.к.=1000*b* Vк. р-ра /С, (5)

где b - процент добавки уксусной кислоты к объему раствора равный 1,5 %; С - концентрация уксусной кислоты (принимаем 80%).

Qу.к.=1000*1,5*13,2 /80=247,5 л.



Для растворения содержащихся в породе кремнистых соединений и предупреждения их выпадения в виде геля кремниевой кислоты, добавляем к соляной кислоте плавиковую кислоту в количестве:

Qп.к=1000*b* Vк. р-ра/m, (6)

где b ? процент добавки плавиковой кислоты к объему раствора (1%);

Vк. р-ра =13,2 м3 - объем солянокислотного раствора;

m концентрация товарной плавиковой кислоты в процентах, обычно принимается 60%

Qп.к=1000*1* 13,2/60=220 л.

В товарной соляной кислоте второго сорта содержится примесь серной кислоты в количестве до 0,6%, которая после реакции ее с углекислым кальцием образует гипс, выпадающий в виде кристаллов, закупоривающих поры пласта. Против выпадения гипса добавляем к соляной кислоте хлористый барий в количестве:

Qх.б. =21,3* Vк. р-ра*( a*x/z), (7)

где а = 0,6 % - содержание SO3 в товарной соляной кислоте;

х - 14 %-ная концентрация соляно-кислотного раствора;

z = 27,5 % концентрация товарной кислоты;

Qх.б. =21,3* 13,2*( 0,6*14/27,5)=86 л.

В качестве интенсификатора для понижения поверхностного натяжения применяем препарат ДС (детергент советский), который одновременно является ингибитором и наиболее активным понизителем скорости реакции соляной кислоты с породой. Большое снижение скорости реакции способствует более глубокому проникновению кислоты в пласт.

Qдс= Vк. р-ра*1% (8)

Необходимое количество ДС составляет 1-1,5% от объема солянокислотного раствора (принимаем 1%).

Qдс= 13,2 м3 • 0,01 = 0,132 м3 или 132 л.

Посчитаем суммарный объем всех добавок к солянокислотному раствору:

?Q = Qу+ Qу.к+ Qп.к+ Qх.б+ Qдс=342+247,5+220+86+132=1027,5 л=1,028 м3.

Итого определим суммарный объем закачиваемого объема кислотного раствора и добавок.

Vобщ= Vк. р-ра+?Q (9)

Vобщ=13,2+1,028=14,3 м3.

3.2 Расчет технологической эффективности соляно-кислотной обработки скважины № 1460 Згурицкого месторождения

Эффект кислотной обработки скважины определяется суммарным количеством дополнительно полученной нефти после обработки скважины кислотой за все время ее работы с повышенным дебитом. Кроме того, результаты обработки проверяют по величине коэффициента продуктивности скважины до и после обработки при одинаковой депрессии. Суммарный прирост добычи находят путем сопоставления кривой снижения производительности скважины без обработки с фактической кривой добычи нефти после обработки.

Дополнительный прирост суточной добычи нефти по скважине № 1460 возьмем равным 4,6 т/сут по аналогии со скважиной № 1459 Згурицкого месторождения так как данная скважина является соседней. Скважины находятся на одинаковых абсолютных отметках и вскрытая мощность пласта одинакова (порядка 6 м).

Таким образом ожидаемый прирост добычи нефти за период продолжительности эффекта (12 месяцев) составит 1679 тонн. Результаты проектирования соляно-кислотной обработки на скважине № 1460 Згурицкого месторождения представлены в таблице 3.2.

Таблица 3.2

Показатель	Скважина № 12
1 Объект разработки	Ct
2 Интервал перфорации, м	1669,0...1675,0
3 Условный диаметр эксплуатационной колонны, м	0,146
4 Пластовое давление, МПа	11,1
5 Режим работы скважины до СКО:
- дебит нефти, т/сут	0,8
- дебит жидкости, т/сут	1,0
- обводненность, д.ед.	0,2
6 Химреагенты:
- детергент советский, м3	0,132
- хлористый барий, м3	0,086
- плавиковая кислота (60 %), м3	0,22
- уксусная кислота (80 %), м3	0,247
- уникола У-2, м3	0,342
- соляная кислота (14 %), м3	4,44
7 Параметры режима закачки:
- время закачки, час	2...4
- давление, МПа	9...5
8 Технические средства:
- насосная установка УНЦ-160 х 550К (АзИНМАШ-30А)	1
- АЦН	1
- цементировочный агрегат ЦА-320М	1
9 Продолжительность работ, ч	113,0
10 Режим работы и оборудование скважины после СКО:
- дебит нефти, т/сут	5,4
- дебит жидкости, т/сут	6,0
- обводненность, д.ед.	0,6
- типоразмер насоса	НВ1Б-32
- глубина спуска насоса, м	1520
11 Технологическая эффективность:
- начальный прирост дебита нефти, т/сут	4,6

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Из приведенного анализа геолого-технических мероприятий видно, что дополнительная добыча нефти от проведения СКО на месторождении в среднем составила 282.1-771,3 тонны на одну скважинно - обработку, степень увеличения дебита на одну скважину в 1,9-4.5 раз. Поэтому проведение соляно-кислотных обработок в условиях Згурицкого месторождения позволит увеличить коэффициенты вытеснения и охвата пласта заводнением, достижения проектных показателей, а следовательно и проектного коэффициента нефтеотдачи. Дополнительная добыча от проведения соляно-кислотной обработки на скважине № 1460 составит 1679 тонн.

Для увеличения дебитов нефти на месторождении необходимо проводить методы интенсификации как обработка ПЗП соляной кислотой, растворителем и увеличение типоразмеров ШГН на потенциальных скважинах.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. - М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. - 816 с.

Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений -М.: Недра, 1990. -427с.

Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений: Учеб. для вузов/ Под ред. Ш.К.Гиматудинова. - М. «Недра», 1988.-302 с.

Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефт. м-ат. Добычи нефти/ А.С.Андриасов и др. - М.: «Недра», 1983 - 455с.

Круман Б.Б. Расчеты при эксплуатации скважин штанговыми насосами: Справочное пособие. - М.: «Недра», 1980 - 320с.

Каплан Л.С. Технология и техника добычи нефти. Курс лекций.- Октябрьский: Изд-во ОФ УГНТУ, 1990-55 с.

Государственная публичная научно-техническая библиотека России - www.gpntb.ru

Российская государственная библиотека - www.rsl.ru

Российская национальная библиотека - http://ner.ru/

Библиотека справочных материалов Wikipedia [электронынй ресурс]/Центр информационных технологий Wikipedia; ред. Ф. Коэн;Web-мастер Л. Альдерман - Электронные данные - М.: Библиотека справочных материалов Wikipedia 2007г. - Режим доступа:http://ru.wikipedia.org, свободный. - яз. рус.



ПРИЛОЖЕНИЕ А

(обязательное)

Перечень демонстрационных материалов

1	Динамика разработки пласта С1t Згурицкого месторождения.
2	Схема расстановки при проведении солянокислотной обработки призабойной зоны пласта.
3	Результаты проектирования соляно-кислотной обработки на скважине № 1460 Згурицкого месторождения.

ДИНАМИКА РАЗРАБОТКИ РЛАСТА С1t ЗГУРИЦКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ



СХЕМА РАССТАНОВКИ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ СОЛЯНОКИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА

РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ СОЛЯНО-КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ НА СКВАЖИНЕ № 1460 ЗГУРИЦКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Показатель	Скважина № 1460
1 Объект разработки	Ct
2 Интервал перфорации, м	1669,0...1675,0
3 Условный диаметр эксплуатационной колонны, м	0,146
4 Пластовое давление, МПа	11,1
5 Режим работы скважины до СКО:
- дебит нефти, т/сут	0,8
- дебит жидкости, т/сут	1,0
- обводненность, д.ед.	0,2
6 Химреагенты:
- детергент советский, м3	0,132
- хлористый барий, м3	0,086
- плавиковая кислота (60 %), м3	0,22
- уксусная кислота (80 %), м3	0,247
- уникола У-2, м3	0,342
- соляная кислота (14 %), м3	4,44
7 Параметры режима закачки:
- время закачки, час	2...4
- давление, МПа	9...5
8 Технические средства:
- насосная установка УНЦ-160 х 550К (АзИНМАШ-30А)	1
- АЦН	1
- цементировочный агрегат ЦА-320М	1
9 Продолжительность работ, ч	113,0
10 Режим работы и оборудование скважины после СКО:
- дебит нефти, т/сут	5,4
- дебит жидкости, т/сут	6,0
- обводненность, д.ед.	0,6
- типоразмер насоса	НВ1Б-32
- глубина спуска насоса, м	1520
11 Технологическая эффективность:
- начальный прирост дебита нефти, т/сут	4,6
- дополнительная добыча нефти, т	1679
- средний прирост дебита нефти, т/сут	2,3
- продолжительность эффекта, мес.	12

Размещено на Allbest.ru