Определение расчетных показателей процесса соляно-кислотных обработок в скважине Южно-Шапкинского месторождения

  • Вид работы:
    Курсовая работа (т)
  • Предмет:
    Геология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    115,22 Кб
  • Опубликовано:
    2017-05-16
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Определение расчетных показателей процесса соляно-кислотных обработок в скважине Южно-Шапкинского месторождения

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

ВНК - водонефтяной контакт;

ГНК - газонефтяной контакт;

ГВК - газо-водяной контакт;

ГДИ - гидродинамические исследования скважин;

ГИС - геофизические исследования скважин;

ДР - дифференциальное разгазирование;

НКТ - насосно-компрессорные трубы;

ВВЕДЕНИЕ

Призабойная зона пласта подвержена наиболее интенсивному воздействию различных процессов, сопровождающих строительство скважины и ее последующую эксплуатацию и нарушающих первоначальное равновесное механическое и физико-химическое состояние пласта.

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

Само бурение вносит изменения в распределение внутренних напряжений в окружающей забой породе. Снижение продуктивности скважин при бурении происходит также в результате проникновения бурового раствора или его фильтрата в ПЗП. При взаимодействии фильтрата с пластовой минерализованной водой может происходить образование нерастворимых солей и выпадение их в осадок, набухание глинистого цемента и закупоривание порового пространства, образование стойких эмульсий и снижение фазовой проницаемости для нефти.

Причиной низкой продуктивности скважин может быть и некачественная перфорация вследствие применения маломощных перфораторов, особенно в глубоких скважинах, где энергия взрыва зарядов поглощается энергией больших гидростатических давлений.

Снижение проницаемости ПЗП происходит и при эксплуатации скважин, сопровождающейся нарушением термобарического равновесия в пластовой системе и выделением из нефти свободного газа, парафина и асфальтосмолистых веществ, закупоривающих поровое пространство коллектора. Интенсивное загрязнение ПЗП отмечается и в результате проникновения в нее рабочих жидкостей при проведении в скважинах различных ремонтных работ.

Для увеличении проницаемости призабойной зоны используются различные методы воздействия на ПЗП. Применяя тот или иной метод можно добиться очистки поровых каналов и трещин от различного рода материалов, отложившихся в них (смолы, асфальтены, парафин, глина, соли и др.), а также расширения и создания новых трещин и каналов, улучшающих гидродинамическую связь пласта со скважинами.

По характеру воздействия на ПЗП все методы делятся на химические, механические, тепловые и комплексные (физико-химические). Выбор конкретного метода воздействия осуществляется на основе комплекса исследований, направленных на изучение состояния призабойной зоны пласта, состава пород и жидкостей, а также систематического обобщения и изучения геолого-промыслового материала по рассматриваемому объекту.

Кислотные обработки скважин, составляющие основу химических методов, нашли наиболее широкое применение вследствие своей сравнительной простоты, дешевизны, доступности реагентов и часто встречающихся благоприятных условий для их проведения. На Южно-Шапкинском месторождении этот метод воздействия на ПЗП является основным, так как продуктивные отложения представлены карбонатными породами.

В данной работе проектируется кислотная обработка ПЗП в скважине №23 Южно-Шапкинского месторождения. Целью работы являлось определение расчетных показателей процесса СКО в выбранной скважине.

1. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Общие сведения о месторождении

Южно-Шапкинское месторождение расположено в Ненецком национальном округе Архангельской области. Ближайшим населенным пунктом является г.Нарьян-Мар - речной порт на р.Печора, расположенный в 75 км к северо-западу, г.Усинск - основная база нефтедобычи в северной части Тимано-Печорской провинции находится в 185 км к юго-востоку, имеет железнодорожное сообщение, аэропорт. Прилегающие нефтяные месторождения Пашшорское, Верхнегрубешорское, Южно-Юрьяхинское находятся, соответственно, в 30, 40 и 55 км южнее, причем расположены Пашшорское месторождение частично, а остальные полностью на территории Усинского района Республики Коми.

Площадь освоения расположена в западной части Большеземельской тундры в бассейне рек Шапкино, Серчею, Лая. Местность представляет собой слабо всхолмленную, сильно заболоченную тундру покрытую мелкими кустарниками и мхами с отдельными возвышенностями, с отметками от +70 до +190 м над уровнем моря. Болота, в основном труднопроходимые, глубиной до 1,5 м, со множеством озер. В южной части наблюдается появление обширных редколесий и небольших лесных массивов. Берега рек высокие обрывистые.

Климат района континентальный, холодный, с избыточным увлажнением. Среднегодовая температура воздуха составляет минус 1,3 - 6,8 °С, среднегодовое количество осадков 340 - 420 мм. Устойчивый снежный покров держится от 200 до 205 суток. Ледостав на реках обычно продолжается с ноября по май. Толщина снегового покрова составляет от 0,7 до 2 м. Продолжительность светового дня в декабре - январе от 3 до 5 часов, апреле - июле от 18 до 22 часов.

В пределах территории Южно-Шапкинского месторождения установлено наличие двух слоев многолетнемерзлых пород (ММП). Первый (верхний) слой мерзлоты имеет преимущественно массивно-островное распространение.

Зона массивно-островного распространения ММП занимает от 10% в южной до 40% северной части территории. Здесь мерзлые породы встречаются на крупных массивах плоско- и выпукло-бугристых торфяниках и оторфованных приподнятых водораздельных пространствах, сложенных с поверхности морскими и ледниково-морскими отложениями. Нижняя граница мерзлых отложений фиксируется на глубинах от 15-20 до 50-70 м. Глубина сезонного оттаивания на безлесных пространствах составляет от 0,9 до 2,0 м. Близкие к нулевым температуры присущи периферийным частям мерзлых массивов. Наибольшие среднегодовые температуры грунтов плюс 2,7 - 4,4 °С наблюдаются в пределах полос стока.

Многолетнемерзлые породы второго слоя развиты повсеместно. В целом, в районе работ верхняя граница 2-го слоя многолетнемерзлых работ залегает на глубине 100 м и более, а нижняя граница - на глубине от 200 до 350 м. Общая толщина многолетнемерзлых и переохлажденных пород равна от 130 до 265 м.

В 85 км к востоку от месторождения расположено ближайшее разрабатываемое Харьягинское месторождение, которое связано с городом Усинском бетонированной шоссейной дорогой и нефтепроводом с магистральным нефтепроводом Усинск-Ухта-Ярославль. Завоз грузов может быть осуществлен от Харьягинского месторождения в зимнее время с декабря по март по зимнику или воздушным транспортом - вертолетами.

На территории рассматриваемого района выявлены пески и песчаные грунты, распространенные в виде широких полос по долинам рек. Их толщина от 2 до 4м, по отдельным обнажениям от 10 до 15м.

1.2 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов

Месторождение открыто в 1970 г. поисковой скважиной №21, заложенной в сводовой части антиклинальной складки. В скважине была выявлена непромышленная залежь легкой нефти в доломитах серпуховского яруса нижнего карбона, массивная залежь нефти в карбонатах среднего - верхнего карбона и газовая залежь в карбонатах артинского яруса нижней перми. Годом позже поисковой скважиной № 23 на Южно-Шапкинском куполе установлено наличие еще двух скоплений нефти и газа в карбонатных отложениях ассельского и сакмарского ярусов нижней перми. Всего на поисково-разведочном этапе, завершившемся в 1976 году, на Южно - Шапкинском месторождении выявлено 4 промышленных скоплений нефти и газа.

Газонефтяная залежь II в С2+3 - массивная сводовая. Глубина залегания в своде 1859 м. Размеры залежи 12 х 1,9 км. Общий этаж нефтегазоносности II залежи составляет 187 м, в том числе по нефтяной части -158 м и газовой - 29 м. Покрышкой залежи является пачка глинистых и плотных известняков, мощностью от 9 до 39 м.

Залежь вскрыта 11 скважинами (№№ 21 - 24, 27 - 29, 31 и 34 - 36). В контуре нефтеносности расположено 7 скважин, одна (№ 22) оказалась прямо на ВНК и 3 скважины (№№ 24, 27 и 29) за контуром нефтеносности. Промышленные притоки безводной нефти получены из 11 объектов.

Притоки нефти с водой получены в скважинах №№ 23, 35 и 36, вскрывших водонефтяной контакт. По результатам опробования скважин и данным ГИС водонефтяной контакт в целом по месторождению принят на отметке минус 1919 м, за исключением крайней северо-западной части (район скважины № 22), где по результатам опробования уровень контакта нефть - вода поднят до отметки минус 1900 м.

Продуктивная часть разреза сложена пористыми и кавернозными, органогенно-детритовыми известняками с трещинно-поровым типом коллекторов. Эффективные нефтенасыщенные толщины достигают 107,4 м, газонасыщенные 6,4 м. Коэффициенты гранулярности и расчлененности в среднем составляет 0,50 и 18 в нефтяной части и 0,23 и 6 в газовой.

Пористость нефтенасыщенных коллекторов составляет: по керну 16,5% (7,2 - 29%), по ГИС -16,7%, газонасыщенных по ГИС - 13,8%. Остаточная нефтенасыщенность определена по керну и составляет 14,4%.

Коэффициенты нефте и газонасыщенности приняты по зависимости между остаточной водо-насыщенностью и проницаемостью, полученной на керне, равными 0,78 и 0,52.

Проницаемость нефтенасыщенных коллекторов по данным исследования керна изменяется в пределах от 0,001 до 86 мкм2 , составляя в среднем 0,0311 мкм2.

Продуктивность пластов определена при исследовании 11 нефтяных объектов. Средний коэффициент продуктивности по скважинам и объектам по залежи составляет 76 т/(сут*МПа). Для устранения скин-эффекта с целью интенсификации притоков применялись солянокислотные обработки пластов. В результате достигнуто увеличение дебитов в 1,6 - 6 раз, коэффициентов продуктивности в 4 - 4,7 раза.

Проницаемость по гидродинамическим расчетам изменяется от 0,0167 до 0,529 мкм2, при среднем значении 0,321 мкм2. Максимальный дебит нефти получен при работе скв. 23, который составил 293,1 т/сут. Дебит свободного газа по скв.21 составил 28,9 тыс. м3/сут на 5 мм штуцере. Залежь подстилается активными напорными водами, дебиты которых достигают 367 м3/сут при коэффициенте продуктивности 83 м3/(сут*МПа).

Нефтяная залежь III в Pls - пластовая сводовая. Кровля проницаемых известняков вскрыта на глубине 1792 м (а.о. минус 1666 м). Покрышкой для залежи служит терригенно - карбонатная пачка толщиной от 3 до 30 м. Залежь подстилается плотными глинистыми известняками. Размеры залежи 5,5 × 0,9 км, высота 56 м. Уровень ВНК по площади принят по результатам опробования скважин и данным ГИС на отметке минус 1732 м.

Залежь вскрыта 11-ю скважинами, однако в контуре нефтеносности находятся только 4 скважины: №№ 21, 23, 28 и 35. Промышленные притоки нефти получены в двух скважинах (№№ 21 и 23) из четырех объектов на разных гипсометрических уровнях.

Продуктивная часть разреза сложена пористыми биоморфно-детритовыми неравномерно доло-митизированными известняками с трещинно-поровым типом коллекторов. Общая толщина пласта достигает 58,4 м, эффективная нефтенасыщенная 35,4 м. Коэффициенты гранулярности и расчлененности в среднем составляет 0,74 и 4,8.

Проницаемость нефтенасыщенных коллекторов по данным исследования керна изменяется в пределах от 0,001 до 0,406 мкм2, составляя в среднем 0,0331 мкм2. По промысловым исследованиям проницаемость выше, чем по керну и составляет в среднем 0,5558 мкм2 при изменении от 0,0117 до 1,020 мкм2.

Пористость нефтенасыщенных коллекторов составляет: по керну 17,3% (16,9 - 26,9%), по ГИС -17%.

Остаточная нефтенасыщенность определена по керну и составляет 15,6%.

Коэффициент нефтенасыщенности принят по зависимости между остаточной водонасыщенностью и проницаемостью, полученной на керне, равным 0,78.

Продуктивность пластов определена при исследовании 6 нефтяных объектов по 3 скважинам. Средний коэффициент продуктивности по скважинам и объектам по залежи составляет 147 т/(сут×МПа), при изменении от 70 до 286 т/(сут×МПа).

Проницаемость по гидродинамическим расчетам изменяется от 0,117 до 1,020, при среднем значении 0,5558 мкм2. Максимальный дебит нефти составил 206,2 т/сут.

Залежь подстилается активными напорными водами, дебиты которых достигают 417 м/сут при коэффициенте продуктивности 50 м3/(сут×МПа).

Нефтегазоконденсатная залежь IV в Pla+s - массивная сводовая и приурочена к мощной карбонатной толще ассельско-сакмарских отложений нижней перми. Кровля проницаемых известняков в сводовой части залежи вскрыта на глубине 1681 м (а. о. минус 1554 м). Размеры залежи составляют 10×1,4 км. Общий этаж нефтегазоносности IV залежи составляет 109 м, в том числе по нефтяной части 30 м и газовой 79 м. Покрышкой для залежи служит пачка глинистых, плотных известняков в подошве артинского яруса нижней перми толщиной до 100 м. Залежь подстилается активными напорными водами. Уровень ВНК по площади принят по данным опробования скважин и ГИС на отметке минус 1663 м, ГНК - минус 1635 м. В контуре продуктивности располагаются 7 скважин. Покрышкой залежи является мощная толща глинистых известняков, мергелей и глин мощностью от 146 до 200 м.

Продуктивная часть разреза сложена пористыми и кавернозными, биоморфно-детритовыми слабо доломитизированными известняками с трещинно-поровым типом коллекторов. Эффективные нефтенасыщенные толщины достигают 22,2 м, газонасыщенные 39 м.

Коэффициенты гранулярности и расчлененности в среднем составляет 0,69 и 3,9 в нефтяной части и 0,34 и 9,2 в газовой.

По данным исследования керна проницаемость нефтенасыщенных коллекторов изменяется в пределах от 0,001 до 0,015 мкм2, составляя в среднем 0,0302 мкм2, газонасыщенных коллекторов - изменяется в пределах 0,0001 - 0,531 мкм2, составляя в среднем 0,0059 мкм2. Пористость нефтенасыщенных коллекторов составляет: по керну 18,3% (8 - 28,8%), по ГИС 16,9%, газонасыщенных по керну 14,9% (5 - 23%), по ГИС 14,4%.

Остаточная нефтенасыщенность определена по керну и составляет 16% для нефтенасыщенной части и 3,6% для газонасыщенной.

Коэффициенты нефти и газонасыщенности приняты по зависимости между остаточной водо-насыщенностью и проницаемостью, (для газонасыщенной за вычетом остаточной нефтенасыщенности) полученной на керне, равными 0,78 и 0,50.

Продуктивность пластов определена при исследовании одного нефтяного и двух нефтегазовых объектов. Средний коэффициент продуктивности по скважинам достигает 51,7 м /(сут×МПа) в нефтяной части и 9 м3/(сут×МПа) в газонефтяной.

Проницаемость по гидродинамическим расчетам изменяется от 0,0167 до 0,529, при среднем значении 0,1027 мкм2. Максимальный дебит нефти составил 56,3 т/сут. Дебит свободного газа по скважине № 21 составил 76 тыс. м3/сут на 9 мм штуцере.

Залежь подстилается активными напорными водами, дебиты которых достигают 474 м /сут при коэффициенте продуктивности 185 мЗ/(сут×МПа). Режим залежи смешанный.

Газовая залежь в PlarV - массивная сводовая и приурочена к пачке известняков артинских яруса нижней перми. Кровля проницаемых известняков в сводовой части залежи вскрыта на глубине 1526 м (а. о. минус 1400 м). Высота залежи составляет 44 м при общей мощности пласта 65,4 м. Размеры залежи 5,2 × 0,9 км, этаж газоносности 44 м. Залежь подстилается глинистыми, плотными известняками, служащими покрышкой для нижележащей залежи. Уровень ГВК на площади принят на отметке минус 1444 м. В контуре продуктивности располагаются две скважины. Покрышкой для залежи служит мощная толща глинисто-алевролитовых пород нижней-верхней перми.

Продуктивная часть разреза сложена пористыми и кавернозными, биоморфно-детритовыми участками доломитизированными известняками с трещинно-поровым типом коллекторов. Эффективные газонасыщенные толщины достигают 41,4 м. Коэффициенты гранулярности и расчлененности в среднем составляет 0,77 и 3,0.

Проницаемость газонасыщенных коллекторов по данным исследования керна изменяется в пределах от 0,0001 до 0,027 мкм2, составляя в среднем 0,00055 мкм2.

Пористость коллекторов составляет по керну 14,8% (7,2 - 24,2%), по ГИС 15%.

Остаточная нефтенасыщенность определена по керну и составляет 12%.

Коэффициент газонасыщенности принят по зависимости между остаточной водонасыщенностью и проницаемостью, полученной на керне, за вычетом остаточной нефтенасыщенности равным 0,38.

Пластовое давление приведенное к отметке минус 1430 м составляет 15,9 МПа, пластовая температура +33,8°С. Дебиты газа составляют 11,6 м3/сут.

Залежь подстилается активными напорными водами, дебиты которых достигают 78 м3 /сут.

1.3 Свойства и состав нефти и газа

Свойства нефти газонефтяной залежи II в С2+3 изучены по 9 глубинным пробам. Нефть в пластовых условиях при пластовых температуре +50°С и давлении от 19,85 до 20,6 МПа имеет давление насыщения равное пластовому. Газосодержание составляет от 81,4 до 94,3 нм3/т. Плотность нефти в пластовых условиях от 0,781 до 0,790 г/см3, вязкость от 1,8 до 2 мПа×с. Объемный коэффициент составляет в среднем 1,178 (этому значению соответствует пересчётный коэффициент 0,849).

Разгазированная нефть рассматриваемой залежи относится к типу легких, с плотностью в среднем 0,86 г/см3 и вязкостью от 12 до 28 мПа*с при 20°С, малосмолистых от 2,9 до 4,8% вес, парафинистых от 3,1 до 6,6% вес, среднесернистых от 0,47 до 0,74 % вес. Содержание фракций, выкипающих до 200°С, составляет от 10,5 до 14,5% об. Температура застывания нефти составляет в среднем плюс 3°С.

Растворенный газ характеризуется высоким содержанием метана, имеет плотность 0,837 г/м. Концентрация углекислого газа составляет 1 % об.

Свободный газ относится к типу азотно-метановых, содержание метана 89,4%, азота + редких 6,6%, плотность газа 0,740 г/м3.

Свойства нефти нефтяной залежи в Pls - III изучены по 6 глубинным пробам. Нефть в пластовых условиях при пластовых температуре +42,4 / 43°С и давлении от 18,25 до 18,52 МПа имеет давление насыщения равное пластовому. Газосодержание варьирует в пределах от 92,8 до 98,1 нм3/т. Плотность нефти в пластовых условиях от 0,767 до 0,770 г/см3, вязкость от 1,23 до 1,55 мПа*с Объемный коэффициент изменяется в пределах от 1,421 до 1,486, составляя в среднем 1,199 (этому значению соответствует пересчетный коэффициент 0,834).

Разгазированная нефть из рассматриваемой залежи относится к типу легких, с плотностью от 0,851 до 0,852 г/смЗ и вязкостью 1,55 мПа*с при 20°С, малосмолистых от 2,7 до 4,5% вес, парафинистых от 3,8 до 6,5%) вес, среднесернистых от 0,54 до 0,58% вес. Содержание фракций, выкипающих до 200°С, составляет от 17,5 до 19,5% об. Температура застывания нефти лежит в пределах 0°С.

Растворенный газ характеризуется высоким содержанием метана, имеет плотность 0,825 г/м3. Концентрация углекислого газа составляет 0,3 % об.

Свойства нефти нефтегазоконденсатной залежи в Pla+s - IV изучены по 2 глубинным пробам. Нефть в пластовых условиях при пластовых температуре +40,5°С и давлении 17,56 МПа имеет давление насыщения равное пластовому. Газосодержание составляет 93 нм3/т. Плотность нефти в пластовых условиях 0,793 г/см, вязкость 1,64 мПа*с Объемный коэффициент составляет в среднем 1,190 (этому значению соответствует пересчетный коэффициент 0,840).

Разгазированная нефть рассматриваемой залежи относится к типу легких, с плотностью в среднем 0,856 г/смЗ и вязкостью от 9,7 до 10,2 мПа*с при 20°С, малосмолистых от 2,8 до 3,8% вес, парафинистых от 2,1 до 4,7%) вес, среднесернистых от 0,52 до 0,61 % вес. Содержание фракций, выкипающих до 200°С, составляет 21 % об. Температура застывания нефти составляет в среднем плюс 5°С.

Растворенный газ характеризуется высоким содержанием метана, имеет плотность 0,831 г/мЗ. Концентрация углекислого газа составляет 0,3 % об.

Свободный газ относится к типу азотно-метановых, содержание метана 91,4%, азота + редких 4,8%, плотность газа 0,730 г/м3.

Стабильный конденсат имеет плотность 0,727 г/см3, содержание серы 0,09%, до 200°С выкипает от 90 до 93% об. Выход дегазированного конденсата составляет 23,9 см3/м3.

2. СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

.1 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки залежи II

Для сравнительного анализа с фактически достигнутыми показателями разработки по состоянию на 01.01.2004г. использованы проектные технологические показатели разработки Южно-Шапкинского месторождения.

Согласно утверждённого проекта, разработку залежи II предполагалось начать в 2002 году, залежи III в 2003 году. Фактически, промышленная разработка залежей месторождения начата в июле 2003 года, при этом, кроме залежей II и III в разработку введена ранее не рассматриваемая, как самостоятельный объект эксплуатации, залежь IV. Ниже приводится сопоставление проектных и фактических показателей разработки по залежи II.

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки по залежи II представлено в таблице 2.1. Из таблицы видно, что основное отставание (практически в 2 раза) по залежи отмечается по объёмам добычи и, соответственно по дебитам нефти и жидкости. Кроме этого, отклонение наблюдается по объёмам эксплуатационного бурения - проект превышает фактические показатели. По вводу новых скважин из эксплуатационного бурения факт равен проекту. По показателю обводнённости добываемой продукции расхождение совершенно незначительное и превышает проектное значение на 0,5%, составляя 1,6%.

Отмечаемое несоответствие объясняется следующими факторами: отставание в добыче нефти и жидкости обусловлено геологическими предпосылками и связано, в первую очередь с уточнением коллекторских свойств и продуктивности залежи. Так, при составлении проекта, в гидродинамической модели залежи II величина средней проницаемости составляла в среднем 535 мкм, достигая максимальных значений более 750 мкм2. Наряду с этим, коэффициенты продуктивности, определённые в ходе пробной эксплуатации разведочных скважин составляли весьма впечатляющие значения от 100 до 200 м3/(сут×МПа) без проведения мероприятий по интенсификации притока, до 1380 м3/(сут×МПа) при проведении солянокислотной обработки призабойной зоны. Факт того, что в результате эксплуатации новых скважин залежи II такой высокой продуктивности не наблюдается не является противоестественным. Уточнилась и фильтрационная характеристика залежи по результатам значительного числа проведённых гидродинамических исследований в скважинах среднее значение проницаемости составляет. Учитывая эти факторы, при эксплуатации новых добывающих скважин дебиты нефти превышающие 500 т/сут достигнуты не были, однако полученные дебиты нефти, составляющие 240 т/сут можно считать довольно благоприятным результатом работы специалистов ЗАО «СеверТЭК» в части применяемых технологий первичного, вторичного вскрытия продуктивных интервалов и осуществления методов интенсификации притока из пласта.

Отдельного пояснения требует факт совпадения количества новых введённых добывающих скважин при 2-кратном недостижении проектного показателя эксплуатационного бурения. Данная ситуация объясняется тем, что недропользователь начал осуществлять эксплуатационное бурение в 2002 году - на залежь II было пробурено 6 эксплуатационных скважин (№№ 1, 3, 4, 9, 10, 205) с общей проходкой 13,6 тыс.п.м. Тем не менее эти скважины не были введены в эксплуатацию. Главной причиной этого явилось отсутствие минимально необходимой инфраструктуры (дорога, нефтепровод). В 2003 году бурение эксплуатационных скважин было продолжено, количество пробуренных скважин составило 6 (№№5, 7, 8, 11, 12, 13). Таким образом, метраж эксплуатационного бурения 2003г. составил величину меньшую проектной, при этом ввод новых добывающих скважин достигнут. В эксплуатацию были введены 6 скважин, пробуренные в 2002 году и 5 скважин, пробуренные в 2003 году (скважина №8 введена позднее, поскольку закончена бурением 29.12.2003). Фактический действующий фонд добывающих скважин на конец года составил 13, кроме введённых пробуренных 11 скважин, 2 скважины (№№23, 35) выведены из консервации.

Таблица 2.1 - Сопоставление проектных и фактических показателей разработки Южно-Шапкинского месторождения

Показатели

2003 год


проект

факт

Добыча нефти всего, тыс.т

748

388,6

Эксплуатационное бурение, тыс.м

27

13,5

Ввод новых добывающих скважин всего, шт. кроме того, из капремонта

11 1

11 2

Фонд добывающих скважин на конец года, шт.

12

13

Фонд нагнетательных скважин на конец года, шт.

0

0

Средний дебит действующих скважин по жидкости, т/сут.

577,1

244,6

Сред, обводнённость продукции действующего фонда скважин, %

1,06

1,6

Средний дебит действующих скважин по нефти, т/сут.

571,0

240,7

Средняя приемистость нагнетательных скважин, м3/сут

0

0

Отбор жидкости всего, тыс.т

756

394,9

Отбор жидкости с начала разработки, тыс.т

756

411,0

Добыча нефти с начала разработки, тыс.т

748

404,7

Закачка рабочего агента, тыс.м3

0

0

Закачка рабочего агента с начала разработки, тыс.м3

0

0


.2 Добыча и дебиты нефти и жидкости

Основной этап начала добычи нефти на месторождении относится к июлю 2003 года. До этого времени, при проведении пробной эксплуатации разведочных скважин, опробованиях и испытаниях вновь пробуренных эксплуатационных скважин, из залежей месторождения отобрано немногим более 17 тыс.тонн нефти. С учётом этого, по состоянию на 01.01.2004 с начала разработки на месторождении добыто 510,2 тыс.тонн нефти, из которых 404,7 тыс.тонн или 79,3% от общей добычи приходится на залежь II. Остальной объём отобран из III и IV залежей.

Динамика добычи нефти по месторождению и залежам месторождения за период с начала промышленной эксплуатации месторождения представлена в граф.прилож. 1.

В граф.прилож. 1 достаточно отчётливо иллюстрируется доминирующая роль залежи II в общей добыче по месторождению. Начиная с июля 2003г., с вводом 5 скважин, и последующим вводом в августе ещё 4 скважин, пробуренных ранее на залежь II, наблюдается значительное (практически в 5 раз) увеличение добычи нефти по залежи II и по месторождению. Далее, отмечается стабилизация уровней добычи, с незначительным снижением в октябре 2003г. и вновь с последующим ростом, обусловленным вводом ещё 2-х скважин на залежь II и 2-х скважин на залежи III и IV.

Тенденция преобладания в общей добыче месторождения залежи II сохраняется на протяжении всей второй половины 2003г. Данное обстоятельство объясняется двумя основными причинами, первая из которых наиболее очевидна 75 % фонда добывающих скважин эксплуатировали именно залежь II. Наряду с этим, по имеющимся представлениям о геологическом строении залежей Южно-Шапкинского месторождения предполагалось, что запасы нефти, опять же, именно залежи II являются наибольшими и составляли около 80% от общих запасов по месторождению. Исходя из этого, в начальный период основной фонд скважин бурился на залежь II, основной объём мероприятий по интенсификации добычи (соляно-кислотные обработки) проведён также на залежи II и составил 100% эксплуатационного фонда.

Таким образом, основной объём добычи нефти за 2003г. по месторождению обеспечивается эксплуатацией скважин залежи II 78,7%, по залежи III добыто 7,8%, по залежи IV 13.5%.

Как отмечалось выше, промышленная разработка месторождения начата в июле 2003г. На каждой из залежей месторождения были введены различное количество добывающих скважин. Средний дебит нефти по месторождению при этом составил 249,8 т/сут. В граф.прилож. 2 представлена динамика средних дебитов нефти по месторождению и по залежам.

Из представленного рисунка видно, что хотя общая тенденция в динамике средних дебитов нефти по месторождению предопределяется, аналогично и добыче нефти, скважинами залежи II, однако при этом дебиты нефти по залежам III и IV превышают дебиты скважин залежи II.

Причём если дебит залежи III достигнув максимума в сентябре превышает на конец года дебиты по залежи II незначительно, то по дебитам нефти скважин залежи IV наблюдается устойчивое превышение над дебитами залежей II и III, что ещё раз подтверждает высокую продуктивность залежи. Однако, несмотря на высокие дебиты скважин залежей III и IV, рисунок наглядно иллюстрирует постепенное снижение дебитов нефти в целом по месторождению. Это объясняется тем, что в условиях интенсивного ввода скважин и, как следствие, резкого увеличения отборов, естественный темп падения пластового давления является неизбежным и вполне объяснимым фактором, поскольку система поддержания пластового давления ещё не получила развития, а активность законтурной водоносной области и (или) газовой шапки ещё не определены в достаточной мере.

Необходимо отметить, что по причине незначительного числа добывающих скважин, а также непродолжительной промышленной эксплуатации месторождения, анализ добычи и дебитов нефти отдельно по залежам месторождения не проводится.

В граф.прилож. 3 изображена динамика пластового давления в залежи II.

Из приведённого графика видно, что в залежи отмечается довольно устойчивая тенденция падения пластового давления по сравнению с первоначальным, на величину порядка 1,5 МПа.

И хотя количество исследований по залежи II можно с уверенностью назвать вполне объемлющим, рассмотрение зависимости изменения давления только во времени не способно дать возможности объективно судить об изменении пластового давления. По этой причине, авторами предпринята попытка анализа динамики пластового давления в зависимости от накопленной добычи. Для этого рассмотрены показатели работы ряда скважин. В частности, представляет интерес рассмотрение показателей по скважинам №№3, 5, 10 и 23, имеющим довольно высокие показатели накопленного.

3. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ, ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА ПРОВЕДЕНИЯ СКО

3.1 Назначение СКО

Солянокислотная обработка (СКО) нашла наиболее широкое распространение вследствие простоты технологии, наличия благоприятных условий для ее применения и высокой эффективности. Она используется для обработки карбонатных коллекторов и песчаников с карбонатным цементом, очистки призабойной зоны от загрязнений в нагнетательных скважинах, для растворения отложений солей и очистки от глины, цемента и т. д.

Солянокислотная обработка основана на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы и карбонатный цемент песчаников и других пород, в результате чего создаются пустоты, «каналы разъедания» в призабойной зоне. При этом образуются хорошо растворимые в воде соли (хлористый кальций и магний), вода и углекислый газ (в виде газа или жидкости). Основные реакции при воздействии соответственно на известняк СаСОз и доломит CaMg (СОз)2 следующие:

СаСОз + 2НС1 = СаС13 + H2O + СО2;

CaMg (СОз)2 + 4НС1 = СаС12 + MgCl2 + 2Н2О + 2СО2.

Продукты реакции хорошо растворимы в воде и сравнительно легко удаляются из призабойной зоны при вызове притока и освоении.

Реакция начинается со стенки скважины, но особенно эффективна в поровых каналах. Установлено, что при этом диаметр скважины не увеличивается, а расширяются только поровые каналы, приобретая форму узких и длинных каверн.

3.2 Состав и технология приготовления рабочего кислотного раствора

Для обработки ПЗС используются, как правило, кислотные растворы с концентрацией от 8 до 15% в зависимости от вещественного состава пласта.

При низких концентрациях раствора глубина его проникновения в пласт увеличивается, но при этом возрастают потребные объемы кислотного раствора, что в определенной степени осложняет процесс освоения скважины после СКО из-за большого количества продуктов реакции. Применение высококонцентрированных растворов НСl приводит к образованию насыщенных с повышенной вязкостью растворов СаС12 и MgCl2, которые трудно извлекаются из пласта при освоении. Кроме того, существенно возрастает коррозия оборудования и труб. С другой стороны, кислотные растворы с концентрацией более 15% НС1 хорошо растворяют гипс и ангидрит, образуя твердый осадок, выпадающий в ПЗС и снижая ее проницаемость. Обычно высококонцентрированные растворы НС1 можно применять при охлаждении их, например, жидким азотом, что способствует увеличению глубины их проникновения в пласт.

Солянокислотный раствор в общем случае представляет собой смесь следующих реагентов и материалов:

соляной кислоты, выпускаемой промышленностью в трех видах - синтетическая техническая, техническая и из абгазов органических производств соответственно с концентрацией не менее 31; 27,5 и 24,5%;

ингибитора коррозии - вещества, снижающего коррозионное разрущение оборудования (катапин-А, катапин-К, катамин-А, марвелан-К(О), И-1-А, В-2, уротропин технический, формалин) и добавляемого в пределах от 0,05 до 0,8 % от количества кислотного раствора;

·   интенсификатора ПАВ для повышения эффективности СКО в результате улучшения выноса продуктов реакции и расширения профиля воздействия (катапин-А, катамин-А, марвелан-К(О), ОП-10, ОП-7, 44-11), добавляемого в пределах от 0,1 до 0,3 % от количества кислотного раствора;

·   стабилизатора для предупреждения выпадения осадков окисных соединений железа, алюминия, геля кремневой кислоты (уксусная кислота, лимонная кислота, плавиковая или фтористоводородная кислота), добавляемого в пределах от 0,8 до 2 % от количества кислотного раствора.

Перед обработкой в солянокислотный раствор для нейтрализации серной кислоты добавляют также хлористый барий. После реакции в емкости образуется осадок сернокислого бария.

Порядок приготовления раствора НС1: вода - ингибиторы - стабилизаторы - концентрированная соляная кислота - хлористый барий - интенсификаторы.

Раствор перемешивается, отстаивается в течение 2-3 часов, фильтруется, после чего он готов к употреблению. Приготовление кислотного раствора производится на специальной кислотной базе.

Для обработки терригенных коллекторов и увеличения активности воздействия на силикатные породы и материалы (аморфная кремнекислота, глины, аргиллиты, кварц) используют смесь 12 % процентного раствора соляной кислоты и от 3 до 5% раствора плавиковой (HF) кислоты и называют ее грязевой кислотой или глинокислотой. Обработка, соответственно, называется глинокислотной.

Рецептуру и вид кислотного раствора выбирают в зависимости от химического состава пород, типа коллектора и температуры. Так, при обработке ангидритов в солянокислотный раствор целесообразно добавлять от 6 до 10 % по массе азотнокислого калия. Сульфат и железосодержащие карбонатные коллекторы предпочтительно обрабатывать 10 или 15% процентными растворами уксусной (СН3СООН) исульфаминовой (NH2SO3H) кислот или солянокислотным раствором с присадками хлористого кальция или поваренной соли, а также сульфатов калия и магния. При обработке железосодержащих карбонатных коллекторов солянокислотным раствором осадкообразование предупреждается присадкой раствор уксусной или лимонной кислот в количестве соответственно от 3 до 5 % и от 2 до 3 % по массе. Повышенные температуры пластов (более 60 °С) обусловливают высокие скорости реакции кислот с породой и металлом оборудования, требуют более тщательного ингибирования кислоты и применения составов с замедленными сроками нейтрализации. Тип коллектора определяет необходимую проникающую способность кислотного раствора, от которой зависит охват воздействием по простиранию и толщине пластов, проникновение его в мелкие поры и микротрещины. Замедление скорости нейтрализации кислоты и как следствие увеличение глубины обработки пластов достигается применением кислотных эмульсий, пен, добавкой хлористого кальция, органических (уксусной и лимонной) кислот, ингибитора В-2 и др.

В трещиноватых и трещиновато-пористых коллекторах предпочтительно использовать вязкие и вязкоупругие системы - кислотные эмульсии и пены, загущенные КМЦ кислотные составы. В пористых малопроницаемых коллекторах и при загрязнении призабойной зоны минеральной взвесью предпочтительно применять кислотные растворы с повышенной фильтруемостью (проникающей способностью), к которым относят кислотный раствор, обработанный гидрофобизирующим ПАВ для добывающих скважин и гидрофилизирующими ПАВ для нагнетательных скважин, газированные кислоты (с преобладанием жидкой фазы) и кислотные аэрозоли (с преобладанием газовой фазы). В качестве газовой фазы используют азот (снижается коррозионная активность и взрывобезопасность), углекислый газ (повышается растворяющая способность смеси), воздух, углеводородный газ.

месторождение коллектор разработка залежь

3.3 Виды солянокислотных обработок. Технология проведения простых СКО

По технологии проведения СКО различают: а) кислотные ванны (без закачки кислоты в пласт с целью очистки ствола скважины); б) обычные (простые) СКО (с закачкой кислоты в пласт); в) СКО под давлением (с интенсивной закачкой кислоты в пласт, обычно, при использовании пакера); г) по-интеравальные (ступенчатые) обработки (с регулированием места входа кислоты в пласт).

Можно выделить также: а) пенокислотные обработки (с использованием аэрированного солянокислотного раствора в виде пены при средней степени аэрации в нормальных условиях от 15 до 25); б) газокислотные обработки (азот от АГУ 6000-500/200 или природный газ из соседних газовых скважин); в) серийные обработки (многократные с интервалом от 5 до 10 сут); г) кислотоструйные обработки (через гидромониторные насадки).

Кислотные ванны применяют в скважинах с открытым забоем после бурения и при освоении. Кислотный раствор вводят методом промывки (прокачки). Применяется раствор повышенной концентрации (от 15 до 20%). Время выдержки составляет от 16 до 24 ч.

Простые СКО наиболее распространенный вид обработки призабойной зоны. Технология проведения обычной СКО заключается в последовательном выполнении следующих операций:

·   промывка скважины;

·   закачивание расчетного объема кислотного раствора в скважину;

·   задавливание расчетного объема кислотного раствора в ПЗС в пределах обрабатываемого интервала;

·   вызов притока и освоение после нейтрализации кислотного раствора;

·   исследование скважины.

Промывка скважины (прямая, обратная или комбинированная). Выполняется при открытых задвижках на устье и затрубном пространстве. Жидкость, заполняющая скважину, и жидкость промывки поступают в емкость на поверхности.

В процессе этой операции скважина очищается не только от грязи, но и от отложений смол, парафинов и асфальтенов, которые могут отлагаться в ПЗС, в перфорационных каналах и на стенках скважины. При этом в качестве жидкостей промывки используются: керосин, дизельное топливо, пропанобутановая фракция, конденсат и др. растворители. После промывки добывающая скважина заполняется, как правило, нефтью. В скважинах, дающих нефть с водой, при слабом водопроявлении и при нижнем положении обводненного интервала можно ограничиться заливкой на забой бланкета концентрированного раствора хлористого кальция или тяжелой и вязкой эмульсии типа «вода в нефти». В остальных случаях необходимо выполнение работ по изоляции притока воды, например с применением твердеющих смол. Транспортировка бланкета на забой осуществляется нефтью после расчета времени, в течение которого расчетный объем бланкета достигает положенной глубины.

Закачку расчетного объема кислотного раствора в скважину ведут через НКТ во избежание повреждения эксплуатационной колонны кислотой. Объем кислотного раствора зависит от толщины обрабатываемого пласта, свойств призабойной зоны и желаемой (рациональной) глубины обрабатываемой зоны.

Объемы кислотного раствора для простых обработок, в расчете на 1 м толщины пласта, рекомендуются следующие (в м3).

Для первичных обработок пористых пород:

· малопроницаемых, тонкопористых - 0,4 ÷0,6 ;

· высокопроницаемых - 0,6÷1 .

Для вторичных обработок пористых пород:

· малопроницаемых, тонкопористых - 0,6÷1;

· высокопроницаемых - 1,0÷1,5.

Для первичных обработок трещиноватых пород - 0,6÷0,8.

Для вторичных обработок трещиноватых пород - 1,0÷1,5.

Для последующих обработок общая растворяющая способность всего раствора должна увеличиваться как за счет наращивания объема, так и за счет повышения концентрации кислоты, если не требуется коренное изменение технологии обработок, например перехода на другие их виды.

За основную концентрацию рабочего кислотного раствора следует принимать 15% НС1, а за максимальную 20% НС1.

Продавочной жидкостью при таких обработках скважин обычно служит нефть того же месторождения. При обработках газовых скважин лучше применять для задавливания кислоты воду или газ. При обработках нагнетательных скважин - воду, желательно с добавкой ПАВ типа ОП-10 в первые ее порции.

Техника закачки кислотного раствора и продавочной жидкости определяется необходимостью выполнения основного условия обработки, а именно: уровень кислоты в затрубном пространстве в период закачки и продавливания ее в пласт должен находиться только в пределах интервала ствола скважины, выбранного для данной обработки.

Для скважин, в которых можно установить циркуляцию нефти с выходом ее из затрубного пространства при закачке агрегатом, предназначенным для обработки, это достигается следующим приемом. В нефтяную скважину форсированно закачивается нефть, а в нагнетательную воду, до устойчивого переливания ее из затрубного пространства. После этого закачивается кислотный раствор при открытом затрубном пространстве с контролем за расходом. Как только кислотный раствор будет подан в объеме насосно-компрессорных труб и емкости интервала обработки за трубами, немедленно перекрывается затрубное пространство и нагнетается запланированный объем кислоты. Вслед за ней, также без перерыва в закачке, подается продавочная жидкость в запланированном объеме.

При обработке открытого ствола скважины количество продавочной жидкости может быть запланировано лишь в объеме труб (трубы от насосного агрегата до скважины и трубы НКТ), если открытый ствол за трубами предусматривается оставить заполненным кислотой, или же в объеме труб и емкости интервала обработки за трубами, если предусматривается закачать всю кислоту в пласт.

В скважине, закрепленной обсадной колонной, количество продавочной жидкости планируется в объеме второго варианта (т.е. вся кислота продавливается в пласт). В нагнетательных скважинах продавочная вода закачивается в объеме, равном от 3 - 4 и более объемам труб, после чего скважина подключается к водоводу и после прямой и обратной промывок переводится под закачку.

В нефтяных скважинах, где по условиям в залежи установить циркуляцию невозможно, производится предварительная подкачка нефти на предельно высокой скорости и, вслед за ней, на той же скорости закачка всего объема кислоты и продавочной жидкости.

Для обеспечения более равномерной разработки приствольной части призабойной зоны и полного охвата всей мощности обрабатываемого пласта образованием первичных каналов растворения с учетом более глубокого развития их при последующих обработках скорость закачки ограничивается только при первичной обработке малопроницаемых тонкопористых карбонатов.

Во всех других случаях необходимо стремиться к максимальному увеличению скорости продвижения кислоты по пласту в целях достижения наиболее глубокого проникновения ее от ствола скважины.

После задавки кислотного раствора в пласт закрывается задвижка на устье скважины. Скважина закрыта. Время выдерживания кислоты на реагирование (нейтрализацию) в пласте зависит от многих факторов, учесть которые затруднительно. Наиболее надежно оно устанавливается на основе анализа на остаточную кислотность извлеченного из пласта отработанного раствора кислоты после определенного срока выдерживания ее в пласте.

Ориентировочно можно рекомендовать следующие сроки выдерживания:

· при оставлении хвостовой части кислоты в открытом стволе скважины от 8-12 ч и до 24 ч;

· при задавливании всей кислоты в пласт:

· при температуре забоя от 15 до 30° С до 2 ч;

· при температуре от 30 до 60° С 1 ÷1,5 ч;

· при более высоких температурах время выдерживания вообще не планируется, так как работы по переводу скважины на эксплуатацию займут большее время, чем его нужно для полной нейтрализации кислоты в пласте.

3.4 Оборудование применяемое при простых СКО

На обустроенных нефтяных промыслах, на которых проектируются кислотные обработки скважин (СКО), как правило, сооружаются кислотные базы с соответствующими подъездными путями (включая железнодорожную ветку), насосными помещениями, лабораторией, гуммированными емкостями, складскими помещениями, душевыми и помещениями для бригады, а также при необходимости и котельными для подогрева растворов в зимнее время.

На скважины рабочий раствор доставляется в автоцистернах 4ЦР емкостью 9,15 м3 или УР-20 емкостью 17 м3. Для перевозки концентрированных неингибированных кислот емкости должны быть гуммированы. Для перевозки ингибированных кислот достаточно покрытия этих емкостей химически стойкими эмалями. На скважинах часто используют передвижные емкости (на салазках) объемом 14 м3, которые в зимних условиях работы оборудуют змеевиком для обогрева растворов паром. Для перекачки кислот используются только специальные кислотоупорные центробежные насосы с подачей от 7 до 90 м3/ч и напора от 8 до 30 м.

Для закачки ингибированных растворов кислоты в пласт используется, например, специальный насосный агрегат на автомобильном шасси - "Азинмаш-ЗОА", с гуммированной резиной цистерной, состоящей из двух отсеков емкостью 2,7 м3 и 5,3 м3, а также с дополнительной емкостью на прицепе с двумя отсеками по 3 м3 каждый. Агрегат снабжен основным трехплунжерным горизонтальным насосом высокого давления 4НК500 одинарного действия для закачки кислоты в скважину. Насос имеет привод через специальную коробку от основного двигателя автомобиля мощностью 132 кВт. Конструкция силового насоса предусматривает сменные плунжеры диаметром 110 и 90 мм. Насосы обеспечивают подачу от 1,03 до 12,2 л/с и давление от 7,6 до 50 МПа в зависимости от частоты вращения вала (5 скоростей от 25,7 до 204 в мин-). Наряду с этим основным агрегатом при кислотных обработках скважины используют цементировочные агрегаты ЦА-320М, а также насосный агрегат для гидроразрыва АН-700.

Для предотвращения быстрого изнашивания агрегатов при прокачке даже ингибированного раствора кислоты необходима обязательная их промывка водой непосредственно после завершения работ. В промывочную воду желательно добавлять тринатрийфосфат в количестве от 0,3 до 0,5 % для, лучшей нейтрализации остатков кислоты. Силовой насос агрегата «Азинмаш-ЗОА» может забирать жидкость не только из емкостей, установленных на платформе агрегата, но и с помощью резиновых шлангов откачивать ее из емкостей на автоприцепе и из передвижных емкостей.

При кислотных обработках используется дополнительно цементировочный агрегат ЦА-320М в качестве подпорного насоса, подающего жидкость на прием силового насоса агрегата «Азинмаш-ЗОА». Кроме того, агрегат ЦА-320М со вспомогательным ротационным насосом низкого давления и двумя емкостями на платформе позволяет перемешивать растворы кислоты при введении в них различных реагентов, а также при необходимости перекачки растворов из одних емкостей в другие.

Ротационный насос используют также при приготовлении нефтекислотных эмульсий для закачки в поглощающие интервалы с целью расширения охвата обработкой большой толщины пласта. Для создания более высоких скоростей закачки, если подачи одного агрегата при данном давлении оказывается не достаточно, используют два и более параллельно работающих агрегатов. Устье скважины при обработке под давлением оборудуется специальной головкой, рассчитанной на высокие давления, с быстросъемными соединениями. Головка скважины с обязательным обратным клапаном и задвижкой высокого давления соединяется с выкидом насосного агрегата прочными металлическими трубами. Обычно в этих случаях используется оборудование для гидравлического разрыва пласта или пескоструйной перфорации.

4. РАСЧЕТ КИСЛОТНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА

4.1 Расчет необходимого количества реагентов

На Южно-Шапкинском месторождении проведен комплекс лабораторных исследований по изучению взаимодействия кислотных растворов различного состава с породами пласта.

На основании данных, полученных при лабораторных исследованиях для проведения СКО в скважинах Южно-Шапкинского месторождения проектируем обработку ПЗС раствором следующего состава:

·   13-15%-ная НСl;

·   ингибитор коррозии - уротропин;

·   интенсификатор - марвелан-К(О);

·   стабилизатор - уксусная кислота.

Объем кислотного раствора выбираем с расчетом 1 м3 раствора на 1 м толщины пласта. За толщину пласта принимаем длину интервалов перфорации. Исходные данные для проведения расчетов приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Исходные данные

Скважина, №

23

hобр - толщина обрабатываемого интервала, м

35

Vр - объем кислотного раствора, м3

35

товарная кислота

тип

абгазовая соляная кислота (ТУ 6-01-714-77)

марка

Б

сорт

II

концентрация, %

27,5

Реагенты

уротропин технический (ГОСТ 1381 - 73Е), %

0,2

марвелан-К(О), %

0,08

уксусная кислота синтетическая, %

3


Определим объем товарной кислоты по формуле:


где VTK -объем товарной кислоты м3

VК - объем кислотного раствора м3

ХР - заданная концентрация HCl, %

ХК - концентрация товарной кислоты, %

Объем уксусной кислоты

,

где  - норма добавки 100% - й уксусной кислоты, %;

сук - объемная доля товарной уксусной кислоты, равная 80%

Объем уротропина, м3:

,

где bук - выбранная объемная уротропина в растворе, %;

сук - объемная доля товарного уротропина, равная 100%.

Объем марвелана - К (О), м3:

,

где bук - норма добавки марвелана К (О), %.

Количество хлористого бария, кг:

,

где 21,3 - масса хлористого бария, необходимая для нейтрализации 10 кг серной кислоты, кг; а - содержание серной кислоты в товарной соляной кислоте, равно 0,6 %; 0,02 - допустимая концентрация серной кислоты в растворе. При плотности хлористого бария 4000 кг/м3 его объем, м3:

,

.

где ∑Vpear - суммарный объем реагентов, м3

Результаты расчета представлены в таблице 3.2

Таблица 3.2 - Объемный состав кислотного раствора

Реагент

Объем, м3 (кг)

товарная кислота

18,024

уксусная кислота

1,313

уротропин технический

0,070

марвелан-К(0)

0,028

хлористый барий

0,057 (229)

вода

15,565

объем кислотного раствора

35


4.2 Порядок приготовления кислотного раствора

Наливаем в мерник 15,565 м3 воды, добавляют к воде 0,070 м3 уротропина технического; 1,313 м3 , уксусной кислоты; 18,024 м3 товарной соляной кислоты. Полученный раствор тщательно перемешивают и замеряют его плотность ареометром. При правильной дозировке плотность должна соответствовать заданной концентрации при температуре замера. При концентрации кислотного раствора 15% его плотность при 15°С должна быть равна 1073 кг/м3 (находим в приложении 1).

Если замеренная плотность меньше расчетной, то в раствор добавляем товарную концентрированную кислоту в объеме:


где р - плотность раствора с запланированной концентрацией, кг/м3 ; рф - фактическая плотность готового раствора, кг/м3;

рк - плотность товарной кислоты измеряемая ареометром, кг/м3 .

Если замеренная плотность больше расчетной, то в раствор добавляем воду в объеме:


Если плотность товарной концентрированной кислоты или готового кислотного раствора измерена при температуре, отличной от +15°С, то вводится поправка (представленная в таблице 3.3).

Таблица 3.3 - Температурная поправка к плотности кислоты на 1°С

Плотность, кг/м3

1000-1040

1041-1085

1086-1120

1121-1155

1156-1200

Температурная поправка в кг/м3 (°С)

±0,2

±0,3

±0,4

±0,5

±0,6


Поправку (произведение температурной поправки на разность температур) прибавляют к значению плотности, если она определена при температуре более +15°С, и вычитают, если температура ниже +15°С. Поправкой можно пренебречь, если она не превышает 0,001.

После корректировки плотности кислотного раствора добавляют в него 229 кг хлористого бария, хорошо перемешивают раствор, через 5 мин после этого добавляют 0,028 м3 интенсификатора Марвелана-К (О), раствор снова перемешивают и оставляют его на 2 - 3 ч до полного осветления, после чего раствор перекачивают в цистерну Азинмаш-ЗОА и другие емкости.

4.3 Определение расчетных показателей при обработке скважины

Суммарный объем выкидной линии, насосно-компрессорных труб и затрубного пространства, м3:


где dк - внутренний диаметр выкидной линии, м;

l- длинна выкидной линии, м.

dB - внутренний диаметр НКТ, м;

h - глубина скважины, м;

DB - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

dнар - наружный диаметр НКТ, м;

hВП - расстояния от устья до верхних перфорационных отверстий, м

Необходимое давление на выкидке насоса при закачки в пласт кислотного раствора, МПа:

ВН=Pзаб-Pж+Pтр,

где Pзаб - максимальное забойное давление при продавке раствора, МПа;

Pж - гидростатическое давление продавочной жидкости, МПа;

Pтр - потере давления на трении, МПа.

Неизвестные величины давлений в формуле (3.1) определим по формулам:

,

где Pпл - пластовое давление, МПа;

q - подача насоса, м3/с;

К - коэффициент продуктивности скаженны, м3 (сут*МПа);

,

где - плотность продавочной жидкости, кг/м3

.

где  - коэффициент гидравлического трения;

 - скорость продавочной жидкости в сечении трубопровода, м/с;

коэффициент трения  вычислим по формулам:


при ламинарном режиме (Re<2300),

при турбулентном режиме (Re<2300),

где Re - число Рейнольдса;

- эквивалентная шероховатость поверхности трубопровода.

Для стальной сварной трубы с незначительной коррозией принимаем = 0,2 мм.

Число Рейнольдса:

.

где  - динамическая вязкость продавочной жидкости, мПа*с.

В качестве продавочной жидкости используем нефть данного месторождения.

Исходные данные для расчета представлены в таблице 3.4.

Таблица 3.4 - Исходные данные

1980

lл, м

20

hвп, м

1920

Пpпл, МПа

18,5

dB, м

0,062

К, м3/(сут*МПа)

18

dнар, м

0,073

, кг/м3860

DB, м

0,1578

, мПа*с3,2

dл, м

0,05

, мм0,2

Результаты расчета для различных значений q, соответствующих технологической характеристики ( приложение 2) агрегата Азинмаш - 30А, приведены в таблице 3.5.

Таблица 3.5 - Расчет необходимого давления на выкиде насоса в зависимости от режима работы агрегата Азинмаш - 30А

№ режима

Скорость

Диаметр плунжера, мм

q, 10-3 м3/с

Vтр, м3

Pзаб, МПа

Pж, МПа

Re

Pтр, МПа

Pвн, МПа

Pа, МПа

1

II

100

2,50

6,94

30,50

16,70

13798

0,0331

0,31

14,11

47,6

2

III


4,76

6,94

41,35

16,70

26721

0,0304

1,04

25,68

25,0

3

IV


8,48

6,94

59,20

16,70

46802

0,0288

3,12

45,62

14,0

4

V


10,81

6,94

70,39

16,70

59661

0,0283

4,98

58,66

11,0

5

II

120

3,60

6,94

35,78

16,70

19869

0,0314

0,61

19,69

33,2

6

III


6,85

6,94

51,38

16,70

37806

0,0293

2,07

36,75

17,14

7

IV


12,22

6,94

77,16

16,70

67443

0,0281

6,31

66,76

9,7

8

V


15,72

6,94

93,76

16,70

86760

0,0277

10,31

87,56

7,6


В таблице 3.5 рн - наибольшее давление, создаваемое агрегатом Азинмаш-ЗОА при данной подаче.

Для проведения СКО выбираем режим №5 - работа агрегата Азинмаш-ЗОА на П-й скорости при диаметре плунжера насоса 120 мм. При этом давление на выкиде насоса (33,2 МПа) больше необходимого (19,69 МПа) для задавки в пласт раствора с дебитом 3,6-10-3 mVc .

Продолжительность нагнетания и продавки в пласт раствора:


Здесь Vпж - объем продавочной жидкости, м3. Последовательность закачки раствора в скважину следующая:

·   закачиваем кислотный раствор в объеме 6,94 м3;

- закрываем задвижку на затрубном пространстве и насосом агрегата закачивают остальной кислотный раствор (28,06 м3);

·   закачиваем продавочную жидкость в объеме 6,94 м3

·   закрываем задвижку на выкидной линии;

·   через 1,5 ч. вызов притока и освоение после нейтрализации кислотного раствора.

5. ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Для обработки ПЗП в скважине №23 Южно-Шапкинского месторождения соляной кислотой в разделе 3.2 проведен расчет основных показателей процесса при использовании 15%-го кислотного раствора НС1. Состав кислотного раствора был выбран на основании рекомендаций, сделанных при лабораторных исследованиях по изучению взаимодействия кислотных растворов различного состава с породами пласта.

Объем кислотного раствора (35 м3) был выбран с расчетом 1 м3 раствора на 1 м толщины пласта. Для приготовления такого объема 15%-го раствора HCI потребуется:

·   15,565 м3 воды;

·   0,070 м3 уротропина технического;

·   1,313 м3 уксусной кислоты;

·   18,024 м3 товарной соляной кислоты;

·   229 кг хлористого бария и 0,028 м3 интенсификатора Марвелана-К (О).

Общая продолжительность нагнетания и продавки в пласт раствора агрегатом Азинмаш-ЗОА на П-й скорости при диаметре плунжера насоса 120 мм с расходом 3,6 * 10-3 mVc составит 3,2 часа. После проведения СКО рекомендуется:

·   провести гидродинамические исследование скважины (ГДИ) с целью определения состояния призабойной зоны;

·   произвести лабораторный анализ на остаточную кислотность извлеченного из пласта отработанного раствора кислоты.

По результатам ГДИ и лабораторного анализа можно сделать соответствующие выводы об эффективности произведенного воздействия на ПЗП и о времени реагирования кислотного раствора в пласте.

6. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ КИСЛОТНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА

Экономический эффект от применения солянокислотного воздействия на ПЗП за счет увеличения текущей добычи нефти и газа можно определить по следующей методике.

Определяем количество дополнительно добытой нефти после СКО за фактическое время работы скважины на повышенном дебите по формуле

∆Q=Qф-Qт-Qп,

где Qф - величина фактически добытой нефти из скважины за рассматриваемый период, определенная по замерам, в т;

Qт - теоретически возможная величина добычи нефти из скважины за тот же период без проведения СКО в т;

Qп - потери нефти за время простоя скважины при производстве СКО, т.

В затраты, связанные с добычей дополнительной нефти, следует включать только те расходы, которые непосредственно вызываются добычей дополнительного количества нефти.

Себестоимость дополнительно полученных за счет СКО нефти и газа определяется из соотношения


где     31 - затраты на производство СКО в руб.;

32 - затраты на добычу дополнительных нефти и газа за счет применения СКО за анализируемый период, руб.

Для оценки экономической эффективности применения СКО полученная себестоимость дополнительно добытых нефти и газа сравнивается с себестоимостью нефти и газа, добытых за тот же период, но без производства СКО. Последняя, условно определяется по формуле:

,

где 3 - общие эксплуатационные затраты на добычу нефти и газа за анализируемый период в руб.;

Q - общая добыча нефти и газа за тот же период, т.

Размер экономии, фактически полученной за счет применения СКО в нефтяных скважинах, определяется по формуле:

.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной работе спроектирована обработка ПЗП в скважине №23 Южно-Шапкинского месторождения, расположенного в Ненецком национальном округе Архангельской области. Месторождение открыто в 1970 г. поисковой скважиной № 21, заложенной в сводовой части антиклинальной складки. В скважине была выявлена непромышленная залежь легкой нефти в доломитах серпуховского яруса нижнего карбона, массивная залежь нефти в карбонатах среднего - верхнего карбона и газовая залежь в карбонатах артинского яруса нижней перми.

Всего на Южно-Шапкинском месторождении выявлено 4 промышленных скоплений нефти и газа:

·   газонефтяная залежь II в С2+3;

·   нефтяная залежь III в Р1s;

·   нефтегазоконденсатная залежь IV в Р1a+s;

·   газовая залежь в PIarV.

Промышленная разработка залежей месторождения начата в июле 2003 года. До этого времени, при проведении пробной эксплуатации разведочных скважин, опробованиях и испытаниях вновь пробуренных эксплуатационных скважин, из залежей месторождения отобрано немногим более 17 тыс.тонн нефти. С учётом этого, по состоянию на 01.01.2004 с начала разработки на месторождении добыто 510,2 тыс.тонн нефти, из которых 404,7 тыс.тонн или 79,3% от общей добычи приходится на залежь II. Остальной объём отобран из III и IV залежей.

На Южно-Шапкинском месторождении кислотное воздействие является одним из основных методов воздействия на ПЗП.

В разделе 3 определены такие расчетные показатели процесса СКО как:

·   количество рабочих реагентов, входящих в состав кислотного раствора;

·   режим работы насосного агрегата при проведении СКО;

·   продолжительность нагнетания и продавки в пласт раствора.

Экономический эффект от применения солянокислотного воздействия на ПЗП за счет увеличения текущей добычи нефти и газа можно определить по методике, описанной в технико-экономическом обосновании.

библиографический список

1.   Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учеб. для вузов /      М.: Недра, 1990. - 427 с.

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

3.   Мордвинов А.А. Курсовое проектирование по скважинной добыче нефти: Методические указания. - Ухта: УГТУ, 2005. - 12 с.

4.   Мордвинов А.А. Единицы физических величин и правила их применения: Учебное Пособие. - Ухта: УИИ, 1997. - 60 с.

5.   Оркин К.Г., Юрчук A.M. Расчеты в технологии и технике добычи нефти. - М.: Недра, 1967.

6.   Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учеб.пособие для вузов И.Т. Мищенко, В.А. Сахаров, В.Г. Грон, Г.И. Богомольный. - М.: Недра, 1984. - 272 с.

7.   Справочник по нефтепромысловому оборудованию. Под ред. Е. И. Бухаленко. - М.: Недра, 1983.-399 с.

8.   Справочная книга по добыче нефти. Под ред. д-ра техн. наук Ш. К. Гиматудинова, М.: Недра, 1974.-704 с.

9.   Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти: Учебник для вузов. - М.: Недра, 1983. -510с.

Приложение 1

Плотность растворов соляной кислоты при 15°С и содержание НС1

Плотность при 15°С кг/м3

КонцентратораHCl, %

Плотность при 15°С кг/м3

КонцентратораHCl, %

1030

5,15

1105

20,97

1035

7,15

1110

21,92

1040

8,16

1115

22,85

1045

9,16

1120

23,82

1050

10,17

1125

24,78

1055

11,18

1130

25,75

1060

12,19

1135

26,70

1065

13,19

1140

27,66

1070

14,17

1145

28,61

1075

15,16

1150

29,57

1080

16,15

1155

30,55

1085

17,13

1160

31,52

1090

18,11

1165

32,49

1095

19,06

1170

33,46

1100

20,01

1180

35,39


Приложение 2

Техническая характеристика агрегата Азинмаш-ЗОА

Включенная передача

Плунжер d=100 мм

Плунжер d=120 мм


Давление, МПа

Подача, 10-3 м3/c

Давление, МПа

Подача, 10-3 м3/c

II

47,6

2,50

33,2

3,60

III

25,0

4,76

17,4

6,85

IV

14,0

8,48

9,7

12,22

V

11,5

10,81

7,6

15,72


Графическое приложение 1. Динамика добычи нефти и залежи месторождения.

Графическое приложение 2 Динамика средних дебитов нефти.

Графическое приложение 3 Динамика пластового давления в залежи II.

Похожие работы на - Определение расчетных показателей процесса соляно-кислотных обработок в скважине Южно-Шапкинского месторождения

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!