Повышение добычи нефти путем проведения СКО на Спорышевском месторождении

Повышение добычи нефти путем проведения СКО на Спорышевском месторождении

Повышение добычи нефти путем проведения СКО на Спорышевском месторождении

Введение

Производительность нефтяных и газовых скважин и поглотительная способность нагнетательных зависят главным образом от проницаемости пород, складывающих продуктивный пласт. Чем выше проницаемость пород в зоне действия той или иной скважины, тем больше производительность или приемистость ее, и наоборот.

Проницаемость пород одного и того же пласта может резко изменяться в различных его зонах или участках. Иногда при общей хорошей проницаемости пород пласта отдельные скважины вскрывают зоны с пониженной проницаемостью, в результате чего ухудшается приток нефти и газа к ним.

Естественная проницаемость пород под влиянием тех или иных причин также может с течением времени ухудшаться. Так, при закачивании скважин бурением призабойные зоны их часто загрязняются отфильтровавшимся глинистым раствором, что приводит к закупорке пор пласта и снижению естественной проницаемости пород.

При эксплуатации нефтяных и газовых скважин проницаемость пород в призабойной зоне может резко ухудшиться из-за закупорки пор парафинистыми и смолистыми отложениями, а также глинистыми частицами.

Призабойная зона нагнетательных скважин загрязняется различными механическими примесями, имеющимися в закачиваемой воде (ил, глина, окислы железа и т. п.).

Проницаемость пород призабойной зоны скважин улучшают путем искусственного увеличения числа и размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а также путем удаления парафина, смол и грязи, осевших на стенках поровых каналов.

Методы увеличения проницаемости пород призабойных зон скважин можно условно разделить на химические, механические, тепловые и физические. Часто для получения лучших результатов эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно.

Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах. Их успешно применяют также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества.

Механические методы обработки применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещиноватости.

Тепловые методы воздействия применяются для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон.

Физические методы предназначаются для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что в конечном итоге увеличивает проницаемость пород для нефти.

1. Роль нефти и газа в жизни страны

скважина кислотный нефть продуктивный

Пути развития мировой нефтяной промышленности и весь ее современный облик и размах определились лишь тогда, когда выявилось значение нефти как топлива для моторов и сырья, для химической промышленности. Армия ученых стала работать над раскрытием загадок происхождения нефти, исследовать ее строение, превращение ее составных частей. С каждым годом разветвлялось могучее «генеалогическое дерево нефти». Век назад оно было небольшим саженцем с тремя веточками - тогда знали только три нефтепродукта: керосин, мазут, бензин. Ныне на нем несколько сотен ветвей - продуктов, получаемых из нефти, на первый взгляд совершенно непохожих друг на друга.

С одной стороны, при химической обработке нефти получают пищевые минеральные масла, почти неотличимые от животных и растительных жиров, с другой стороны, из нее же получают взрывчатые вещества огромной силы - динитрогликоль.

Утром люди умываются мылом, в которое входят жирные кислоты, являющиеся нефтяным продуктом. Мужчины бреются, применяя крем, частично приготовленный из нефти, и освежаются одеколоном, содержащим нефтяные ароматические масла. Ходим мы нередко по линолеуму, частично сделанному из нефтяного продукта, или по полу, покрытому лаком, в состав которого входят нефтяные масла. В одежду, белье, носки и галстуки из вискозы входят производные нефти. Самопишущая ручка, выключатели, телефонные аппараты и другие предметы изготовляются из пластической массы, составной частью которой являются нефтепродукты.

Газеты печатаются красками, в которые входит нефть. На улицах по асфальтовой мостовой, приготовленной из нефтяных остатков, несутся машины, шины которых сделаны из синтетического каучука, а моторы работают на бензине.

Уже в первой мировой войне была видна огромная роль нефти в военном деле. Во второй мировой войне по далеко не полным данным одновременно участвовало свыше 200 тысяч самолетов, 150 тысяч танков, 40 миллионов автомобилей. Мощность моторов превысила цифру в 5 миллиардов лошадиных сил.

Движущей силой, «кровью», питающей это бесчисленное количество моторов, без которых невозможна работа ни одного из них, является нефть и получаемые из нее нефтепродукты. Современная война требует самых разнообразных нефтепродуктов и немыслима без нефти.

Из нефти сейчас добывают свыше 700 видов нефтепродуктов, используемых в быту и в самых разнообразных отраслях промышленности, включая и пищевую. Все большее и большее значение в народном хозяйстве РФ приобретает и природный газ, еще недавно считавшийся вредной примесью к нефти и сжигавшийся в факелах.

Очень больших успехов добилась советская нефтяная промышленность. В будущем она их еще приумножит, и немало ценнейших продуктов из нефти и природного газа получит наш народ.

1.1 Краткие сведения о продуктивных пластах

В тектоническом отношении Спорышевское месторождение приурочено к Ноябрьскому крупному куполу III порядка, расположенному в зоне Северо-Нижневартовской моноклинали, которая является структурой Центральной мегатеррасы . Для нее характерно унаследованное развитие поднятий и выполаживание структуры вверх по разрезу. По современным представлениям в пределах района выделяются два структурно-тектонических этажа: палеозойский фундамент и мезозойско-кайнозойский нефтеносный этаж.

В настоящее время фундамент залегает на глубинах 3980-3700 м. и имеет общую тенденцию погружения в юго-восточном направлении. Угол падения составляет 0,7º. На фоне общего погружения явно прослеживаются три полосы северо-восточного простирания, представленные чередованием локальных поднятий и прогибов, амплитуда которых варьирует от 60 до 100 м.

Осадочная толща Спорышевского месторождения представлена многопластовым песчаным интервалом, включающим 27 подсчетных объектов (ПК15, ПК161, ПК162, ПК19, ПК20, АС4, АС6, АС7, АС8, АС9, АС12, БС10, БС1, БС2, БС3, БС4, БС5, БС6, БС70, БС71, БС72, БС80, БС8, БС100, БС101, БС102, БС11 и юрский пласт ЮС11). Продуктивные пласты хорошо выдержанны по общей толщине по площади и имеют обширные законтурные области питания.

В соответствии с классификацией Спорышевское месторождение является сложным, по количеству извлекаемых запасов - крупным.

2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Литологический состав горных пород

Вскрытый геологический разрез Спорышевского месторождения представлен породами мезозойско-кайнозойского чехла и метаморфизованными породами палеозойского складчатого фундамента. Большинство разведочных скважин вскрыли меловые и более молодые отложения.

Юрская система - отложения юрской системы залегают на породах фундамента и перекрываются отложениями нижнего мела. Представлены тремя отделами: нижним, средним и верхним. Нижний и низы среднего отдела представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами Тюменской свиты (мощность 200-300 м). Верхний отдел представлен чередованием слоев серых и светло-серых песчаников и алевролитов баженовской, георгиевской и васюганской свит.

Баженовская свита - породы представляют собой наиболее глубоководные морские осадки юры.

Сложена она черными и буровато-черными битуминозными аргиллитами плитчатыми, с тонкими прослоями глинистого листованного материала и известняков. Аргиллиты обогащены растительным детритом, пиритизированными остатками фауны, вкраплениями пирита.

Отложения баженовской свиты хорошо выделяются как по керну, так и по промыслово-геофизическим данным (повышенные значения КС, высокая естественная радиоактивность). Прослеживается свита на большей части Западно - Сибирской плиты и является одним из самых выдержанных литологических и стратиграфических реперов.

К кровле баженовской свиты приурочен хорошо известный регионально выдержанный опорный отражающий сейсмический горизонт Б.

Волжский возраст аргиллитов баженовской свиты установлен на основании фауны аммонитов, двустворок, фораминифер.

Толщина свиты составляет 21м. Возраст свиты волжско-раннебериасский.

Георгиевская свита - вскрыта на глубинах 3097-3125м. Отложения ее представлены глинами аргиллитоподобными, темно-серыми, иногда черными, преимущественно тонко отмученными, реже алевролитистыми. В глинах георгиевской свиты часто отмечаются включения глауконита, который придает породе зеленый оттенок.

Толщина георгиевской свиты на Средне-Итурском месторождении 3-4м.

Васюганская свита -По своему литологическому составу делится на две подсвиты: нижнюю - глинистую и верхнюю - преимущественно песчаную.

Нижняя подсвита представлена глинами аргиллитоподобными, темно-серыми, с буроватым оттенком, преимущественно тонко отмученными, однородными. Толщина подсвиты, вскрытая в скважинах 736, 776 - 47-48м.

Меловая система

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

Нижний отдел включает в себя породы четырех свит (снизу вверх) сортымскую, усть-балыкскую, сангопайскую, алымскую.

Средний отдел - покурскую свиту.

Верхний отдел - кузнецовскую, березовскую, ганькинскую.

Сортымская свита - отложения залегают на битуминозных аргиллитах баженовской свиты. Свита вскрыта всеми пробуренными скважинами на глубинах 2581-2633м.

Нижняя часть свиты преимущественно глинистая. Сложена аргиллитами серыми и тёмно-серыми, иногда с голубоватым или слабо-зеленоватым оттенком, плотными, часто алевролитистыми, слабо известковыми. Для пород характерны включения углистого детрита.

Верхняя часть сортымской свиты в разрезе рассматриваемого месторождения представляет собой ритмичное чередование выдержанных в приделах поднятий пластов песчаников и глин.

Усть-балыкская свита - вскрыта на глубине 2320-2367м.

Свита подразделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты:

Границей раздела является сармановская пачка. Нижняя подсвита представлена частым переслаиванием песчаников, аргиллитов и алевролитов.

В нижней части свиты встречается фауна фораминифер и пелеципод верхнего валанжина и ротерива. Толщина нижней подсвиты 140-169м.

Верхняя подсвита представлена чередованием пачек песчаников, алевролитов и глинистых пород, в основном серого цвета. Вверх по разрезу появляются прослои глинистых пород зеленоватого и бурого оттенков. Толщина верхней подсвиты 99-114м.

Толщина отложений усть-балыкской свиты на месторождении изменяется от 249 до 275м.

Сангопайская свита - вскрыта на глубинах от 2156 до 2211м. По своему литологическому составу делится на две подсвиты: нижнюю и верхнюю.

Нижняя подсвита представлена песчаниками и алевролитами и зеленовато-серыми, с зеркалами скольжения.

В кровле нижней подсвиты залегает быстринская пачка на глубинах 2241-2295м, представлена глинами аргиллитоподобными, серыми до темно-серых. По кровле быстринской пачки условно проведена граница готерива и баррема.

Верхняя подсвита представлена песчаниками и алевролитами серыми, зеленовато- серыми, чередующимися с глинами.

Возраст свиты определён готерив - барремским. Вскрытая толщина свиты 156-172м.

Алымская свита - вскрыта на глубине 2008-2059м.

По своему литологическому составу делится на две подсвиты: нижнюю и верхнюю.

Нижняя подсвита представлена глинами аргиллитоподобными, серые до темно-серых с мелкими линзами, гнездами и прослоями алевролитов, глинистых известняков. Вскрыта на глубине от 2037 до 2079м.

Верхняя подсвита представлена глинами аргиллитоподобными, темно-серыми с тонкими прослоями алевролитов тонко отмученных. Возраст свиты определён аптскин. Толщина свиты 138-160м.

Покурская свита - вскрыта на глубине 1208-1243м.

Представляет собой неравномерное чередование песчаников, алевролитов, аргиллитов, глинистых известняков. Породы преимущественно серые, реже темно-серые.

Песчаники и алевролиты, в основном, мелкозернистые, слюдистые, глинистые. Глинистые породы имеют подчиненное значение, в различной степени обогащены песчаным материалом. Для породы покурской свиты характерен обычный растительный детрит, обугленные обрывки растений, линзы бурых углей. Вверх по разрезу породы становятся менее плотными.

В нижней части разреза встречается фауна фораминифер, а также спорово-пыльцевой комплекс.

Толщина покурской свиты 785-816м.

Кузнецовская свита - вскрыта на глубине 1178-1225м.

Литологически свита сложена глинами темно-серыми, иногда бурыми, плотными, слабослюдистыми, однородными, редко известняковыми. Встречаются пиритизированные растительные остатки, включения зерен глауконита, остатки макрофауны. В осадках встречены фораминиферы и обломки иноцерамов туронского возраста.

Толщина свиты - 29-37м.

Берёзовская свита - вскрыта на глубине 1007-1036м.

Подразделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю.

Нижняя подсвита представлена глинами серыми и пепельно-серыми, опоковидными, переходящие в опоки серые, голубоватые с тонкими прослоями глин, песчаников, песков.

Толщина нижней подсвиты 73-90м.

Верхняя подсвита более однородна по составу: сложена глинами серыми, с зернами глауконита, с редкими прослоями опоковидных глин и опок.

Толщина верхней подсвиты 87-94м.

Общая толщина берёзовской свиты 161-189м.

Ганькинская свита - вскрыта на глубине 832-866м.

Свита завершает разрез меловых отложений. Представлена морскими глинами серого и тёмно-серого цвета, в верхней части с зеленовато-голубоватым оттенком, известковистыми, алевристыми с прослоями глинистых мергелей.

Толщина свиты 68-182м.

Палеогеновая система.

Разрез палеогеновых отложений сложен мощной толщей осадков талицкой, люлинворской, тавдинской, атлымской, новомихайловской и туртасской свит. Отложения нижней части системы представлены в основном глинистыми морскими породами и только в верхней части олигоцена развиты песчаные породы прибрежно-морского и континентального происхождения. Мощность палеогеновых отложений составляет 720-760 м.

Четвертичная система.

Отложения четвертичного возраста представлены песками, глинами, суглинками аллювиального генезиса. На заболоченных участках глины покрыты слоем торфа. Толщина четвертичных отложений составляет 50-110 метров.

2.2 Характеристика продуктивных горизонтов

Пласт ПК16. В подсчете запасов ГКЗ 1998 г. пласт ПК16 считался единым объектом. Однако, по результатам бурения пласт был разделен на два изолированных резервуара - ПК161 и ПК162, каждый со своим водонефтяным контактом.

Пласт ПК161 представлен песчаниками, алевролитами, глинистыми сланцами и маломощными прослоями угля, которые накапливались в условиях дельтовых равнин.

Песчаники пласта характеризуются следующими средними значениями ФЕС:

–    коэффициент пористости по ГИС - 0,25 доли ед., по керну- 0,25 доли ед.;

–    коэффициент проницаемости по ГИС - 84 мД, среднее значение по керну составляет 123 мД.

Нефтяная залежь пласта занимает площадь 22 км2, ВНК принят на а.о.-1656-1659 м. На юге залежь стратиграфически экранируется глинистыми сланцами пойменных фаций, разделяющих две cистемы дельтовых протоков. Значения нефтенасыщенных толщин значительно отличается в различных фациальных зонах. Среднее значение нефтенасыщенных толщин в центральной зоне дельтовых проток составляет 6,2 м, тогда как в зоне пойменных отложений всего 1,2 м. Средний коэффициент нефтенасыщенности равен 0,50 доли ед.

Пласт ПК161 отделен от подстилающего пласта ПК162 тонкой алевролито-глинистой перемычкой толщиной от 2 до 4 м. Эта перемычка выдержана по всей площади распространения обеих залежей. Нефтяная залежь является пластово-сводовой, литологически экранированной с юга и частично на северо-западе и северо-востоке. Размеры залежи 6,3×4,1 км, высота 12 м.

Пласт ПК162 представлен песчаниками системы дельтовых протоков, широтного простирания, а также более мелкозернистыми пойменными отложениями, в толще которых встречаются невыдержанные по площади песчаники небольшой мощности. Средние значения коллекторских свойств схожи с пластом ПК161:

–    коэффициент пористости по ГИС составляет 0,25 доли ед., по керну - 0,26 доли ед.;

–    коэффициент проницаемости по ГИС 80 мД, по керну - 40 мД.

Нефтяная залежь, приуроченная к северной части системы дельтовых протоков. Экранирующие глины пойменных фаций разделяют две системы дельтовых протоков западно-северо-западного простирания. ВНК принят на отметке -1664±1 м. Нефтенасыщенная толщина достигает 7 м (в районе скважины 140), составляя в среднем по пласту 2,4 м. Нефтенасыщенность в среднем составляет 0,50 доли ед.

Основными объектами разработки в обоих пластах являются песчаники дельтовых протоков. Однако, площади распространения дельтовых каналов незначительны.

Залежь овальной формы, является пластово-сводовой, литологически экранированной с юга, занимает площадь 5,13 км2. Размеры залежи 2,5×2,5 км, высота 12 м.

Залежь пласта ПК16 открыта в 1995 г., в разработку введена в 1996 г. Средняя глубина залегания проницаемой части пласта составляет 1823 м.

Пласт ПК19

Пласт ПК19 представлен относительно маломощным интервалом песчаников, алевролитов и глин толщиной в среднем 8,4 м. Три типа фаций, выявленные по анализу каротажных диаграмм, позволяют предположить, что осадконакопление данного пласта происходило в прибрежных условиях и в условиях авандельты.

Лучшие по коллекторским свойствам песчаники приурочены к области широтного простирания, расположенной в центральной и северной частях месторождения. В пределах этой области пласт ПК19 представлен комплексом песчаников, в которых зернистость увеличивается вверх по разрезу, что характерно для осадконакопления в условиях устьевых баров фронта дельты или средней части берегового склона. Пласт покровного типа, несколько неоднородный, обладает хорошей сообщаемостью. Коэффициент песчанистости высокий, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 4,8 м. Среднее значение коэффициента пористости по ГИС равно 0,26, по керну - 0,24. Среднее значение коэффициента проницаемости, рассчитанного по ГИС - 159 мД. Проницаемость по ГДИ оценивается в 106 мД, что хорошо согласуются со средним значением по керну - 102 мд. Максимальная нефтенасыщенность составляет 0,68 доли ед., а средняя - 0,62 доли ед.

В южной и северной части пласт ПК19 резко замещается глинисто-алевролитовыми породами с редкими прослоями песчаников. Эффективная толщина в этой части разреза составляет лишь 1-2 м. Эти области приурочены на юге месторождения к отложениям внутридельтовых заливов, а на самом севере - к отложениям нижней части берегового склона или продельты.

Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная с юго-востока, имеет площадь 44,4 км2. ВНК принят на а.о. -1802 ± 4 м. ЧНЗ занимает половину площади залежи. Водой подстилается узкая область на крыльях структуры и обширная область на севере структуры, выделяемая по категории С2. Пласт ПК19 является одним из основных объектов разработки и в плане перекрывает нефтяные залежи большинства пластов.

Залежь широтного простирания, является пластово-сводовой, частично литологически экранированной с юга, с двумя небольшими литологическими врезами на севере и одним (средним по величине) литологическим врезом на севере. Залежь занимает площадь 52,1 км2. Размеры залежи 13,3×5,5 км, высота 17 м.

Залежь пласта ПК19 открыта в 1993 г., в разработку введена в 1994 г. Средняя глубина залегания проницаемой части пласта составляет 1928 м.

Пласт ПК20. Формирование пласта происходило в условиях аналогичных условиям пласта ПК19, однако, среднее значение общей эффективной толщины пласта выше и составляет 10,6 м. В центральной части залежь пересекает в северном направлении широкий пояс дельтовых протоков, где отложения представлены переслаиванием песчаников и алевролитов с уменьшением зернистости вверх по разрезу. Толщина песчаников в пределах пояса дельтовых проток изменяется от 8 до 22 м.

Коллекторы характеризуются хорошими ФЕС:

–    средний коэффициент пористости по ГИС составляет 0,25 доли ед., по керну - 0,25д. ед.;

–    средний коэффициент проницаемости по ГИС - 257 мД, по керну- 195 мД, по ГДИ (13 замеров) изменяется в интервале от 2 до 991 мД (в среднем 307 мД).

Анализ фаций позволяет выявить определенную закономерность увеличения эффективной толщины песчаника в направлении с юга на север.

В пласте существует три залежи с разными ВНК: основная и две небольшие северные. Для основной залежи, расположенной в центральной части, принят наклонный ВНК с погружением на юг на отметках - 1803-1810 м. ВНК в среднем принят на а.о. -1806,5 ± 3 м.

Залежь по типу - пластово-сводовая, с одним небольшим литологическим врезом (в районе скважины 48), с обширной водонефтяной зоной занимающей 97% от всей залежи. Нефтенасыщенная толщина пласта в пределах основной залежи в среднем равна - 3,2 м.

Залежь занимает площадь 12,4 км2. Размеры залежи 5,9×2,2 км, высота 6 м.

По площади нефтяная залежь пласта ПК20 перекрывает нефтяные залежи большинства других продуктивных пластов.

Две северные залежи отличаются небольшими размерами, в среднем нефтенасыщенная толщина пласта в них составляет - 1,6 м. ВНК в среднем принят на а.о. -1806,1 м. Залежи разделены между собой структурными прогибами, являются водоплавающими и имеют обширную законтурную водоносную область.

Размеры небольших северных залежей 1,5×1,8 и 1,4×1,9 км, а высота 6 и 8 м, соответственно.

Коэффициент нефтенасыщенности в пределах нефтяной залежи составляет в среднем 0,51-0,56 доли ед. По площади нефтяная залежь пласта ПК20 перекрывает нефтяные залежи большинства других продуктивных пластов.

Залежь пласта ПК20 открыта в 1995 г., в разработку введена в 1996 г. Средняя глубина залегания проницаемой части пласта составляет 1941 м.

Пласт АС4 имеет сложное строение и представлен двумя основными осадочными циклами (пачками) АС4U (верхн.) и АС4L (нижн.), которые образуют единую гидродинамическую систему. Верхняя часть осадочного цикла АС4U представлена песчаниками дельтовых протоков, ориентированных с юго-востока на северо-запад и выявленных в центральной части.

Для этой фациальной зоны вверх по разрезу характерно уменьшение зернистости песчаников, ухудшение ФЕС, увеличение частоты переслаивания алевролитов и глин. Среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины составляет - 4.9 м, коэффициента пористости по ГИС - 0,23. Коэффициент проницаемости в среднем равен 20 мД; для сравнения, по керновым данным модальное значение составляет 12 мД, а медианное равно 22 мД, по ГДИ - 52 мД.

Коэффициент нефтенасыщенности пласта составляет в среднем 0,51 доли ед.

В южной части цикл АС4U представлен тонким переслаиванием маломощных низкопроницаемых песчаников и глин, которые характерны для внутридельтовых заливов. Средняя эффективная толщина песчаников в этой области уменьшается до 2 м.

Нижний осадочный цикл АС4L представлен песчаниками дельтовых протоков, окруженных мелкозернистыми пойменными фациями и песками разливов.

На большей части месторождения эти два цикла разделены глинистой перемычкой. В обеих пачках отмечается значительная неоднородность по площади. Литологические фациальные изменения и наличие разделяющего глинистого пропластка, в особенности в песчаниках дельтовых проток цикла АС4U, ограничивают сообщаемость между песчаниками, как по площади, так и по вертикали. Тем не менее, из-за наличия локальных зон размыва глинистой перемычки, между песчаниками циклов АС4U и АС4L существует гидродинамическая связь, поэтому они образуют единый пласт с общим ВНК, принятым на отметке -1933 ± 3 м.

Залежь пластово-сводовая водоплавающая, занимает площадь 38,7 км2, имеет обширную законтурную водоносную область. Размеры залежи 10,6×4,4 км, высота м.

Залежь пласта АС4 открыта в 1995 г., в разработку введена в 2002 г. Средняя глубина залегания проницаемой части пласта составляет 2057 м.

Пласт АС6 представлен двумя основными седиментационными циклами (пачками); им присвоены названия АС6U (верхн.) и АС6L (нижн.). Эти две пачки песчаников разделены выдержанной по площади глинисто-алевролитовой перемычкой с локальными зонами размыва. В плане пласт представлен четырьмя структурно-изолированными залежами: основной и тремя малыми северными: в районе скважины 167, в районе скважины 1055, в районе скважины 227.

На территории основной залежи в процессе отложения песчаников верхнего цикла глинистый пропласток между двумя пачками был на отдельных участках полностью размыт. Это привело к установлению гидродинамической связи между этими циклами и к образованию общего водонефтяного контакта (ВНК) для основной залежи на а.о. -1966±5 м. Для трех небольших северных залежей, разделенных между собой структурными прогибами, ВНК отбивается на а.о. -1957 м (в районе скважины 167), 1957 м (в районе скважины 1055) и 1964 ± 4 м в районе скважины 227 м. Верхняя пачка пласта представлена песчаниками, алевролитами и глинами. Мощные песчаники приурочены к двум узким поясам дельтовых протоков, ориентированных на северо-запад, фильтрационные свойства коллекторов улучшаются вниз по разрезу. В южной и северной части месторождения дельтовые протоки прорезают пойменную равнину, заполненную алевролито-глинистым материалом с маломощными прослоями песчаников).

Верхняя пачка пласта характеризуется средними значениями ФЕС:

–    коэффициент пористости по ГИС составляет - 0,23 доли ед., по керну - 0,22 доли ед.;

–    коэффициент проницаемости составляет - 65 мД;

–    нефтенасыщенная толщина песчаников составляет - 1,9 м.

Нижняя пачка пласта представлена песчаниками покровного типа с хорошей связностью, которые распределены практически по всей продуктивной площади пласта.

Формирование этих песчаников происходило в условиях широкой системы дельтовых протоков. Толщины коллектора изменяются от 9 до 26 м.

Средние значения ФЕС нижней пачки пласта АС6 в целом лучше, чем у верхней пачки:

–    коэффициент пористости по ГИС составляет- 0,26 доли ед., по керну- 0,22 доли ед.;

–    коэффициент проницаемости по ГИС - 184 мД, по керну - 169 мД, по ГДИ - составляют 89 мД для обоих пластов;

–    нефтенасыщенная толщина песчаников равна 4,9 м.

Как отмечалось выше нефтеносные отложения пласта АС6 включают 4 залежи. Основная залежь занимает площадь 37,4 км2.

Остальные три нефтяные залежи пласта АС6 небольшие по площади, водоплавающие и расположены в северной части месторождения.

Нефтенасыщенная толщина пласта АС6 в среднем составляет 5,3 м, достигая 15,4 м. Средний коэффициент нефтенасыщенности равен 0,61. Пласт имеет обширную законтурную водоносную область.

Залежь пластово-сводовая водоплавающая, занимает площадь 38,7 км2, имеет обширную законтурную водоносную область. Размеры залежи 10,4×3,6 км, высота 27,4 м.

Залежь пласта АС6 открыта в 1995 г., в разработку введена в 1997 г. Средняя глубина залегания проницаемой части пласта составляет 2093 м.

Пласт БС1. Пласт представлен массивными чистыми песчаниками покровного типа, которые по генезису можно отнести к отложениям объединенной системы дельтовых протоков. Они характеризуются хорошей сообщаемостью, как по площади, так и по разрезу.

Средние ФЕС для коллекторов составляют:

–   эффективная толщина - 14,3 м.

–    коэффициент пористости по ГИС - 0,23 доли ед., по керну - 0,22 доли ед.;

–    коэффициент проницаемости - 99 мД; по керну 113 мД, при модальном значении - 85 мД; замеры ГДИ отсутствуют.

–       В пределах месторождения выявлены четыре водоплавающие залежи: в районе скважин 654, 677, 207, 231 - приуроченные к структурным поднятиям. Самая крупная из них (в районе скважины 654), площадью 2,23 км2, с ВНК принятым на отметках - 2119-2128 м, отделена от меньшей по размеру залежи (в районе скважины 677) небольшой структурной депрессией широтного простирания - с ВНК на а.о. -2121±1 м.

ВНК для двух северных залежей приняты на а.о. -2126 м и - 2121 ± 2 м. Средняя нефтенасыщенная толщина для всех залежей небольшая и составляет 2,3 м. Коэффициент нефтенасыщенности в среднем равен 0,57 доли ед. Нефтеносная зона подстилается мощными водоносными песчаниками и имеет обширную законтурную область питания.

Размеры залежей:

(в районе скважины 654) - 3×0,8 км, высота 16 м;

(в районе скважины 677) - 1,7×0,3 км, высота 8 м;

(в районе скважины 207) - 2,8×1,2 км, высота 7 м;

(в районе скважины 231) - 1,2×0,8 км, высота 7 м.

Залежь пласта БС1 открыта в 1996 г., в разработку введена в 2003 г. Средняя глубина залегания проницаемой части пласта составляет 2027 м.

Пласт БС6. Осадочный комплекс пласта представлен однородными песчаниками покровного типа, которые характеризуются хорошей сообщаемостью как по площади, так и по разрезу. Общая толщина пласта изменяется от 31 до 48 м.

Отложения пласта БС6 генетически сформировались в условиях средней и верхней части берегового склона, а также в береговых условиях. В массивных среднезернистых песчаниках довольно редко встречаются маломощные прослои глин, алевролитов и низкопористых песчаников с карбонатным цементом, толщиной 1-2 м. Следует отметить, что на юге, в верхней части массивного песчаника, развивается глинистый пропласток, достаточно выдержанный по площади, который частично отделяет нефтенасыщенные коллекторы от водоносных песчаников.

Коллекторы пласта характеризуются следующими средними значениями ФЕС:

–    коэффициент пористости по ГИС - 0,22 доли ед. и по керну - 0,21 доли ед.;

–    коэффициент проницаемости по ГИС 86 мД; по керну - 115 мД; по ГДИ - 81 мД.

Нефтяная залежь водоплавающая, занимает площадь 10,7 км2. ВНК принят на отметке - 2182,8±2,8 м. Среднее значение нефтенасыщенной толщины составляет 4,8 м, достигая максимума 11,1 м в районе скважины № 341. Среднее значение коэффициента нефтенасыщенности равно 0,56 доли ед.

Размеры залежи 6×1,9 км, высота 15 м.

Залежь пласта БС6 открыта в 1995 г., в разработку введена в 1997 г. Средняя глубина залегания проницаемой части пласта составляет 2324 м.

Пласты БС.7. В подсчете запасов 1998 г., предполагалось, что пласт БС7 является единым объектом. В результате бурения выяснилось, что пласт имеет более сложное строение и состоит из трех гидродинамически изолированных пластов: БС70, БС71 и БС72.

Пласт БС70. Осадочная толща пласта неоднородна, с резкой латеральной изменчивостью. Представлена переслаиванием глин и песчаников, зернистость песчаников увеличивается вверх по разрезу.

Предполагается, что осадконакопление происходило в условиях авандельты и прибрежной приливной бухты. Эффективные толщины в среднем составляет 1,8 м, достигая максимальных значений 4,2 м в скважине 296.

Пласт по ГИС характеризуется низкими ФЕС: коэффициент пористости равен в среднем 0,21 доли ед.; коэффициент проницаемости -75 мД.

В пласте выделяются три нефтяные залежи (южная; центральная в районе скважины 296 и в районе скважины 643), причем залежи - южная и в районе скважины 296 - по типу являются пластово-сводовые, литологически экранированные, а залежь в районе скважины 643 - пластово-сводовой. Самая крупная южная залежь отделяется от центральной - зоной глинизации широтного простирания. Кроме того, в юго-восточной части залежи - в районе скважины 351 отмечается небольшой литологический врез. Для южной залежи толщина нефтенасыщенных песчаников в среднем составляет 1,8 м. ВНК принят на абс.отметке - 2226 м. Практически вся залежь находится в ЧНЗ.

Центральная залежь (в районе скважины 296) - небольших размеров литологически экранируется с юга. ВНК залежи принят на абс.отметке - 2215 м.

Северная нефтяная залежь приурочена к небольшой купольной структуре, имеет ВНК на а.о. -2227,3-2228,4 м. Средние значения толщин нефтенасыщенных песчаников составляют 2,4 м. Залежь непосредственно подстилается водой. Нефтенасыщенность в целом для пласта составляет 0,50 доли ед.

Размеры залежей:

южной - 3×2,2 км, высота 14 м,

центральной - 0,8×0,8 км, высота 4,5 м.

Залежи пласта БС70 - открыты в 2001 г., но пока не разрабатываются. Средняя глубина залегания проницаемой части пласта составляет 2364 м.

Пласты БС71 и БС70 разделяются тонким выдержанным глинистым прослоем толщиной 1-3 м. Осадочный комплекс пласта отличается неоднородностью по площади и представлен либо чистыми песчаниками, либо переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. Однородные песчаники в основном и приурочены к системе дельтовых протоков, прорезающих на юге алевролито-глинистые пойменные отложения. Коллекторы характеризуются следующими средними значениями ФЕС:

–    коэффициент пористости по ГИС и по керну составляет 0,21 доли ед.;

–    коэффициент проницаемости по ГИС- 31 мД, по керну - 51 мД;

–    эффективная толщина дельтовых песчаников составляет 5,1 м.

Всего здесь выявлено пять пластово-сводовых, литологически экранированных залежей общей площадью 9,1 км2.

Самая большая южная залежь экранируется с севера - зоной глинизации, а кроме того в центре залежи, в районе скважины 309 выделен небольшой литологический врез. ВНК принят на абс. отметке - 2231±3 м. Нефтенасыщенная толщина в отдельных скважинах (№ 1129) достигает 7,7 м, при средней нефтенасыщенной толщине для залежи 2,3 м.. ЧНЗ занимает 65% всей продуктивной площади залежи.

Размеры: южной залежи - 3,5×2,2 км, высота -10 м.

В северной зоне пласта выделяют четыре более мелкие залежи - в районе скважин - 150, 181, 1081, 207. Они представляют собой комбинацию структурно-стратиграфических ловушек, сформированных в глинистых сланцах пойменных отложений, примыкающих к зонам дельтовых протоков.

ВНК для залежей принят соответственно на абс. отметках:

–    залежь в районе скважины 150 - 2235 м,

–    залежь в районе скважины 181 - 2235 м,

–    залежь в районе скважины 207 - 2228 м,

–    залежь в районе скважины 1081 - 2230 м,

Средние эффективные нефтенасыщенные толщины в пределах малых залежей составляют 1,2 м, при максимальных значениях 2,8 м (скважина №166). Коэффициент нефтенасыщенности в целом для пласта составляет в среднем 0,52 доли ед.

Размеры залежей соответственно - 2,1×0,3 км, высота 6 м; 1,4×0,5 км, высота -3,5 м;

,5×0,4 км, высота -3,3 м; 0,6×0,4 км, высота -1,2 м;

Залежи пласта БС71 - были открыты в 2001 г., но пока не разрабатываются. Средняя глубина залегания проницаемой части пласта составляет 2374 м.

Пласт БС72 - самый мощный из группы пластов БС7, его средняя эффективная толщина составляет 11 м, а средневзвешенная нефтенасыщенная толщина - 4,1 м.

На большей части месторождения пласт представлен однородными песчаниками, в которых встречаются угольные прослои, тонкие глинистые перемычки, ухудшающие вертикальную сообщаемость внутри коллекторов. Генетически песчаники принадлежат к отложениям широкого пояса протоков дельтовой равнины, ориентированного на север.

Коллекторы пласта характеризуются следующими средними значениями ФЕС:

–    пористость по ГИС и по керну составляет - 0,2-0,21 доли ед.;

–    коэффициент проницаемости по ГИС равен 56 мД, по керну - 50мД; по ГДИ составляет - 40 мД.

–       Большая южная залежь почти полностью представлена фациями дельтовых песчаников, занимает площадь 10,3 км2. ВНК принят на отметке - 2241±2 м. По типу - южная залежь пластово-сводовая водоплавающая, с обширной водонефтяной зоной занимающей 99,3%.

Коэффициент нефтенасыщенности в среднем равен 0,54 - 0,57 доли ед. Размеры южной залежи - 3,5×2,2 км, высота -10 м.

Меньшая северная залежь площадью 0,86 км2, представлена песчаниками пойменных конусов выноса с плохой сообщаемостью и низкими ФЕС. Нефтенасыщенные толщины не превышают 1,8 м, составляя в среднем 1 м. ВНК принят на а.о. - 2235-2239 м.

Коэффициент нефтенасыщенности в среднем равен 0,42 доли ед.

Залежи пласта БС72 - были открыты в 2001 г. Средняя глубина залегания проницаемой части пласта составляет 2386 м.

Пласт БС80 залегает на глубине 2360-2416 м (а.о. -2250,5-2297,6 м).

ВНК принят на а.о. -2264 ±1,2 м.

Отложения пласта БС80 представлены однородными песчаниками речных протоков, зернистость которых уменьшается вверх по разрезу. Вследствие размыва внутри отложений речных каналов между песчаниками существует хорошая гидродинамическая связь, как по площади, так и по разрезу.

Коллекторы в этой фациальной зоне имеют следующие средние характеристики ФЕС:

–    коэффициент пористости по ГИС составляет 0,22 доли ед.; по керну - 0,215 доли ед.;

–    коэффициент проницаемости по ГИС равен 137 мД; среднеарифметическая проницаемость по керну составляет 193 мД. Проницаемость по ГДИ составляет 143 мд.

В пласте БС80 выявлено всего три нефтяные залежи, южная и две северные. Самая крупная - южная залежь имеет площадь 7,6 км2. Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная с севера. В среднем эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 4,2 м, достигая максимальных значений 13 м (скважина №321). Гипсометрически высокая часть залежи находится в ЧНЗ. Средняя нефтенасыщенность составляет 0,66 доли ед.

По типу, две небольшие северные залежи являются: более крупная по размерам - пластово-сводовой, меньшая - водоплавающей.

Размеры северных залежей, соответственно: 2,4×1,2 км, высота 6 м и 0,7×0,4 км, высота 3 м.

Залежь пласта БС80 открыта в 1995 г. Средняя глубина залегания проницаемой части пласта составляет 2388 м.

Отложения пласта БС100, покровного типа, представлены чередованием песчаников, глин и алевролитов. Пласт развит по всей площади месторождения и характеризуется отложениями, зернистость которых увеличивается вниз по разрезу. Генетически пласт можно разбить на два более мелких цикла. В нижнем цикле преобладают алевролиты и глины, постепенно опесчанивающиеся в кровле. Для верхнего цикла характерен резкий переход вверх по разрезу от глин и алевролитов к песчаникам мощностью 3-6 м. В отдельных районах песчаники нижнего и верхнего цикла сливаются и образуют коллекторы, эффективная толщина которых достигает 7,6 м. Осадочный комплекс по всей площади месторождения типичен для условий осадконакопления нижнего - среднего берегового склона.

Коллектора пласта характеризуются следующими средними значениями ФЕС:

–    коэффициент пористости по ГИС равен 0,21 доли ед. и по керну -
0,22 доли ед.;

–    коэффициент проницаемости по ГИС равен 112,5 мД, среднеарифметическое значение по керну составляет 60,5 мД, при этом медианное значение составляет 113 мД; значения по ГДИ составляют в среднем 43 мД.

Нефтяная залежь пласта БС100 является пластово-сводовой и имеет площадь 112,7 км2. Нефтенасыщенная толщина достигает 7,2 м (в скважине № 1052), а в среднем составляет 3,5 м. Нефтенасыщенность чисто нефтяной зоны в среднем составляет 0,51-0,55 доли ед., в водонефтяной 0,44-0,52 доли ед.

ВНК пласта принят на а.о. -2340±2 м. На большей части этой площади песчаники нефтенасыщенны до подошвы. Этот пласт является самым крупным на Спорышевском месторождении, как по площади, так и по запасам.

Размеры залежи 16,3×7,8 км, высота 26 м.

Залежь пласта БС100 открыта в 1993 г., в разработку введена в 1996 г. Средняя глубина залегания проницаемой части пласта составляет 2450 м.

Пласты БС100 и БС101 разделяются тонкой глинисто-алевролитовой перемычкой толщиной 3-4 м

Пласт БС101 достаточно мощный, общая его толщина изменяется от 4,5 до 33 м. Песчаники покровного типа в основном имеют хорошую гидродинамическую связь по площади и по разрезу. По форме записи каротажных кривых он представлен мощным комплексом однородных песчаников с тонкими прослоями алевролитов, глин и песчаников с карбонатным цементом. В верхней части разреза с юга на север толщина глинисто-алевролитовых перемычек увеличивается.

Осадконакопление пласта происходило в условиях прибрежного морского берегового склона, а именно, в верхней части берегового склона с переходом к фациям средней и верхней части берегового склона на севере. С юга на север происходит уменьшение средних эффективных толщин с 18 до 12 м и ухудшение ФЕС, а именно пористости с 23 до 21%.

Залежь пластово-сводовая, в основном водоплавающая, с незначительным ЧНЗ в районе скважин № 320 и № 287. Залежь занимает площадь 28,8 км2. Залежь имеет наклонный ВНК, погружение отмечается с севера на юг с отметки - 2336 м на севере до глубины -2342 м на юге. Для расчета запасов - ВНК для залежи принят в среднем на а.о. -2340±3 м. Средняя нефтенасыщенная толщина залежи составляет 5,2 м, а в самой высокой части структуры достигает 15 м (в скважине № 309). Коэффициент нефтенасыщенности равен в среднем 0,6. Помимо мощного водоносного горизонта, подстилающего нефтяную залежь, отмечается также обширная законтурная водоносная область.

Коэффициент пористости по ГИС в среднем по пласту составляет 0,23 доли ед.; коэффициент проницаемости 157 мД. По керну средний коэффициент пористости равен 0,22 доли ед. а коэффициент проницаемости - 165 мД. Средние значения проницаемости по ГДИ составляют 142 мД.

С юга на север происходит уменьшение средних эффективных толщин с 18 до 12 м и ухудшение ФЕС, а именно пористости с 23 до 21%.

Размеры залежи 9,1×2,6 км, высота 23 м.

Залежь пласта БС101 открыта в 1993 г., в разработку введена в 1996 г. Средняя глубина залегания проницаемой части пласта составляет 2464 м.

Пласт БС11

Пласт, покровного типа с хорошей сообщаемостью по площади и по разрезу, представлен песчанистой толщей с однородными петрофизическими свойствами. Алевролиты, глины и карбонатный цемент встречаются в толще песчаников лишь в виде отдельных тонких прослоев. Формирование пласта происходило в условиях верхней части берегового склона.

Эффективные толщины пласта увеличиваются с юга на север, изменяясь от 8 до 15,7 м.

Коллекторы пласта характеризуются следующими средними ФЕС:

–    коэффициент пористости по ГИС составляет 0,21 доли ед., по керну - 0,20 доли ед.;

–    коэффициент проницаемости по ГИС - 75 мД, среднеарифметическое значение по керну - 110 мД, по ГДИ - 110 мД.

Залежь пластово-сводовая, в основном водоплавающая, участок ЧНЗ выявлен лишь в южной части структуры. ВНК для залежи принят наклонный, на северо-западе имеющий а.о. -2430,5 м. и погружающийся на юге до отметки - 2434,5 м. В среднем ВНК проведен на а.о. -2432,5 м. Продуктивная часть пласта имеет площадь 36,4 км2. Нефтенасыщенная толщина в среднем составляет 4,3 м.

Средний коэффициент нефтенасыщенности равен 0,58. Помимо подошвенной воды на большей части нефтяной залежи существует обширная законтурная водоносная область.

Размеры залежи 12 ×3,2 км, высота 21,5 м.

Залежь пласта БС11 открыта в 1993 г., в разработку введена в 1996 г.

2.3 Физико - химическая характеристика пластовых флюидов

Физико-химические свойства нефтей и растворенных газов Спорышевского месторождения изучались по данным исследований поверхностных и глубинных проб, выполненных в Центральной лаборатории Главтюменьгеологии и в Центральной химической лаборатории НГДУ “Холмогорнефть”.Вязкость нефти в поверхностных условиях на объекте ПК колеблется около 1,1 мПа/С, объёмный коэффициент нефти составляет 1,215 доли единиц, содержание серы в нефти колеблется от 0,72% в пласте ПК19 до 0,52% в пласте ПК20. Содержание парафина в нефти в пласте ПК19 - 2,43%, а в ПК20 - 6,52 %. Газовый фактор по объекту ПК составляет 42м3/ м3, по объектам БС и АС он имеет значение 45-53 м3/ м3 и 42 м3/ м3соответственно. Вязкость воды в пластовых условиях 0,5мПа*С. Плотность нефти в поверхностных условиях по объекту ПК - 0,887 т/м3, а в пластовых 0,730 т/м3, плотность воды около 1,02 т/м3., давление насыщения по объекту ПК колеблется от 12,1 МПа (ПК16) до 52 (ПК19).

3. ТЕХНИКО - ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1 Фонд скважин Спорышевского месторождения

Всего в добывающем фонде Спорышевского месторождения на 01.01.2009 года состоит 362 скважин. 24 скважин из этого числа являются бездействующими либо временно бездействующими (ремонт). Высокодебитные скважины в основном оборудованы импортными установками ЭЦН («REDA» «CENTRILIFT»). Также используются отечественные УЭЦН («БОРЕЦ» «АЛНАС»).

Также на фонде имеются разведывательные скважины, ведущие работу на трёх основных пластах: АС-4, ПК-19, БС-10.

Для поддержания пластового давления в эксплуатации находиться примерно 100 нагнетательных скважин.

По состоянию на 1 января 2009 года ежесуточный дебит нефти месторождения составляет 5,5 тысяч тонн продукции. Обводнёность нефти высокая и составляет в среднем 90,4 %.

3.2 Факторы, ухудшающие коллекторские свойства пласта и действие различных соединений при соляно - кислотной обработке

Основная причина низкой продуктивности скважин наряду с плохой естественной проницаемостью пласта и некачественной перфорацией - снижение проницаемости призабойной зоны пласта.

Призабойной зоной пласта называется область пласта вокруг ствола скважины, подверженная наиболее интенсивному воздействию различных процессов, сопровождающих строительство скважины и ее последующую среду и нарушающих первоначальное равновесное механическое и физико-химическое состояние пласта.

Само бурение вносит изменение в распределение внутренних напряжений в окружающей забой породе. Снижение продуктивности скважин при бурение происходит также в результате проникновения раствора или его фильтрата в призабойную зону пласта. При взаимодействии фильтрата с пластовой минерализованной водой может происходить образование нерастворимых солей и выпадение их в осадок, набухание глинистого цемента и закупоривание стойких эмульсий, и снижение фазовой проницаемости скважин. Может быть и не качественная перфорация вследствие применения маломощных перфораторов, особенно в глубоких скважин, где эмульсия взрыва зарядов поглощается энергией больших гидростатических давлений.

Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит при эксплуатации скважин, сопровождающейся нарушением термобарического равновесия в пластовой системе и выделением из нефти свободного газа, парафина и асфальто-смолистых веществ, закупоривающих паровое пространство коллектора.

Интенсивное загрязнение призабойной зоны пласта отмечается и в результате проникновения рабочих жидкостей при проведении в скважинах различных ремонтных работ. Приемистость нагнетательных скважин ухудшается вследствие закупорки порового пространства нефтепродуктами, содержащимися в закачиваемой воде. В результате проникновения подобных процессов возрастают сопротивление фильтрации жидкости и газа, снижаются дебиты скважин и возникает необходимость в искусственном воздействии на призабойную зону пласта с целью повышения продуктивности скважин и улучшения их гидродинамической связи с пластом.

Известняк и доломит растворяются в соляной кислоте: хлористый кальций, хлористый магний, соли - хорошо растворимые в воде носители кислоты, и легко удаляются из пласта. Углекислый газ также легко удаляется из скважин, а при давлении свыше 7,6 МПа растворяются в той же воде. Оптимальная концентрация соляной кислоты в растворе принимается равной 10-16%. Применения кислоты с низкой концентрацией (менее 10%) вызывает необходимость наливать в пласт большое наличие воды, в результате чего может осложниться процесс освоения скважин после кислотной обработки.

Применение кислоты с высокой концентрацией (более16%) также нежелательно, это приводит к образованию в пористой среде насыщенных высоковязких растворов хлористого кальция и хлористого магния, трудно извлекаемых из пласта. Кроме того, с увеличением концентрации кислоты возрастает также коррозионная активность, эмульгирующая способность, вероятность выпадения солей в осадок при контакте кислоты с пластовой водой, а также в результате растворения гипса. Наиболее пригодным для обработок является 8-15%-ный раствор соляной кислоты, в котором на 100 весовых частей водного раствора приходится от 8 до 15 частей чистой соляной кислоты. Количество кислоты для обработки скважин выбирают в зависимости от мощности пласта, от химического состава породы, физических свойств пласта (пористость, проницаемость), числа предыдущих обработок. В среднем берут от 0,4 до 1,5 м раствора кислоты на 1 м обрабатываемого интервала. Наименьшие объёмы раствора кислоты 0,4-0,6 м на 1 м мощности пласта применяют для скважин малопроницаемыми коллекторами и с малыми начальными дебитами. Малый объём кислотного раствора для скважин с такими коллекторами может быть частично компенсирован применением повышенной концентрации раствора. Для скважин с более высокой проницаемостью пород, со среднем пластовым давлением для первичной обработки назначают несколько большие объёмы кислотного раствора в пределах 0,8-1,0 м на 1 м мощности обрабатываемого интервала. Наконец, для скважин с высокими начальными дебитами, с породами большой проницаемости принимают объем кислотного раствора 1,0-1,5 м на 1 м мощности пласта.

3.3 Виды осложнений в скважинах при добыче нефти

В работе скважин возможны осложнения, так как скважины эксплуатируют длительное время. Эксплуатация скважин производится в разнообразных условиях, поэтому осложнения, возникающие в процессе работы, также могут быть различными. Нормальная работа скважин в соответствии с установленным технологическим процессом нередко нарушается вследствие:

износа или отказа в работе применяемого подземного и наземного оборудования, эксплуатационной колонны и забоя;

отложений песка (механических примесей, продуктов коррозии), парафина, солей;

преждевременного обводнения продукции.

Одной из старейших проблем нефтяной промышленности является борьба с образованием песчаных пробок. Песок выносится из пласта в ствол скважины в результате разрушения рыхлых, слабосцементированных пород, под воздействием фильтрационного напора при определенной скорости фильтрации. Песок, поступающий в скважину, осаждаясь на забое, образует пробку, которая существенно снижает дебит скважины, приводит также к усиленному износу эксплуатационного оборудования.

Вредное влияние на работу насосов в скважине оказывает свободный газ. Свободный газ, поступающий вместе с жидкостью в ЭЦН, существенно ухудшает его рабочие характеристики. По длине насоса изменяются объемный расход, вязкость и плотность откачиваемой газожидкостной смеси.

Много вреда в процессе эксплуатации скважин приносят отложения парафина. При добыче нефти выпадение парафина неизбежно, так как температура нефти при извлечении ее на поверхность всегда снижается. Парафин наиболее интенсивно откладывается в подъемных трубах

Также осложняет работу отложения солей, они происходят в пласте, скважине, трубопроводах. Причина - химическая несовместимость вод, поступающих в скважины из различных горизонтов или пропластков. Увеличение температуры жидкости в УЭЦН или в интервале расположения погружного электродвигателя приводит к интенсивному отложению карбоната кальция. Основные компоненты солей - гипс, карбонаты кальция и магния. При эксплуатации скважин, оборудованных погружными центробежными электронасосами, возможны осложнения, возникающие в результате вибрации подземного оборудования, которая обусловлена местной связью электродвигателя и центробежного насоса с подъемными трубами, а также осложнения процесса освоения скважин в результате увеличения вероятности прихвата подземного оборудования после глушения их утяжеленным раствором.

Основная особенность эксплуатации скважин электроцентробежными насосными установками - наличие токоведущих частей и электропривода в скважине, с работой которых связаны аварии, ведущие к травматизму прямо или

3.4 Соляно-кислотная обработка для удаления солеотложения

Кислотная обработка рабочих органов УЭЦН проводится на скважинах, где имеет место снижение производительности насосной установки, в результате выпадения в осадок отложений солей на рабочих органах насоса.

При проведении кислотных обработок, необходимо применять ингибиторы коррозии. Добавление ингибитора коррозии к рабочему раствору кислоты защищает металл от коррозии. Синол КМК БС отвечает этому требованию, т.к. в своем составе содержит ингибитор коррозии.

Проведение кислотных обработок УЭЦН. Необходимым условием кислотной обработки является присутствие кислотного раствора в интервале приема насоса и в самом насосе.

Способы проведения кислотных обработок:

) при отсутствии обратного клапана в компановке НКТ;

) при наличии обратного клапана в компановке НКТ;

) при наличии поглащающего пласта или отсутствии циркуляции через насос;

) обработка призабойной зоны пласта.

В первом способе, при отсутствии обратного клапана в компановке НКТ технологический процесс осуществляется следующим образом:

) остановить УЭЦН;

) закачать 2 м3 раствора Синол КМК БС в НКТ;

) закачать объем продавочной жидкости (1% раствор ПАВ) в НКТ, из расчета присутствия 0,5-1 м3 раствора Синол КМК БС в УЭЦН и НКТ, и 1.5-1 м3 раствора КМК БС в затрубном пространстве, для того, чтобы во время реакции, при осаждении раствора Синол КМК БС, происходила очистка ПЭД от отложившихся солей;

) оставить на реакцию в течение 1-2 часов;

) после запуска УЭЦН следовать по правилам ВНР до снижения уровня равного рабочему динамическому.

Во втором способе, при наличии обратного клапана в компановке НКТ технологический процесс осуществляется следующим образом:

для скважин без осложнения при запуске:

) остановить УЭЦН;

) закачать расчетный объем раствора Синол КМК БС в затрубное пространство;

) закачать продавочную жидкость (1% раствор ПАВ) в затрубное пространство из расчета присутствия 0,5-1 м3 раствора Синол КМК БС в УЭЦН через прием насоса. Оставшийся объем раствора Синол КМК БС в затрубном пространстве, при осаждении во время реагирования, очистит ПЭД от отложившихся солей;

) оставить на реакцию в течение 1-2 часов;

) после запуска УЭЦН следовать по правилам ВНР до снижения уровня равного рабочему динамическому;

для скважин с осложнением при запуске:

) для УЭЦН-160 и выше производить закачку расчетного объема раствора Синол КМК БС и продавочной жидкости (1% раствор ПАВ) в затрубное пространство при работающей УЭЦН в течении не более 1 часа, после чего следует отключить установку и продолжить закачку оставшегося объема продавочной жидкости из расчета присутствия 0,5-1 м3 раствора Синол КМК БС в УЭЦН через прием насоса. Оставшийся объем раствора Синол КМК БС в затрубном пространстве, при осаждении во время реагирования, очистит ПЭД от отложившихся солей;

) для УЭЦН-125 и ниже, либо после 1 часа закачки объемов раствора Синол КМК БС и продавочной жидкости (1% раствор ПАВ), либо при снижении рабочих токов, отключить установку на охлаждение и продолжить закачку согласно предыдущего пункта;

) оставить на реакцию в течении 1-2 часов;

) после запуска УЭЦН следовать по правилам ВНР до снижения уровня равного рабочему динамическому.

В третьем способе, при наличии поглащающего пласта;

) закачку проводить при работающем УЭЦН;

) закачать расчетный раствор Синол КМК БС в затрубное пространство;

) закачать 1м3 продавочной жидкости (1% раствор ПАВ) в затрубное пространство, для смыва остатков кислотного раствора с НКТ;

) объем раствора Синол КМК БС должен быть не менее объема жидкости, который может пропустить через себя УЭЦН в течении 2-ух часов.

В четвертом способе при спущенном в скважину УЭЦН и отсутствии или наличии обратного клапана в компановке НКТ технология проведения кислотной обработки аналогична технологии изложенной в первом и втором способах. После того, как кислотный раствор довели продавочной жидкостью до приема насоса, останавливаем УЭЦН на время необходимое для оседания кислотного раствора на забой. Скорость оседания кислотного раствора составляет в среднем 70-100 м в час. Объем раствора Синол КМК БС рассчитывается из условия его нахождения выше верхних отверстий интервала перфорации на расстоянии равном интервалу перфорации из расчета 1.2-1.5 м3 на 1 м вскрытой толщины пласта. Время реакции должно составлять 4-6 часов.

При возникновении связи с пластом продавить кислотный раствор в пласт, при давлении не более 40 атм.

После запуска УЭЦН следовать по правилам ВНР до снижения уровня равного рабочему динамическому.

Для всех перечисленных выше способов кислотных обработок, давление при закачивании раствора Синол КМК БС и продавочной жидкости не должно превышать 40 атм (давления опрессовки кабельного ввода).

3.5 Оборудование для кислотной обработки скважин

Для транспортирования и нагнетания в пласт жидкости при кислотной обработке призабойных зон скважин используются насосные установки УНЦ-160-500К (АзИНМАШ-30А) и АКПП-500, оснащенные трехплунжерным насосом 5НК-500 с приводом от тягового двигателя автомобиля (рис.4.14.).

Установка УНЦ1-160-500К имеет цистерну объемом 6м3 с гуммированными внутренними стенками, разделенную на два равных отсека. Вместимость цистерны на агрегате АКПП-500 3м3. Помимо этого агрегат АКПП-500 комплектуется кислотовозом КП-65 с цистерной объемом 6,5м3 для перевозки раствора ингибированной соляной кислоты (концентрацией 8-21%) и подачи ее на прием насосной установки или в другие емкости. Для перевозки кислоты предназначены также двухсекционные цистерны на автоприцепе ЦПК-6 объемом 6м3.

Для обвязки насосных установок между собой и с устьем скважины используются блоки манифольдов 1БМ-700 и 1БМ-700С. Они смонтированы на шасси автомобиля и состоят из напорного и приемораздаточного коллекторов.

3.6 Реагенты, применяемые при соляно-кислотной обработке скважин

Для уменьшения влияния соляной кислоты на металл оборудования в нее добавляют специальные вещества, называемые ингибиторами. Защитные свойства ингибиторов определяются тем, что вследствие адсорбции их молекул и ионов или коллоидных частиц на катодных участках металла образуется положительно заряженный слой, препятствующий соприкосновению молекул водорода с металлом и разряду иона водорода электролита, что ведет к прекращению растворения железа кислотой.

Ингибиторы добавляют в кислотные растворы для предотвращения преждевременного коррозионного износа контактирующих с раствором (в процессе транспортировки, хранения и закачки) оборудования и труб: обсадной колонны, насосно-компрессорных труб, забойных фильтров, емкостей хранения, цистерн, насосных агрегатов, коммуникационных линий, запорной арматуры и т. д.

Основные требования к ингибиторам коррозии, добавляемым в рабочий раствор при СКО: снижение скорости коррозии в 25-100 раз при невысоких концентрациях; невысокая стоимость товарного ингибитора; хорошая растворимость в рабочем растворе; отсутствие влияния на подвижность раствора; отсутствие эффекта высаливания, т. е. не выпадение в осадок при снижении кислотности раствора; ингибитор не должен образовывать осадков с продуктами реакции основного процесса, т. е. с СаС12, МgСl2 и др.

Ниже приведен перечень (в алфавитном порядке) ингибиторов коррозии, которые применяли при СКО, и их основные свойства.

Реагент БА-6 ( ТУ 6-02-7-6 - 73) - продукт конденсации бензиламина с уротропином, представляет собой вязкую жидкость светло-коричневого цвета со слабым аминным запахом и плотностью 1,058 г/см3, вязкостью при 20 0С около 65 мПа • с, с молекулярной массой 250- 260. Хорошо растворим в неорганических кислотах: соляной, серной, фосфорной - и в органических растворителях: эфире, ацетоне, этиловом спирте, этилацетате и диоксане. Нерастворим в воде. Степень ингибирующего действия в 4NНС1 при концентрации ингибитора 1 г/л при температуре 100°С составляет около 98 %. Стабилен во времени и не коагулирует в присутствии солей трехвалентного железа. Нетоксичен.

Реагент В-2 - обладает высокими защитными свойствами: при концентрации 0,25% снижает скорость коррозии стали марок Ст. 3 и стали 20 в технической соляной кислоте до 0,15 г/(ч-м2). Коэффициент торможения коррозии при 20 °С- 260. Дозировка 2-10 г/л. Применим до температуры 100°С и концентрации НС1 до 36 %. Поставляется в составе ингибированной кислоты по ТУ 6-01-714-77.

Реагент И-1-А (ТУ 38103246-74) - сложная композиция полиал-килпиридинов, получаемых конденсацией паральдегида с аммиаком на базе отходов производства синтетического каучука. Вязкая темно-коричневая жидкость с характерным запахом пиридинов с плотностью 1,01-1,03 г/см3 и вязкостью при 20 °С около 560 мПа-с. Температура застывания минус 5 °С, вспышки 114 °С, самовоспламенения 375 °С. Хорошо растворим в органических растворителях: спиртах:, ацетоне, кетонах; в сильных минеральных кислотах (соляной, серной и др.) частично в нефти, плохо - в бензине; нерастворим в воде. Реагент относится к малотоксичным продуктам без канцерогенного действия.

Защитное действие реагента И-1-А по отношению к углеродистой стали при добавлении его в 15 %-ный раствор НС1 при температуре 50°С составляет 99 °/о, а в условиях сероводородной коррозии - 97- 100 %. Скорость коррозии в ингибированном реагентом И-1-А 20 %-ном растворе НС1 не превышает 0,1 г/(ч-м2).

Реагент эффективен при повышенных температурах (около 80- 90 °С). Для использования при еще более высоких температурах (до 130 °С) к реагенту добавляют йодистый калий Кl. Рекомендуемая концентрация при обычной и повышенной температурах составляет соответственно 0,1 и 0,4 н%. При еще более высоких температурах (до 130 °С) -0,4 % с добавкой 0,01 % йодистого калия.

Реагент И-1-В (ТУ 103238-74) -смесь модифицированных поли-акилпиридинов, вязкая темно-коричневая жидкость с плотностью 1,25-1,35 г/см3 и вязкостью при 20° 800-1200 мПа-с. Температура вспышки 173°С, самовоспламенения 483 0С. Хорошо растворим в воде, спирте, соляной, серной и других сильных кислотах разлагается в течение 24 ч.

Рассмотрев проведенные за анализируемый период обработки ОПЗ и МУН можно сделать вывод о том, что многие технологии в условиях данного месторождения малоэффективны. В дальнейшем для интенсификации добычи нефти на рассматриваемом объекте рекомендуется продолжить применение технологий увеличения нефтеизвлечения. Особое внимание следует уделить системному проведению водоизоляционных работ. Полагается, что научно-технический прогресс обеспечит в последующем замену действующим в настоящее время технологиям усовершенствованными технологиями, эффективность которых при воздействии на пласты в аналогичных условиях окажется лучше предшествующих.

3.7 Техника проведения соляно - кислотной обработки нефтяных и газовых скважин

Для оценки эффективности воздействия кислоты на пласт в скважинах целесообразно проводить гидродинамические исследования до и после кислотной обработки.

Скважину до обработки необходимо тщательно очистить от песка, грязи, парафина и продуктов коррозии. Для очистки ее стенок от цементной и глинистой корки и продуктов коррозии при открытом забое и предупреждения попадания загрязняющих материалов в пористое пространство пласта при последующих обработках рекомендуется применять кислотные ванны. При этом кислоту закачивают на забой скважины и выдерживают ее там, не задавливая в пласт. Если установлено, что в нижней части пласта имеется подошвенная вода, то низ скважины изолируют от действия кислоты. Для этой цели через эксплуатационные трубы на забой нагнетают бланкет (раствор хлористого кальция плотностью 1200-1300 кгс/м3) или соленую воду, плотность которой на 100-150 кгс/м3 больше плотности кислотного раствора. Забой скважины заливают растворами хлористого кальция и при раздельной или выборочной обработке отдельных зон разреза. Для этой же цели можно применять пакеры и химические вещества, вводимые в скважину в жидком виде и превращающиеся там в гели, не смешивающиеся с кислотой (например, высоковязкая эмульсия раствора хлористого кальция в нефти).

Рисунок 3.6 Схема проведения кислотной обработки скважин

Чаще всего скважины обрабатывают при помощи заливочных насосно-компрессорных труб по схеме, приведенной на рис. 3.6. Сначала скважину заполняют нефтью и создают циркуляцию жидкости (положение I), затем в трубы нагнетают заготовленный раствор соляной кислоты. Объем нефти, вытесненной из скважины через кольцевое пространство, измеряют в мернике. Количество первой порции кислоты, нагнетаемой в скважину, рассчитывают так, чтобы она заполняла трубы и кольцевое пространство от башмака труб до кровли пласта (положение II). После этого закрывают задвижку на отводе из затрубного пространства и остатки заготовленного кислотного раствора под давлением закачивают в скважину. Кислота при этом поступает в пласт (положение III). Оставшуюся в трубах и в нижней части скважины кислоту также продавливают в пласт водой или нефтью (положение IV).

При низких пластовых давлениях в скважинах не всегда удается установить циркуляцию при промывке нефтью вследствие поглощения ее пластом. В этом случае в скважину прокачивают с максимально возможной скоростью от 10 до 20 м3 нефти и при этом наблюдают за положением уровня в кольцевом пространстве с помощью эхолота или других приборов. Установив, что уровень перестал подниматься, не прерывая процесс, в скважину вслед за нефтью при той же скорости нагнетают весь рассчитанный объем кислоты, а затем закачивают нефть для вытеснения кислоты из труб.

Нагнетать кислоту в пласт необходимо с максимально возможной скоростью, чтобы кислота проникала на большие расстояния от ствола скважины.

Для кислотных обработок сконструированы специальные агрегаты. Агрегат Азинмаш-30, смонтированный на машине КрАЗ-257, состоит из гуммированной резиной цистерны емкостью 6 м3, дополнительной емкости на 6 м3, установленной на прицепе, баллона для химических реагентов (для плавиковой кислоты) и насоса трехплунжерного марки 5НК-500 с максимальной подачей 15,8 л/с. Максимально развиваемое давление 50 МПа. Агрегат АКПП-500 имеет цистерну емкостью 3 м3, оборудован насосом 5НК-500.

Кислоту с базы к скважинам доставляют в автоцистернах, внутренняя поверхность которых гуммируется. Кислотовоз КП-6,5 оснащен гуммированной цистерной емкостью 6 м3 и насосом с подачей от 29 до 60 м8/ч. Все оборудование, используемое при кислотных обработках (мерники, емкости, трубы для обвязки), необходимо защищать специальными покрытиями или использовать оборудование из материалов, не взаимодействующих с кислотой.

Количество и концентрацию кислоты для обработки выбирают, исходя из пластовых условий. В скважинах с высоким пластовым давлением, за счет которого после обработки может бить создана повышенная депрессия, применяют 15-25%-ную кислоту. Рекомендуемый объем кислоты, нагнетаемой в пласт, составляет 0,4-1,5 м3 на 1 м мощности обрабатываемой части пласта. При этом 0,4-0,6 м3/м используется для слабопроницаемых пород; 0,8-1 м3/м - для пород средней проницаемости и 1 - 1,5 м8/м - для пород со значительной проницаемостью.

Срок выдерживания кислоты в пласте зависит от пластового давления, диаметра скважины, степени ее загрязненности, состава и свойств пород, наличия в растворе замедлителей реакции и устанавливается экспериментально по результатам двух-трех первых обработок и анализа нескольких проб выведенного на поверхность кислотного раствора.

Для кислотных обработок нагнетательных и эксплуатационных скважин, вскрывших некарбонатные коллекторы, применяют смесь соляной и плавиковой кислот. Эта смесь растворяет глинистые фракции и частично зерна кварцевого песка.

Рекомендуемые средние составы кислотного раствора:

НСL - 8%, НF - 4%

Плавиковая кислота реагирует с карбонатами по схеме:

СаСО3 + 2НF = СаF2 +СО2 +Н2О

Осадок СаF2 значительно ухудшает проницаемость породы. Глинокислотную обработку можно проводить лишь при отсутствии в составе пород карбонатов (или при содержании их не более 0,5%). Поэтому обработку смесью НСL + НF проводят после соляно-кислотной обработки.

Результаты обработки определяют по коэффициенту продуктивности скважины до и после ее обработки, а также по суммарному количеству дополнительной нефти, добытой после обработки скважины кислотой. Экономические показатели целесообразности обработок: количество дополнительной нефти, приходящейся на 1 т израсходованной кислоты, и себестоимость дополнительно добытой нефти.

Результаты обработок зависят от пластовых условий и технологии проведения процесса. Во многих случаях после обработки скважин кислотой отмечено увеличение дебитов как нефтяных, так и газовых скважин в 2-3 раза и более. Вместе с тем со временем всегда наблюдается уменьшение дебитов. При повторных обработках эффективность каждой последующей обработки снижается. Для улучшения результатов повторных обработок необходимо добиться, чтобы активная кислота проникала в пласт на значительное расстояние. Для этого используют, как уже упоминалось, замедлители реакций, глубокое охлаждение забоя, кислотные пены. В «горячие» скважины кислоту для замедления реакции нагнетают в виде нефтекислотной эмульсии. Для замедления реакции вместо соляной кислоты можно использовать уксусную, сульфаминовую и другие более слабые, чем НСL кислоты, растворяющие карбонаты.

При массовых кислотных обработках хранение кислот на кислотных базах и реагентов, подготовка скважин и кислотных растворов и доставка последних к скважинам должны быть максимально централизованы и механизированы.

Технология обработок постоянно совершенствуется. Найдены новые эффективные и термостойкие поверхностно-активные ингибиторы.

3.8 Состав и объемы рабочих растворов

При кислотных ваннах объем рабочего раствора равен объему полости скважины высотой, равной толщине обрабатываемой зоны пласта, а концентрация основного компонента завышена. Типовые составы растворов для кислотных ванн при обработке карбонатных коллекторов приведены ниже.

При простых кислотных обработках карбонатных коллекторов объем раствора берется из расчета на 1 м толщины пласта, м3.

Для слабопроницаемых пород ...........………………………0,4-0,6

Для высокопроницаемых пород ..........……………………0,6-1,0

Для трещиноватых пород .............………………………….0,6-0,8

При вторичных обработках норма расхода увеличивается на 50 %.

Типовые составы растворов для обработки карбонатных коллекторов слабой и высокой проницаемости даны в таблице 3.7. (Раствором номер I проводят кислотную ванну и первичную обработку; остальными растворами ведут внутрипластовую обработку ПЗП).

В таблице приведены рекомендуемые составы растворов для обработки карбонатных коллекторов, а состав и свойства рабочего раствора представлены в таблице 3.2

Таблица 3.2

3.9 Расчёт обработки соляной кислотой на рабочие органы ЭЦН

Рассчитаем объём кислоты и технической воды для обработки рабочих органов ЭЦН на скважине 30, 2 куста, по следующим данным (табл. 3.3)

Таблица 3.3 Исходные данные на СКО

Рассчитаем объём кислоты для промывки рабочих органов ЭЦН:

пром1 = Qжид\24 м3                                                                     (3.1)

где Qжид - производительность насоса ( м3\сут );

- количество часов в сутках;пром1 - объем кислоты для промывки р.о. ЭЦН;пром1 = 80/24 =3,33 м3

Рассчитаем объем тех.воды для вымыва продуктов реакции и соляной кислоты из р.о. и НКТ:

пром2 = ((П · Dвн2) \4) · L м3                                                       (3.2)

где П - 3,14вн2 - внутренний диаметр НКТ;- длина НКТ от устья до пр.сетки ЭЦН;пром2- объем для вымыва продуктов реакции.пром2 = ((3,14 · 0,0592)/4) · 2107 = 5,75 м3

Рассчитаем объем кислоты для реакции в интервале перфорации:

пром3 = ((П · Dвн.э2) \4) · L м3                                                    (3.3)

где П - 3,14;вн. э2 - внутренний диаметр эксплуатационной колонны;- длина от Т заб до И.П. верх. отв.= Т заб - И.П. верх. Отв = 2610,3-2580 =30,3пром3 = ((3,14 · 0,132)/4) · 30,3 = 0,40 м3

Рассчитаем объём технической воды для продавки кислоты до приема УЭЦН:

пром4 = ((П * Dвн.э2) \4)*L э.колоны - V пром2 м3                   (3.4)

где П - 3,14;вн. э2 - внутренний диаметр эксплуатационной колонны;э.колоны - длина колоны от устья до пр.сетки ЭЦН;пром4- объем продавочной жидкости;пром4 = ((3,14 · 0,132)/4 · 2107) - 5,75 = 22,20 м3

Рассчитаем время реагирования соляной кислоты в интервале перфорации.

Расстояние от нижних отв. перфорации до приемной сетки:

Н = Н И.П.ота. нижние - Н пр. сетки м                                        (3.5)

где НИ.П.отв. нижние - расстояние от нижних отверстий перфорации до устья (м)

Н пр. сетки - расстояние от приемной сетки насоса до устья (м).

Н = 2710-2025 = 685 м

Рассчитаем время реакции:реакции = Н : U ч                                                                   (3.6)

где Н - расстояние от нижних отв. перфорации до приемной сетки;- скорость падения соляной кислоты в скв. ( U = 82 м/час).

Т реакции = 685 / 82 = 8,35 (час.)

Таким образом время реакции составило 8,35 часов.

Рассчитаем объём кислоты и технической воды для обработки рабочих органов ЭЦН на скважине 28, 1 куста, по следующим данным (табл. 3.4)

Таблица 3.4 Исходные данные на СКО

Рассчитаем объём кислоты для промывки рабочих органов ЭЦН по формуле (3.1):

пром1 = Qжид\24 м3

где Qжид - производительность насоса ( м3\сут );

- количество часов в сутках;пром1 - объем кислоты для промывки р.о. ЭЦН;пром1 = 173/24 =7,2 м3

Рассчитаем объем тех.воды для вымыва продуктов реакции и соляной кислоты из р.о. и НКТ по формуле (3.2):

пром2 = ((П · Dвн2) \4) · L м3,

где П - 3,14вн2 - внутренний диаметр НКТ;- длина НКТ от устья до пр.сетки ЭЦН;пром2- объем для вымыва продуктов реакции.пром2 = ((3,14 · 0,0592)/4) · 2119 = 5,8 м3

Рассчитаем объем кислоты для реакции в интервале перфорации по формуле (3.3):

пром3 = ((П · Dвн.э2) \4) · L м3,

где П - 3,14;вн. э2 - внутренний диаметр эксплуатационной колонны;- длина от Т заб до И.П. верх. отв.= Т заб - И.П. верх. Отв = 2622-2590 =32 мпром3 = ((3,14 · 0,132)/4) · 32 = 0,42 м3

Рассчитаем объём технической воды для продавки кислоты до приема УЭЦН по формуле (3.4):

пром4 = ((П * Dвн.э2) \4)*L э.колоны - V пром2 м3,

где П - 3,14;вн. э2 - внутренний диаметр эксплуатационной колонны;э.колоны - длина колоны от устья до пр.сетки ЭЦН;пром4- объем продавочной жидкости;пром4 = ((3,14 · 0,132)/4 · 2119) - 5,8 = 22,31 м3

Рассчитаем время реагирования соляной кислоты в интервале перфорации.

Расстояние от нижних отв. перфорации до приемной сетки по формуле (3.5):

Н = Н И.П.ота. нижние - Н пр. сетки м,

где НИ.П.отв. нижние - расстояние от нижних отверстий перфорации до устья (м)

Н пр. сетки - расстояние от приемной сетки насоса до устья (м).

Н = 2723-2030,1 =692,9 м

Рассчитаем время реакции по формуле (3.6):

реакции = Н : U ч,

где Н - расстояние от нижних отв. перфорации до приемной сетки;- скорость падения соляной кислоты в скв. ( U = 82 м/час).

Т реакции = 692,9 / 82 = 8,45 (час.)

Таким образом время реакции составило 8,45 часов.

Рассчитаем объём кислоты и технической воды для обработки рабочих органов ЭЦН на скважине 295, 1 куста, по следующим данным (табл. 3.5)

Таблица 3.5 Исходные данные на СКО

Рассчитаем объём кислоты для промывки рабочих органов ЭЦН по формуле (3.1):

пром1 = Qжид\24 м3

где Qжид - производительность насоса (м3\сут);

- количество часов в сутках;пром1 - объем кислоты для промывки р.о. ЭЦН;пром1 = 24/24 = 1 м3

Рассчитаем объем тех.воды для вымыва продуктов реакции и соляной кислоты из р.о. и НКТ по формуле (3.2):

пром2 = ((П · Dвн2) \4) · L м3,

где П - 3,14вн2 - внутренний диаметр НКТ;- длина НКТ от устья до пр.сетки ЭЦН;пром2- объем для вымыва продуктов реакции.пром2 = ((3,14 · 0,0592)/4) · 2134 = 5,83 м3

Рассчитаем объем кислоты для реакции в интервале перфорации по формуле (3.3):

пром3 = ((П · Dвн.э2) \4) · L м3,

где П - 3,14;вн. э2 - внутренний диаметр эксплуатационной колонны;- длина от Т заб до И.П. верх. отв.= Т заб - И.П. верх. Отв = 2618,4-2579 =39,3 м

пром3 = ((3,14 · 0,132)/4) · 39,3 = 0,52 м3

Рассчитаем объём технической воды для продавки кислоты до приема УЭЦН по формуле (3.4):

пром4 = ((П * Dвн.э2) \4)*L э.колоны - V пром2 м3,

где П - 3,14;вн. э2 - внутренний диаметр эксплуатационной колонны;э.колоны - длина колоны от устья до пр.сетки ЭЦН;пром4- объем продавочной жидкости;

пром4 = ((3,14 · 0,132)/4 · 2134) - 5,83= 22,48 м3

Рассчитаем время реагирования соляной кислоты в интервале перфорации.

Расстояние от нижних отв. перфорации до приемной сетки по формуле (3.5):

Н = Н И.П.ота. нижние - Н пр. сетки м,

где НИ.П.отв. нижние - расстояние от нижних отверстий перфорации до устья (м)

Н пр. сетки - расстояние от приемной сетки насоса до устья (м).

Н = 2714,2 - 2011,7 = 702,5 м

Рассчитаем время реакции по формуле (3.6):

реакции = Н : U ч,

где Н - расстояние от нижних отв. перфорации до приемной сетки;- скорость падения соляной кислоты в скв. ( U = 82 м/час).

Т реакции = 702,5 / 82 = 8,57 (час.)

Таким образом время реакции составило 8,57 часов.

3.10 Порядок проведения работ по соляно - кислотному воздействию на скважинах Спорышевского месторождения

1. Ознакомить звено с планом работ.

2. Провести инструктаж членов звена по действию при возможных нефтегазопроявлениях и по соблюдению природоохранного законодательства.

3. К работе по кислотной обработке допускаются лица, прошедшие инструктаж на рабочем месте.

4. Для работы необходимо иметь:

- АЦН -11 (для завоза воды и растворов ПАВ);

ЦА-320 (для закачки растворов ПАВ и продавочной жидкости в скважину).

УНЦ-160 (для закачки кислоты в скважину)

5. Необходимо завести:

- Необходимое количество раствора соляной кислоты рассчитанной концентрации;

Необходимое количество раствора ПАВ рассчитанной концентрации;

Состав кислотного раствора:

)Соляная (грязевая) кислота - 12%

)Нефтенол-ГФ(ИВВ-1) - 1%

)Нефтенол-ВВД- - 3%

)Вода - остальное

Состав раствора продавки:

) Нефтенол-МЛ(МЛ-81) - 0,5%

) Вода - остальное

6. На расстоянии не менее 25 м, кабиной в сторону от устья скважины, установить агрегат ЦА-320, АЦН-11 и УНЦ-160.

7. Выхлопные трубы двигателя агрегата оборудовать искрогасителем.

8. От насоса агрегата ЦА-320 до фонтанной арматуры собрать нагнетательную линию из труб высокого давления БРС опрессовать на 1,5 давление от максимального рабочего.

9. При опрессовке обвязки и нагнетания рабочей среды в скважину нахождение персонала в опасной зоне запрещено, люди должны быть удалены на безопасное расстояние не менее 25 м от линии нагнетания.

10.Запрещается проводить дозакрепление соединений трубопроводов и арматуры, находящихся под давлением.

11.Технологический процесс осуществляется следующим образом. Бригада ПРС или др. спускают колонну НКТ до нижних отверстий интервала перфорации и поддерживают циркуляцию воды до устойчивого перелива ее из затрубного пространства.

12.Операторы ХОС при открытом затрубном пространстве в НКТ закачивают раствор кислоты в объеме НКТ и затрубного пространства от башмака НКТ до верхней границы обрабатываемого пласта или интервал перфорации.

13.Закрывают затрубное пространство, продолжают закачивать оставшуюся часть раствора кислоты, а затем продавочную жидкость.

14.После продавливания всего раствора в пласт закрывают устье и скважину оставляют на реагирование.

15.При первичных обработках для более полного охвата всей толщины пласта, рекомендуемое давление продавливания раствора кислоты составляет 8-12 МПа.

16.При последующих обработках стремятся к максимально возможному увеличению скорости продвижения раствора кислоты по пласту для достижения наиболее глубокого проникновения в его пласт.

17.При обработке малопроницаемых пород рекомендуют несколько ограничить скорость продавливания раствора кислоты для более полного охвата толщины обрабатываемого пласта и исключения его разрыва.

18.Ориентировочные сроки выдерживания растворов кислот на забое скважины 0,5-4 часа.

19.По истечении времени реагирования производят промывку скважины через затрубное пространство (обратная промывка) водой или через НКТ (прямая промывка) нефтью с целью удаления с забоя продуктов реакции.

20.Схема обвязки наземного оборудования представлена на рисунке 5.4.

21.В нефтяных добывающих скважинах, находящихся в эксплуатации, при обратной промывке в затрубное пространство закачивают нефть.

22.Окончанием работы считается получение запланированного притока из пласта.

3.11 Эффективность кислотных обработок

Под эффективностью понимают увеличение дебита нефти добывающих и приемистости воды водонагнетательных скважин в течение некоторого времени после проведенной обработки пласта. Часто такую эффективность называют технологической.

Технологическую эффективность кислотных обработок лучше всего определять по изменению коэффициента продуктивности или приемистости, так как один и тот же дебит скважины может быть получен при разных дипрессиях на пласт. Для этого до и после обработки определяют забойное давление при трех-четырех режимах работы скважины. Используя известную величину пластового давления (обычно его определяют до обработки), рассчитывают депрессию на пласт для тех же трех-четырех режимов. При каждом режиме замеряют дебит скважины и строят так называемую индикаторную кривую.

Если нет возможности исследовать скважину, то эффективность обработки определяют путем сравнения среднего дебита нефти (или приемистости воды) за три-четыре месяца до обработки с дебитом нефти непосредственно после обработки.

Суммарный эффект обработки определяют путем сравнения того же среднего дебита нефти до обработки со средним дебитом нефти после обработки в течение всего эффективного периода работы скважины. Например, до обработки средний дебит нефти был равен 10т/сут, а после обработки скважину эксплуатировали со средним дебитом нефти 15т/сут в течении 100 дней. Тогда эффект будет равен: (15-10) × 100=500т.

Необходимо иметь в виду, что при оценке эффективности путем сравнения дебитов режим эксплуатации должен быть одинаковым до и после обработки.

Эффективность кислотных обработок оценивается также путем сравнения профилей притока в добывающих скважинах и профилей приемистости в водонагнетательных скважинах. Профили отражают картину распределения притока нефти или приемистости воды по толщине продуктивного пласта. По профилям определяют так называемые коэффициенты охвата пласта притоком в добывающих скважинах и охвата пласта заводнением в водонагнетательных скважинах. Коэффициент охвата - отношение толщины пласта, охваченной притоком или заводнением, ко всей толщине пласта . Если коэффициент охвата увеличивается после проведенной обработки, то обработка считается эффективной. Данные о коэффициентах охвата пласта притоком или заводнением используются при анализе разработки месторождений с целью оценки характера и степени выработки продуктивных пластов.

Экономическая эффективность кислотных обработок в нефтяных добывающих скважинах определяется следующим образом.

Рассчитывается так называемая условно- переменная часть эксплуатационных затрат на 1 т дополнительно добытой нефти после обработки. Эта часть затрат включает в себя затраты на энергию по извлечению, подготовку, сбор и транспорт нефти, затраты на поддержание пластового давления путем нагнетания воды и геологоразведочные работы.

Определяется разница между отпускной ценой одной тонны нефти и условно- переменной частью затрат на одну тонну дополнительно добытой нефти в рублях; эта цифра умножается на весь объем дополнительно добытой нефти и получается экономия по добыче нефти.

Затем определяются затраты на проведение кислотной обработки, включающие стоимость подготовительно- заключительных работ и стоимость работ, связанных с непосредственным закачиванием раствора кислоты в скважину (стоимость работы насосных агрегатов и другого вспомогательного оборудования, кислоты, реагентов и т.д.).

Разность между экономией по добыче нефти и затратами на проведение кислотной обработки (т.е. стоимостью обработки)- экономическая эффективность.

Аналогично может быть определена и экономическая эффективность кислотных обработок в водонагнетательных скважинах.

Объем дополнительно закаченной в пласт воды определяется также, как и объем дополнительно добытой нефти. Затраты на закачивание дополнительного объема воды включает в себя затраты на ее добычу, подготовку, транспортирование и нагнетание в пласт.

4. ОХРАНА ТРУДА, ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА

4.1 Техника безопасности при проведении соляно-кислотной обработки

При соляно-кислотной обработки производят закачку опасных кислот и реагентов при этом возможен разливы и выбросы эти опасных веществ. Кроме того, в качестве жидкости промывки применяют огнеопасные вещества. Для обеспечения нормального хода операции солянокислотной обработки на скважине должны строго соблюдаться правила техники безопасности и осуществляются противопожарные мероприятия.

Солянокислотные обработки производят по специальному плану, утверждённому главным инженером НГДУ. Руководителем работ и ответственным лицом по скважине является инженерно-технический работник.

Насосные установки и другую технику для солянокислотной обработки расставляют на расстоянии не менее десяти метров от устья скважины и одного метра друг от друга, их кабины должны быть обращены в противоположную сторону от устья.

Насосные установки соединяются с устьевой арматурой жёстко трубами. На нагнетательных линиях устанавливают обратные клапана, на насосах - предохранительные устройства, манометры. На устьевой арматуре устанавливается манометр.

После окончания обвязки устья скважины с насосными установками, все трубопроводы и оборудование устья проверяют на герметичность. При этом обслуживающий персонал удаляется на безопасное расстояние.

Во время запуска насосных установок в работу, закачивание и промывочной жидкостей в скважину, запрещается нахождение людей около устья скважины и нагнетательных трубопроводов. У насосных установок находятся только люди непосредственно связанные с их обслуживанием. В процессе работы насосных установок ремонтировать их и производить до укрепление соединений трубопроводов и устья запрещается.

Прежде чем отсоединить трубопровод от устья, необходимо закрыть кран и снизить давление в трубопроводах до атмосферного. Остатки жидкости слить с автоцистерн и насосных установок в специальный резервуар.

К работе в качестве оператора по солянокислотной обработки допускаются лица, прошедшие медицинский осмотр, специальное обучение, инструктажи по безопасному ведению работ и проверку знаний.

Операторы должны через каждые три месяца проходить периодический инструктаж по технике безопасности и не реже одного раза в год - проверку знаний. При внедрении новых видов оборудования и механизмов, новых технологических процессов, а так же при введение в действие новых правил и инструкций по охране труда оператор должен пройти дополнительное обучение или инструктаж.

Помимо знаний техники и технологии процессов оператор по соляно-кислотной обработки должен обладать навыками поведения на рабочем месте, выполнять свои обязанности таким образом, чтобы не допускать возникновения опасных и вредных ситуаций, а так же знать что при этом делать.

Предприятие должно обеспечить обслуживающий персонал спецодеждой, а так же средствами индивидуальной защиты, своевременно их заменять.

4.2 Охрана окружающей среды и недр

Район характеризуется специфическими особенностями (природными, социально-экономическими, свойствами добываемых флюидов - нефти сернистые, парафинистые), которые обусловливают повышенные экологические требования при освоении месторождения.

Попутный газ частично (около 10,4 %) утилизируется на УПСВ и котельных, в основном сжигается на факеле в нарушение природоохранных требований.

Исследовательские работы по изучению состояния компонентов окружающей среды проводились в 1996, 2002 (ХМРО РАЕН) и 2004 гг. Контроль состояния атмосферного воздуха. Результатом нефтедобычи явилось:

сильное нефтяное загрязнение водотоков на территории месторождения. Концентрация нефтяных углеводородов превышает ПДК для объектов хозяйственно-питьевого и рыбохозяйственного назначения во всех водных объекта. Значения ПДК для водных объектов рыбохозяйственного назначения превышаются: в мелких водных объектах до 70 раз и более; в реках - в 1,9-15 раз; в суходольных и внутриболотных - до 5 и 38,6 раза соответственно;

аккумуляция водорастворимых фракций нефти в донных отложениях;

нефтяное загрязнение подземных вод, в том числе хозяйственно-питьевого назначения - до нескольких ПДК;

отчуждение в постоянное пользование около 4 % площади горного отвода;

сильное загрязнение почв по сравнению с фоновым (прежде всего на участках буровых площадок: по концентрации натрия в 5-26 раз, хлоридов - в 4-20 раз, нефтяных углеводородов - в 1,4-1,8 раза; превышение загрязнением почв предельного уровня, не влияющего на плодородие: в 1,8 раза для лесных (подзолистых) почв, в 2,5 раза для аллювиальных почв.

В целом экологическая обстановка на территории планируемой деятельности оценивается как неблагоприятная.

Замечания:

. Содержание и состав раздела не соответствуют требованиям действующих нормативно-методических документов: 1)не охарактеризованы проектируемые источники воздействия на окружающую среду; 2) не оценено воздействие планируемой деятельности на окружающую среду и социально-экономические условия; 3) не определен риск планируемой деятельности; 4)не оценены эколого-экономические показатели осуществляемой и планируемой деятельности; 5)не оценено воздействие осуществляемой деятельности на окружающую среду и социально-экономические условия.

. Описание природной и социальной среды не соответствует в полной мере требованиям действующих нормативно-методических документов. Отсутствуют данные, необходимые для оценки воздействия на окружающую среду (ОВОС): рассеивающая способность приземных слоев атмосферы, уклоны поверхности земли, возможные скорости поверхностного стока, ресурсы поверхностных (прежде всего в период зимней межени) и подземных вод, содержание ценных компонентов в пластовых водах и проч.).

Совершенно недостаточен и некондиционен картографический материал. Схема рек, озер, контура горного отвода и объектов обустройства месторождения (по существу ситуационная схема) (см. рис. 10.1) не читаема из-за мелкого (неуказанного) масштаба, не сопровождается условными обозначениями. Масштаб и информативность схемы не соответствуют стадии проектного документа. Необходимо привести ситуационную схему масштаба не менее 1: 50 000 с обязательным указанием всех существующих и проектных нефтепромысловых объектов включая скважину закачки жидких стоков), наиболее крупных участков замазученности (при невозможности карта замазученности должна быть представлена отдельно), полигона бытовых отходов г. Ноябрьск, а также водоохранные зоны (ВЗ), санитарно-защитные зон (СЗЗ), зоны санитарной охраны (ЗСО), пути миграции и оленей и проч.

Подраздел должен быть доработан в полном соответствии с требованиями СП 11-102-97, СП 11-105-97, СН и П 11-01-95.

.Общие требования к состоянию окружающей среды, экологическим ограничениям перегружены извлечениями из нормативных документов, в части ВЗ, при недостаточности конкретных данных. Следует привести размеры ВЗ и ПП для малых рек, ручьев и крупных озер без названия, находящихся на территории планируемой деятельности. В экологические ограничения необходимо ввести пути миграции оленей Общие экологические требования к техническим решениям должны быть адаптированы к размещению проектируемых нефтепромысловых объектов.

. Характеристика устойчивости природной среды должна быть «привязана» к конкретным экосистемам территории планируемой деятельности, отображенным на соответствующей карте. Следует указать техногенную нагрузку (существующую и планируемую) для каждого типа экосистем.

. Факторы техногенного воздействия (фактически источники воздействия и реакция окружающей среды) рассмотрены только для осуществляемой деятельности в основном с общеметодических позиций, «не привязаны» к конкретным условиям, не соответствуют стадии проектного документа. Не охарактеризованы: 1)количество сжигаемого на факеле газа и валовым выбросам вредных веществ в приземные слои атмосферы (за год и за предшествующий период разработки месторождения), по классу опасности нефтепромысловых объектов и размерам СЗЗ; 2) водопотребление и водоотведение при нефтедобыче, водоотведение сточных вод г. Ноябрьск в реки, протекающие по территории планируемой деятельности, выше (по течению рек) границ этой территории; 3) состав, объемы, класс опасности применяемых химреагентов; 4) состояние фонда скважин, шламовых амбаров, трубопроводов различного назначения; 5) аварийные ситуациям при бурении скважин, на шламовых амбарах, при транспорте продукции (в том числе на переходах через р. Янгаяха, ее притоки и другие водные объекты); 6) качество поверхностных и подземных вод и почв на участках конкретных нефтепромысловых объектов, в том числе кустовых площадок; качество поверхностного стока по ложбинам; 7) развитие процессов термокарста, термоэрозии, подтопления (с соответствующим их картированием); 8) изменение напряженного состояния горного массива, деградация ММП в пределах горного массива, размеры изъятия водных ресурсов и ценных компонентов из недр; 9) размеры площади оленьих пастбищ, выведенных из оборота с учетом требований СанПиН 2.2.1/2.1.1.1031-01; 10) источники максимальной концентрации вредных веществ в приземных слоях атмосферы при аварийных ситуациях и др.

Следует установить причинно-следственные связи типа «источник воздействия - изменение компонента окружающей среды» (по результатам проведенных обследований), поскольку именно эти связи являются основой прогноза изменения состояния окружающей среды при реализации планируемой деятельности.

Подраздел должен быть доработан в полном соответствии с требованиями СП 11-102-97, СП 11-105-97, СН и П 11-01-95.

. Меры по защите окружающей среды должны быть четко подразделены на осуществляющиеся и планируемые. Следует: 1) привести фактические сведения за годы разработки по ликвидации дефектных скважин, повышению качества цементации затрубного пространства, замене аварийных участков трубопроводов, рекультивации шламовых амбаров, наличию нефтеловушек и проч.; 2) предусмотреть мероприятия: а) по защите существующих кустовых площадок и дорог высотой менее 1 м; б)по рациональному использованию минеральных ресурсов, в т. ч. ценных компонентов пластовых вод; 3) пояснить, каким образом предусматривается покрыть существующие подземные трубопроводы наружной изоляцией для защиты от почвенной коррозии и оборудовать системой ЭХЗ; 4) обосновать допустимость: а) рекультивации только переполненных шламовых амбаров, а не всех, как предусмотрено РД 39-133-94; б)ликвидации замазученных участков посредством взрывной рекультивации и удаления верхнего слоя с последующей отсыпкой песка, в)захоронения отходов в отработанных песчаных карьерах, г)использовании предлагаемых нефтесборщиков на малых водотоках, в т. ч. ручьях; 5) определить приоритеты при принятии превентивных мероприятий по снижению риска возникновения аварийных ситуаций на нефтепромысловых объектах.

.Мониторинг состояния окружающей среды должен включать мониторинг социально-экономических условий. Следует указать пункты осуществленного контроля.

Представленный раздел “Охрана окружающей среды и недр” не в полной мере соответствует требованиям действующих нормативных природоохранных документов, в том числе «Инструкции по экологическому обоснованию хозяйственной и иной деятельности».

4.3 Пожарная профилактика

Пожарная профилактика достигается правильным проектированием, эксплуатацией и обеспечением средствами пожаротушения. В зависимости от пожаро - и взрывоопасных свойств применяемых, производимых или хранимых веществ, все производство по степени пожарной опасности подразделяется на пять категорий: А, Б, В, Г, Д.

Категория А. Производство, связанное с получением, применением или хранением: жидкостей, имеющих температуру вспышки паров (280˚С) и ниже; паров или газов с нижним пределом взрываемости 10% и менее в количествах, которые могут образовать с воздухом взрывоопасные смеси; горючих жидкостей при температуре нагрева их до 2500˚С.

Категория Б. Производства, связанные с применением, получением, хранением или переработкой: жидкостей с температурой паров от 290 до 1200˚С; горючих газов, нижний предел взрываемости которых более 10% к объему воздуха, при применении этих газов в количествах, которые могут образовать с воздухом взрывоопасные смеси; производства, в которых выделяются горючие волокна или пыль в таком количестве, что они могут образовать с воздухом взрывоопасные смеси.

Категория В. Производства, связанные с обработкой или применением твердых сгораемых веществ и материалов, а также жидкостей с температурой вспышки паров выше 1200˚С.

Категория Г. Производства, связанные с применением или обработкой несгораемых веществ и материалов в горячем, раскаленном или расплавленном состоянии и сопровождающиеся выделением лучистой теплоты, искр и пламени, а также производства, связанные со сжиганием твердого, жидкого и газообразного топлива.

Категория Д. Производства, связанные с обработкой несгораемых веществ и материалов в холодном состоянии.

Для тушения пожара используют следующие средства пожаротушения: ручные пенные огнетушители типа ОП, углекислотные огнетушители ОУ-2, пенопроизводящие установки - пеномесителя, воздушнопенные стволы, генераторы высококоратной пены, гидранты и другие средства. Первичные средства пожаротушения размещают в легко доступных местах. Огнетушители защищают от солнечных лучей, осадков. На промысле применяется следующие средства пожаротушения: огнетушители типа ОП-5 - ГОСТ (82-60). Также существуют противопожарные щиты, на которых находятся багры, ломы, ведра, огнетушители.

При пожаре вызываются пожарные машины из товарного парка, где расположена пожарная часть, отвечающая за пожарную безопасность Холмогорского и прилежащих месторождений.

Для улучшения условий труда необходимо намечать как можно большее количество позитивных мероприятий и соответствовать ГОСТам.

Продолжает оставаться актуальной проблема защиты объектов от статического электричества. Для предотвращения накопления зарядов используется антистатическое покрытие, антистатические прокладки (из хрома). Добавки таких присадок снимают способность горючих веществ к электронизации. Каждый производственный объект ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» имеет комплекс защитных устройств от грозовых зарядов. Все эти устройства предназначены для безопасности людей, сохранности зданий и сооружений, предотвращений возможных взрывов, загораний и разрушений, возникающих при воздействии молнии. Как правило, такими устройствами служат молниеотводы. На промыслах используются два типа молниеотводов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В курсовом проекте были рассмотрены вопросы повышения добычи нефти путем проведения СКО на Спорышевском месторождении.

Данный курсовой проект представлен следующими разделами:

-       геологическим;

-       технико-технологическим;

-       охрана труда, промышленная безопасность и противопожарная защита;

-       охрана недр и окружающей среды;

-       графический.

В геологическом разделе приведены данные о геологическом строении пластов, стратиграфии, их литологическом составе, физико-химических свойствах и составе пластовых флюидов.

В технико-технологическом разделе представлена характеристика структуры фонда скважин Спорышевского месторождения, произведен анализ эффективности применяемых методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов на Спорышевском месторождении. Описано оборудование для кислотной обработки скважин, реагенты, применяемые при соляно - кислотной обработке скважин. Представлены сведения о методах и видах соляно - кислотных обработок, технике проведения соляно - кислотных обработок. В расчетной части технико-технологического раздела произведен расчет обработки забоя скважин соляной кислотой.

В разделе охраны труда, промышленной безопасности и противопожарной защиты представлены данные о мероприятиях направленных на охрану труда работников участвующих в работах по СКО, а также представлены данные о промышленной безопасности и противопожарной защите.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1      А. И. Акульшин, В. С. Бойко, Ю. А. Зарубин, В. М. Дорошенко Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра,2003 - 480с.

2       А. Т. Нагиев, В. В. Жеребцов, В. В, Мазепа Справочник мастера по добыче нефти и ремонту скважин. - Ноябрьск ЗАО ИД «Благовест» 2004.

3      Андреев В.В., Уразаков К.Р., Далимов В.У. и др. Справочник по добыче нефти.- Уфа: 2012

4      Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. - М.:, Недра 1990

5      В.И. Лапшин Поддержание пластового давления путем закачки воды в пласт. - М: Недра, 1986 - 159с.

6      Василевский В.Н. Оператор по исследованию скважин. - М.: Недра, 2005

7      Василевский В.Н., Петров А.И. Техника и технология определения параметров скважин и пластов. - М.: Недра, 2009 - 271с.

8      Геологический отчет ОАО «Газпромнефть-ННГ» - г. Ноябрьск, 2009

9      Журналы по работе нагнетательного и эксплуатационного фонда Карамовского месторождения за 2004 - 2005 год

10    И.Т. Мищенко Расчеты в добычи нефти. - М: Недра 1989 - 225с.

11    Каплан Л.С. Оператор добычи нефти. - Уфа, 2007

12    Козориз М.Д., Макарчук А.Л., Лаврусь В.П., Лесковец О.В. Мониторинг окружающей среды территории деятельности ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз». - М.: Нефтяное хозяйство, 1997

13    Крец В.Г., Лене Г.В. Основы нефтегазодобычи: Учебное пособие/ Под ред. канд. геол.-минер.наук Г.М. Волощука. - Томск: Изд-во Том. ун-та, 2005

14    Отчёты отдела разработки за 2005 год ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».

15    П. В. Куцын Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности.

16 Полесин Я.Л. Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности - М.,2005

17    Бобрицкий Н.В., Юфин В.А. Основы нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра, 2014.

18    Бухаленко Е.И. Нефтепромысловое оборудование. - М.: Недра, 1990

19    Каплан Л.С. Технологии и безопасность в нефтедобыче.- Уфа, 2005