"Проект соляно-кислотной обработки призабойной зоны пласта на Верхнегрубешорском месторождении"

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

Ухтинский Государственный Технический Университет

Кафедра РЭНГМ и ПГ

Задание на курсовой проект

"Проект соляно-кислотной обработки призабойной зоны пласта на Верхнегрубешорском месторождении"

Студент Казанкова Е.М.

Содержание

Введение

1. Геолого-промысловая характеристика Верхнегрубешорского нефтяного месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Тектоника и стратиграфия разреза

1.3 Состав и свойства пород продуктивных пластов

1.4 Состав и свойства нефти, насыщающих продуктивные пласты

1.5 Состав и свойства пластовой воды

1.6 Состав и свойства газов, насыщающих продуктивные пласты

2. Текущее состояние разработки месторождения

2.1 История разработки месторождения

2.2 Рассматриваемые варианты разработки месторождения

2.3 Характеристика текущего состояния разработки месторождения

3. Проект соляно-кислотной обработки призабойной зоны пласта на Верхнегрубешорском меторождении

3.1 Соляно-кислотная обработка. Основные понятия

3.2 Методика расчета технологических показателей СКО профессора Мищенко И.Т.

3.3 Обработка скважины

4. Технико-экономическое обоснование проведения соляно-кислотной обработки призабойной зоны

Заключение

Библиографический список литературы

Графическое приложение

Список сокращений

ВНК - водо-нефтяной контакт

ГИС - геофизические исследования скважин

ГТМ - геолого-технические мероприятия

КИН - коэффициент извлечения нефти

НКТ - насосно-компрессорные трубы

МУН - методы увеличения нефтеотдачи

ПАВ - поверхностно-активные вещества

ПЗП - призабойная зона пласта

ППД - поддержание пластового давления

СКО - соляно-кислотная обработка

ЭЦН - электроцентробежный насос

Введение

Соляно-кислотная обработка (СКО) необходима для очистки забоя, призабойной зоны пласта и НКТ от солевых и парафино-смолистых отложений, также для увеличения проницаемости породы.

Цель данного курсового проекта - это проектирование СКО на скважине Верхнегрубешорского месторождения для увеличения дебита.

Для достижения поставленной цели необходимо выполнить следующие задачи: пласт месторождение кислотный

1. Изучить геолого-промысловые характеристики месторождения;

2. Изучить текущее состояние разработки месторождения;

3. Найти скважины с низким дебитом и проницаемостью породы;

4. Изучить методические указания по теме СКО;

5. Рассмотреть технику и технологию проведения кислотных обработок скважин;

6. Рассмотреть методику расчета технологических показателей;

7. Выполнить расчёт СКО;

8. Проанализировать технико-экономическую сторону проекта.

1. Геолого-промысловая характеристика Верхнегрубешорского нефтяного месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

Верхнегрубешорское нефтяное месторождение расположено в 115 км к юго-востоку от г. Нарьян-Мара на территории Республики Коми Российской Федерации и относится к Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции.

Лицензия: СЫК 14694НЭ (дата регистрации 15.06.2009)

Недропользователь: ООО "Лукойл-Коми".

Территория Верхнегрубешорского месторождения расположена в южной части Большеземельской тундры в зоне развития многолетнемерзлых пород, глубина подошвы которых составляет 190-350 м (рисунок 1.1).

Верхнегрубешорское нефтяное месторождение относится к комплексному цеху по добыче нефти и газа КЦДНГ-8 территориально-производственного предприятия ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" - структурного подразделения компании ООО "ЛУКОЙЛ-Коми".

ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" - крупнейшее нефтедобывающее предприятие в Республике Коми и Ненецком Автономном Округе (НАО), в состав которого входят 16 цехов добычи нефти и газа. Поиск, разведка и добыча нефти и газа ведётся в 7-ми административных районах Республики Коми (Усинский, Печорский, Вуктыльский, Ухтинский, Сосногорский, Ижемский, Усть-Цилемский) и Ненецком автономном округе.

Находящиеся в промышленно разработке Возейское и Усинское месторождения расположены в 100 и 120 км на ЮВ, откуда начинается нефтепровод "Уса-Ухта-Ярославль".

Рельеф - заболоченная лесотундра. Дороги отсутствуют. Доставка грузов по зимнику и авиатранспортом. Многолетнемерзлые породы (ММП) в 2 слоя: верхний - до глубины 50-70 м, нижний - от 60-90 до 200-220 м. Температура ММП до минус 1,5°С.

Район не освоен. Населенных пунктов на площади нет. Ближайшими крупными населенными пунктами являются г. Нарьян-Мар и г. Усинск.

Рисунок 1.1 - Расположение Верхнегрубешорского месторождения

В 30 км к северо-западу располагается Южно-Шапкинское месторождение, в 75 км к северо-востоку - Лаявожское газоконденсатное месторождение, в 100 км к востоку - разрабатываемое Возейское нефтяное месторождение, через территорию которого проходит магистральный нефтепровод Возей-Ухта-Ярославль. В 150 км к юго-востоку в райцентре г. Усинск имеются железнодорожная станция и аэропорт, размещены буровые, нефтегазодобывающие и строительные компании. Материально-техническое снабжение в настоящее время осуществляется с баз из г. Усинска по бетонной дороге Усинск-Харьяга протяженностью 130 км, а затем 75 км по зимнику до месторождения. В летний период транспортировка грузов возможна только вертолетным транспортом.

Климат района резко континентальный. Суровая, холодная зима с сильными буранами и жаркое лето. Преобладающее направление ветров - Юго-Западное. Самым холодным месяцем является январь, имеющий среднюю месячную температуру - 13,7-14,4 ?. Наиболее теплым месяцем является июль - от 18 до 19 ?. Абсолютный минимум температуры достигает в некоторые годы до -49 ?. Максимальная летняя - 38 ?.

Наибольшее количество осадков выпадает в июне (до 60 мм). Минимальное - в феврале (до 17 мм). Грозовая деятельность от 40 до 60 мин. в год.

Основные полезные ископаемые (ПИ): нефть и горючий газ.

Основным объектом разработки месторождения являются запасы нефти, приуроченные к терригенным коллекторам пашийского горизонта Д 1, которые представлены двумя группами: высокопродуктивные с проницаемостью более 0,100 мкм 2 и малопродуктивные с вариацией проницаемости 0,30-0,100 мкм 2. В свою очередь в рамках первой группы выделены коллекторы с объемной глинистостью менее и более 2 %. Таким образом объект разработки Д 1 представляется совокупностью трех типов пород - коллекторов с различной фильтрационной характеристикой, которые имеют прерывистый характер строения, выражающийся в смене одного типа коллекторов другим, а также и полным их замещением неколлекторами.

1.2 Тектоника и стратиграфия разреза

Нефтегазоносными в пределах Шапкино-Юрьяхинского вала являются карбонатные породы пермского, каменноугольного и триасового возраста. Отложения северной части вала отличаются газоностью, южной - газо- и нефтеносностью. В северной части вала открыто несколько газовых месторождений - Кумжинское, Коровинское и Василковское, а в южной - нефтегазовые Южно-Шапкинское, Верхнегрубешорское и Ваннейвисское месторождения.

Наиболее изученной является массивная залежь в рифогенных образованиях верхнефранского подъяруса Верхнегубешорского месторождения, содержащая подавляющую часть учтенных запасов рассматриваемых месторождений.

Залежь характеризуется высокой плотностью запасов в гребневой (центральной) части рифа, высокой продуктивностью разреза, благоприятными коллекторскими свойствами пластов, высокой газонасыщенностью и малой вязкостью нефти. Доказана высокая эффективность солянокислотных обработок пластов.

Вскрытие продуктивной части разреза на ИБР позволило прямым методом оценить нефтенасыщенность коллекторов и обеспечить необходимые условия для качественного опробования объектов испытания. Режим залежи замкнутый упруго-водонапорный, что обуславливает необходимость искусственного воздействия путем внутриконтурного заводнения.

Разрез площади представлен отложениями девонской, каменноугольной и пермской систем палеозоя.

Наиболее древними отложениями, вскрытыми на рассматриваемой территории являются нижнеордовикские. Общая толщина осадочного чехла предположительно достигает 3500 м, вскрытая - 2900 м. Низы его сложены терригенными красноцветными отложениями нижнего ордовика в составе седьёльской и нибельской свит общей толщиной 300-500 м. Выше с угловым несогласием залегают карбонатные отложения среднего и верхнего ордовика толщиной до 170 м и нижнего силура толщиной до 250 м.

Отложения среднего девона, залегающие со стратиграфическим перерывом и представленные в основном песчаниками, имеют толщину от 60 м на востоке до 15 м на западе.

Перекрывающие их отложения джьерского, тиманского и саргаевского горизонтов, толщиной 100-110 м, представлены в подошве, в основном, песчаниками, которые выше сменяются на алевролиты и глины с прослоями известняков.

Доманиковый горизонт на площади сложен депрессионными фациями небольшой толщины, а верхнефранские отложения - разнофациальными отложениями: шельфового, рифового и депрессионного типов, причем смена типов разреза происходит, соответственно, с севера на юг. Общая толщина доманиково-верхнефранских отложений составляет 330-380 м, причем максимальные толщины приурочены к гребневым частям барьерных рифов, минимальные - к предрифовым зонам. На площади месторождения в субширотном направлении протягивается ухтинский барьерный риф, к облекающим отложениям которого, в основном и, приурочены залежи. Более древний сирачойский барьер, по-видимому, протягивается параллельно к северу. Наиболее полно разрезы верхнефранских отложений вскрыты в скважинах 4, 21, 28, 31.

Рифовые массивы сложены доломитами с реликтовой водорослевой структурой, в разной степени выщелоченной, с прослоями обломочных водорослевых известняков.

Фаменский ярус выделяется в основном в составе нижнего подъяруса и в сокращенном объеме среднего подъяруса. Отложения задонского горизонта площади представлены в сокращенном стратиграфическом объеме (пласт Фо).

Разрез сложен известняками серыми, иногда коричневатыми, зеленовато-серыми, преимущественно тонкозернистыми, участками глинистыми, прослоями обломочными и органогеннодетритовыми, реже водорослевыми, неравномерно пористокавернозными. Отмечаются прослои мергелей и аргиллитов в подошве горизонта, толщина которых, а также пласта Ф 0 уменьшается в гребневой части ухтинского рифа. Толщина горизонта меняется от 30 до 20 м. Отложения елецкого горизонта на площади представлены сокращённом объеме, так как отсутствует нижняя глинистая толща.

В подошве горизонт сложён известняками глинистыми, мергелями и глинами толщиной 30-40 м. Завершается разрез горизонта ритмично чередующимися пластами-коллекторами Ф 1, Ф 2, Ф 3, Ф 4 с межпластовыми глинисто-карбонатными пачками. Пласты-коллекторы представлены переслаиванием известняков тонкозернистых, органогенно-обломочных.

Известняки пятнисто-доломитизированные, неравномерно кавернозно-пористые, сульфатизированные, волнисто-слоистые. Общая толщина елецких отложений 190-240 м, причем четко наблюдается закономерное уменьшение толщины над гребневыми частями франских рифов, постепенное их увеличение к зарифовым зонам и очень резкое увеличение к предрифовым зонам. Изменение происходит как за счет различной полноты разреза, так и за счет различных толщин отдельных пачек. Среднефаменский подъярус имеет толщину 5-55 м, в общем увеличиваясь к востоку и уменьшаясь в гребневых частях франских рифов за счет предвизеиского размыва. Представлен подъярус доломитизированными известняками.

Отложения карбона представлены всеми тремя отделами общей толщиной 250-270 м. Сложены различными известняками и доломитами, с редкими прослоями глин.

Карбонатная часть нижнего отдела перми в объеме ассельского и сакмарского ярусов имеет толщину 150 м. Перекрывающие пестро цветные терригенные отложения нижней и верхней перми имеют толщину около 600 м. Отложения триаса сложены песчано-глинистыми отложениями толщиной 300-320м.

Юрская система сложена сероцветными песчаниками, алевролитами с подчиненными прослоями глин. Толщина отложений системы 200-250 м. Четвертичными отложения представлены суглинками, супесями плотными с примесью гравия, гальки с прослоями песков, галечников. Толщина до 150 м.

1.3 Состав и свойства пород продуктивных пластов

Дебиты нефти из среднедевонских отложений составляют до 208,1 т/сут., плотность нефти - 801-808 кг/м 3, газовый фактор - 57-60 м 3/т на Верхнегрубешорской площади.

Коллектор гранулярный, пористость: 8,6-9,4 %, нефтенасыщенность: 79-80 %, проницаемость: 28-36 Д.

Из сирачойских отложений на Верхнегрубешорской площади получены притоки нефти до 7,9 м 3/сут.

Плотность разгазированной нефти - 828 кг/м 3, газовый фактор составляет 113,3 м 3/сут. Коллектор представлен неглинистыми трещиноватыми известняками. Пористость принята равной 0,02 %, нефтенасыщенность 100 %, проницаемость - 0,4 Д.

Содержание серы и сероводорода в растворенном газе выше установленного предела промышленного содержания. Балансовые запасы серы составляют 52396 т.

Содержание гелия-выше кондиционного (0,048 % объемн.) только в залежах среднедевонских отложений, однако запасы его невелики и отнесены к забалансовым.

Всего по шести залежам начальные балансовые запасы нефти категории C1 составляют 25323 тыс. т, растворенного газа - 4046800000 м 3; прочие запасы нефти (категории С 2) - 4902000000 т, растворенного газа - 891500000 м 3.

1.4 Состав и свойства нефти, насыщающих продуктивные пласты

Нефть продуктивного горизонта относится к группе малосернистых. Свойства пластовой нефти: давление насыщения газом 4,8-9,3 МПа; газосодержание 52,2-66,2 %; суммарный газовый фактор 50,0; плотность, 766 кг/м 3; вязкость от 2,68 мПа; объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании 1,128-1,196; плотность дегазированной нефти 858,0-879,0 кг/м 3.

1.5 Состав и свойства пластовой воды

Пластовые воды по своему химическому составу рассолы хлор - кальциевого типа с общей минерализацией 252-280 г/л, в среднем 270 г/л в ионно-солевом составе преобладают хлориды (в среднем 168 г/л) и натрий (70,8 г/л). Плотность воды в среднем 1,186 г/см 3, вязкость 1,9 мПас.

В естественных, не нарушенных закачкой воды условиях в подземных водах терригенного девона сероводород отсутствует.

Газонасыщенность подземных вод 0,248-0,368 м 3/м 3, снижается по мере удаления от нефтяных залежей. В составе растворенного в воде газа преобладает метан.

1.6 Состав и свойства газов, насыщающих продуктивные пласты

Компонентный состав газа приведен в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Компонентный состав газов месторождения

Азот + редкие в т.ч. гелий	Метан	Этан	Пропан	Изобутан	Н. бутан	Изопентан	Н. пентан	Гексан	Сероводород	Углекислый газ	Плотность газа
10,36 %	39,64%	22,28%	18,93%	1,74%	4,36%	0,67 %	0,65%	0,46%	0,02%	0,89%	1,2398 кг\м 3

Геолого-физические характеристики Верхнегрубешорского месторождения приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2. - Геолого-физические характеристики месторождения

Показатель	Ед. изм.	Значение
Ср. глубина залегания	м	2503,4
Тип залежи (D1)	-	Нефтяная пластовая сводовая тектонически экранированная
Тип коллектора	-	Карбонатный, трещинно-каверново-поровый

Площадь нефтегазоносности	тыс.м 2	58725
Ср. нефтенасыщенная толщина	м	42,03
Начальное пластовое давление	МПа	25
Пластовая температура	оС	41
Пористость	д. ед.	0,07
Проницаемость	по керну	мкм 2	0,023
	по гидродинамическим исследованиям	мкм 2	0,097
Коэффициент гранулярности	д. ед.	0,126
Коэффициент расчлененности	д. ед.	32,3
Плотность нефти в стандартных условиях	г/см 3	0,862
Плотность нефти в пластовых условиях	г/см 3	0,761
Абсолютная отметка ВНК	м	-2421
Вязкость нефти в стандартных условиях	мПа·с	83
Вязкость нефти в пластовых условиях	мПа·с	2,68
Давление насыщения нефти газом	МПа	20,1
Газосодержание нефти	м 3/т	119,3
Средний коэффициент продуктивности	т/(сут•МПа)	25,2
Массовое содержание	серы	%	0,68
	смол	%	9,9
	асфальтенов	%	2,5
	парафинов	%	10,2

2. Текущее состояние разработки месторождения

2.1 История разработки месторождения

Верхнегрубешорское нефтяное месторождение расположено на территории Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

Верхнегрубешорское месторождение открыто в марте 1971 г. первой поисковой скважиной № 1.

Поисковые работы на Верхнегрубешорской площади начаты нефтеразведочной экспедицией Ухтинского ТГУ.

Ею пробурена скважина № 1 - первооткрывательница залежей нефти в среднедевонских отложениях. Дальнейшие поисково-разведочные работы на Верхнегрубешорском месторождении производились нефтеразведочной экспедицией Ухтинского ТГУ.

Промыслово-геофизические исследования в скважинах и первичная обработка материалов производилась в Ухтинской геофизической экспедиции.

Лабораторная обработка керна, анализы флюидов и промысловые исследования в скважинах выполнены Ухтинской тематической экспедицией Ухтинского ТГУ

Проведенными разведочными работами выявлены три залежи нефти на Верхне-Грубешорском месторождении (две в песчаниках среднего девона и одна в карбонатных отложениях сирачойской свиты франского яруса верхнего девона).

Кроме того, выявлена незначительная по величине запасов залежь газа в песчаниках нижнего триаса.

В процессе подготовки отчета в сентябре 1979 г. группой работников и экспертов ГКЗ СССР в составе В.Г. Москвичевой, В.П. Гаттенбергера, Н.Н. Нарьенко и А.В. Ручкина были рассмотрены первичные геологические и геофизические материалы и обсуждены вопросы подсчета запасов. К этому времени все разведочные работы на Верхне-Грубешорской площади были уже закончены. Запасы нефти по залежи в терригенных отложениях нижней перми и газа в терригенных отложениях нижнего триаса в виду их незначительности на утверждение ГКЗ не представляются.

2.2 Рассматриваемые варианты разработки месторождения

В результате проведенного комплекса поисковых и разведочных работ на месторождениях подготовлены к промышленной разработке (категория C1) залежи нефти в терригенных коллекторах 1-2 пачек и частично 3 пачки среднего девона Верхнегрубешорского месторождение, массивная и пластовая надрифовая залежи.

Часть запасов в 3 пачке живетского яруса, представляемая по категории C2, является ближайшим резервом для перевода запасов в промышленные категории после окончания бурения поисковых скважин № 47, 48, задачей которых также является комплексное изучение всего разреза среднего девона.

Режим залежей в 1-3 пачках среднего девона оценивается как упруго-водонапорный с возможным переходом в процессе разработки в водонапорный.

Опытная эксплуатация залежей позволила оценить потенциальные возможности продуктивных пластов, доказать устойчивость дебитов во времени и стабильность величины пластового давления.

Непосредственная близость подготовленного к разработке Южно-Шапкинского нефтегазового месторождения обуславливает необходимость комплексного обустройства объектов нефтедобычи, наличие единого коридора внутрипромасловых и магистральных коммуникаций, что, в свою очередь, позволит значительно улучшить технико-экономические показатели разработки месторождений в целом.

Дальнейшие перспективы нефтеносности и прироста запасов на месторождениях связаны с более глубоко залегающими горизонтами среднего девона, где, судя по результатам региональных сейсмических исследований, обнаруживается сохранение структурных элементов залежей

2.3 Характеристика текущего состояния разработки месторождения

По состоянию на 01.05.2017 г. по среднедевонеким отложениям Верхнегрубешорского месторождения учтены суммарные извлекаемые запасы нефти категории C1 1,850 млн. т. В том числе по среднедевонским отложениям 0,966 млн. т. и по верхнедевонским.

В соответствии с принятыми подсчетными параметрами по величине суммарных балансовых запасов нефти и газа категории C1 (29370 млн. усл. т) и извлекаемых (11,825 млн. усл. т) месторождение относится к категории средних.

В процессе разбуривания залежей нефти установлено значительное изменение геологического строения залежей, связанное как с сокращением, так и расширением продуктивных площадей, а также с изменением коллекторских характеристик.

Различная степень выработки и интенсивности разработки объясняется различным геологическим строением пластов, разной коллекторской характеристикой, различной долей запасов.

Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,498. Попутно с нефтью отобрано 156,8 млн. воды. Средняя обводненность добываемой продукции за период разработки составила 68,9 %. Водонефтяной фактор - 1,76.

В 2013 году с площади отобрано 420 тыс. нефти. Темп отбора нефти составил 0,6 % начальных и 3,48 от текущих извлекаемых запасов. Попутно с нефтью отобрано 3046 тыс. т. воды. Обводненность добываемой продукции равна 86,8 %.

Среднесуточный дебит одной скважины по нефти равен 3,6 т/сут., по жидкости 27,3 т/сут. Годовой водо-нефтяной фактор - 6,6. Среднее пластовое давление в зоне отбора и забойное давление добывающих скважин составляет 16,0 и 9,6 МПа.

Все современные методы воздействия на пласт месторождения с целью МУН делятся на шесть основных групп:

1) рациональное размещение нефтяных и нагнетательных скважин;

2) гидродинамическое воздействие закачкой значительных масс воды для поддержания или увеличения начального пластового давления;

3) тепловое воздействие на систему пласт - насыщающие жидкости;

4) физико-химические методы, основанные на использовании химических реагентов типа ПАВ, полимеров, кислот и т. д.;

5) газовые методы, основанные на использовании азота, диоксида углерода, дымовых газов, метана, природного газа и других подобных веществ;

6) группа комбинированных методов, сочетающих одновременно различные принципы воздействия.

На площади постоянно идет обновление фонда скважин за счет бурения скважин с целью повышения нефтеизвлечения. Скважины, выполнившие свое назначение, или технически неисправные уходят в пьезометрические, в консервацию и в ликвидацию.

3. Проект соляно-кислотной обработки призабойной зоны пласта на Верхнегрубешорском меторождении

3.1 Соляно-кислотная обработка. Основные понятия

Различают несколько видов соляно-кислотных обработок, среди которых:

· простая СКО;

· кислотная ванна;

· СКО под давлением;

· пенокислотная обработка;

· термохимическая обработка;

· термокислотная обработка;

· поинтервальная или ступенчатая СКО.

Соляно-кислотная обработка - это обработка призабойной зоны пласта (ПЗП) раствором соляной кислоты и основана на ее способности растворять карбонатные породы по следующим реакциям. Известняк СаСО 3:

СаСО 3 + 2НС 1 = СаCl2 + Н 2О + СО 2 (3.1)

Доломит CaMg(CO3)2:

CaMg(CO3)2 + 4НС 1 = CaCL2 + MgCL2 + 2H2O + 2CO2 (3.2)

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. Основное назначение обычной соляно-кислотной обработки заключается в закачке кислоты в пласт (разветвленная система микротрещин и капиллярных каналов в ПЗП), по возможности, на значительное расстояние от стенки скважины с целью расширения размеров микротрещин и каналов, улучшения их сообщаемости между собой, что увеличивает проницаемость системы и дебит скважины. Глубина проникновения кислоты в пласт зависит от скорости реакции. В свою очередь, скорость реакции зависит от химического состава породы, удельного объема кислотного раствора (м 3/м 2 поверхности породы), от температуры, давления и концентрации кислоты. Скорость реакции кислотного раствора характеризуется временем ее нейтрализации при взаимодействии с породой и зависит от температуры следующим образом: в зависимости от вещественного состава карбонатной породы скорость реакции возрастает от 1,5 до 8 раз при повышении температуры от 20 до 60 °С. При этом изменение концентрации кислотного раствора от 5 до 15 % НС 1 не оказывает практического влияния на скорость реакции даже при температуре 60 °С.

Для обработки ПЗП используются, как правило, кислотные растворы с концентрацией 8-15 % в зависимости от химического 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 НС 1 приводит к образованию насыщенных с повышенной вязкостью растворов CaCl2 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 % НС 1 хорошо растворяют гипс и ангидрит, образуя твердый осадок, выпадающий в ПЗП и снижая ее проницаемость. Обычно высококонцентрированные растворы НС 1 можно применять при охлаждении их, например, жидким азотом, что способствует увеличению глубины их проникновения в пласт. Повышение давления приводит к снижению скорости реакции. Экспериментально установлено, что время нейтрализации 75% объема кислотного раствора увеличивается в 7-10 раз при повышении давления с 0,1 МПа до 0,7 МПа; при увеличении давления от 0,7 до 1 МПа время нейтрализации увеличивается в 30-35 раз, а при увеличении давления с 2 до 6 МПа скорость реакции снижается в 70 раз. На рис. 3.1 показаны качественные зависимости влияния на время нейтрализации кислотного раствора Тн давления Р и температуры t [6].

P0 - атмосферное давление; tс - стандартная температура (20оС)

Рисунок 3.1 - Влияние давления и температуры на время нейтрализации кислотного раствора

Техника и технология кислотных обработок скважин

Технология проведения простой СКО приведена на рисунке 3.2 и заключается в последовательном выполнении следующих операций:

1. 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 ПЗП, в перфорационных каналах и на стенках скважины. При этом в качестве жидкостей промывки используются: керосин, дизельное топливо, пропан-бутановая фракция, конденсат и др. растворители. После промывки добывающая скважина заполняется, как правило, нефтью. Если скважина расположена в зоне ВНК и есть опасение, что после СКО вода может подняться, нижнюю часть продуктивного пласта не обрабатывают. В этом случае после промывки нижняя часть скважины на расчетную величину толщины продуктивного горизонта заполняется жидкостью - бланкетом. В качестве бланкета обычно используют концентрированный раствор хлористого кальция;

2. Закачивают расчетный объем кислотного раствора в скважину. Объем кислотного раствора зависит от толщины обрабатываемого пласта, свойств призабойной зоны и желаемой глубины обрабатываемой зоны. Как правило, радиус обработки ПЗП при первичном воздействии наименьший. Чтобы последующие обработки были технологически эффективными, необходимо увеличивать радиус обработки в сравнении с радиусом предыдущей обработки. Анализ результатов первичных СКО показывает, что удельный расход кислотного раствора на метр обрабатываемой толщины зависит от коллекторских свойств ПЗП: для низкопроницаемых коллекторов невысокой пористости удельный расход 15%-го раствора НС 1 изменяется от 0,2 до 0,6 м 3/м; для высокопроницаемых коллекторов - от 0,2 до 0,9 м 3/м; для трещинных коллекторов - от 0,3 до 0,9 м 3/м. При закачке кислотного раствора в скважину в течение времени достижения им обрабатываемого пласта задвижка на затрубном пространстве открыта, после чего она закрывается;

3. Продавливают кислотный раствор в ПЗП, продолжая агрегатом закачку расчетного объема кислоты в скважину. Затем кислотный раствор продавливается нефтью или водой до полного его поглощения пластом. После задавки кислотного раствора в пласт закрывается задвижка на устье скважины. Скважина закрыта;

4. Нейтрализация кислотного раствора за счет реагирования его с обрабатываемой породой. Время нейтрализации, как уже отмечалось, зависит от давления и температуры и изменяется от 1 ч до 24 ч;

5. После нейтрализации кислотного раствора проводят вызов притока и освоение, а затем - исследование скважины. По результатам исследования до обработки и после судят о технологическом эффекте [2].

На обустроенных нефтяных промыслах, на которых проводятся соляно-кислотные обработки, сооружаются кислотные базы с соответствующими подъездными путями, насосными помещениями, лабораторией, складскими помещениями, помещениями для бригады, а также котельными.

Для закачки растворов кислоты в пласт используют, например, насосный агрегат на автомобильном шасси - "Азинмаш-30А" (рисунок 3.3). Агрегат снабжен основным трехплунжерным горизонтальным насосом высокого давления 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. 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 раствора кислоты необходимы обязательная их промывка водой непосредственно после завершения работ.

Схема обвязки скважины при соляно-кислотных обработках показана на рисунке 3.4. Силовой насос агрегата "Азинмаш-30А" может забирать жидкость не только из емкостей, установленных на платформе агрегата, но и с помощью резиновых шлангов откачивать ее из емкостей на автоприцепе из передвижных емкостей.



I - промывка скважины; II - закачка в скважину рабочего раствора кислоты; III - закрывается затрубная задвижка - начало продавки раствора кислоты в пласт; IV - скважина закрыта на реакцию

Рисунок 3.2 - Схема проведения простой СКО

1 - кабина машиниста (пульт управления); 2 - коробка отбора мощности; 3 - емкость для реагента; 4 - насос 4НК-500; 5 - выкидной трубопровод; 6 - редуктор; 7 - шланг для забора раствора кислоты из цистерны; 8 - цистерна для раствора кислоты; 9 - комплект соединительных шлангов; 10 - ящик для инструментов; 11 - горловина цистерны.

Рисунок 3.3 - Насосный агрегат для кислотных обработок "Азинмаш-30А"

1 - устье скважины;

2 - обратный клапан;

3 - задвижка высокого давления;

4 - насос 4НК-500;

5 - агрегат Азинмаш-30А;

6 - емкость для кислоты на агрегате;

7 - емкость для кислоты на прицепе; 8 - емкость для продавочной жидкости;

9 - емкость для кислоты;

10 - линия для обратной циркуляции

Рисунок 3.4 - Схема обвязки скважины при проведении соляно-кислотных обработок

Ротационный насос используется при приготовлении нефтекислотных эмульсий. Для создания более высоких скоростей закачки используют два и более параллельно работающих агрегатов. Устье скважины при обработке под давлением оборудуется специальной головкой, рассчитанной на высокое давление, 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 и пескоструйной перфорации [6].

3.2 Методика расчета технологических показателей СКО профессора Мищенко И.Т.

В ходе выполнения курсового проекта был изучен методический материал расчета технологических показателей СКО Мищенко И.Т. [2].

Первоначально обрабатывают хорошо проницаемый пористый карбонатный пласт 15%-ным раствором соляной кислоты из расчета 1м 3 раствора на 1 м толщины пласта:

, (3.3)

где h - толщина карбонатного коллектора, м.

Объем товарной кислоты:

, (3.4)

где хк, хр - объемные доли товарной кислоты, кислотного раствора соответственно, %.

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

, (3.5)

где bук - норма добавки 100%-ной уксусной кислоты, %;

сук - объемная доля товарной уксусной кислоты,%.

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

, (3.6)

где bи - объемная доля ингибитора в растворе,%;

си - объемная доля товарного продукта,%.

В качестве интенсификатора принимаем Марвелан-К (О), его количество определяется по формуле:

, (3.7)

где bинт - норма добавки интенсификатора, %.

При использовании техннической соляной кислоты в ней может содержаться до 0,4% серной кислоты. Нейтрализуем ее добавкой хлористого бария:

, (3.8)

где 21,3 - масса хлористого бария, необходимая для нейтрализации 10 кг серной кислоты, кг;

- объемная доля серной кислоты в приготовленном растворе;

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

0,02 - допустимая объемная доля серной кислоты в растворе, когда после реакции ее с карбонатными породами соли не выпадают в осадок, %.

При плотности хлористого бария 4000 кг/м 3 объем его с учетом (3.8) определяют:

, (3.9)

Объем воды для приготовления кислотного раствора:

. (3.10)

Реализация методики

В данном подразделе рассчитаем показатели для обработки призабойной зоны соляной кислоты для скважины Верхнегрубешорского месторождения, ее характеристики приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Характеристика скважины

Параметр	Значение	Единица измерения
1	2	3
Глубина скважины	2530	м
Вскрытая толщина карбонатного коллектора	28	м
Внутренний диаметр НКТ	62	мм
Наружный диаметр НКТ	73	мм
Диаметр скважины по долоту	220	мм
Пластовая температура	41	оС
Начальное пластовое давление	25	МПа
Коэффициент проницаемости породы	1•10-13	м 2
1	2	3
Коэффициент продуктивности	25, 2	м 3/(сут·МПа)
Плотность кислоты при 25оС	1134	кг/м 3
Радиус зоны дренирования	300	м
Норма добавки 100%-ной уксусной кислоты	3	%
Объемная доля товарной уксусной кислоты	80	%
Норма добавки ингибитора	0,2	%
Норма добавки интенсификатора	0,3	%
Объемная доля товарной кислоты	27,5	%
Объемная доля серной кислоты в товарной соляной кислоте	0,4	%

Ниже приведен расчет основных параметров:

1. Необходимый объем раствора:

; (3.11)

2. Объем товарной кислоты:

; (3.12)

3. Необходимый объем уксусной кислоты:

(3.13)

4. Объем ингибитора В-2:

; (3.14)

5. Количество интенсификатора Марвелан-К (О):

(3.15)

6. Масса хлористого бария для нейтрализации серной кислоты:

; (3.16)

7. При плотности хлористого бария 4000 кг/м 3 его объем с учетом массы определяется:

(3.17)

8. Объем воды для приготовления кислотного раствора:

; (3.18)

9. Приступают к приготовлению раствора

Наливают в мерник 12,4 м 3 воды, добавляют к воде 0,056 м 3 ингибитора В-2; м 3 уксусной кислоты; 14,4 м 3 товарной соляной кислоты. Полученный раствор тщательно перемешивают и замеряют его плотность ареометром. При правильной дозировке плотность должна соответствовать заданной концентрации при температуре замера. Значение соответствующей плотности можно рассчитать по формуле:

(3.19)

Затем добавляют в раствор 118 кг хлористого бария, хорошо перемешивают раствор, через 5 минут после этого добавляют 84 л интенсификатора Марвелан-К(О), раствор снова перемешивают и оставляют его на 2-3 ч до полного осветления, после чего раствор снова перемешивают и оставляют его на 2-3 часа до полного осветления, далее раствор перекачивают в цистерну Азинмаш-30А [5].

3.3 Обработка скважины

Обработка скважины происходит по следующей методике:

1. Нижний интервал продуктивного пласта изолируют закачкой бланкета - концентрированного раствора хлористого кальция. Трубы опускают до забоя и при небольшой подаче насоса Азинмаш-30А закачивают CaCl2 плотностью 1200 кг/м 3 в объеме:

; (3.20)

Для получения 1 м 3 раствора CaCl2 плотностью 1200 кг/м 3 требуется 540 кг CaCl2 и 0,660 м 3 воды. Для изоляции нижнего интервала необходимо 540·0,037=19,98 кг CaCl2 и 0,660·0,037= 0,024 м 3 воды.

Транспортировка бланкета осуществляется продавкой нефтью в объеме выкидной линии длиной 20 м и внутренним диаметром dв=0,05 м и насосно-компрессорных труб длиной 1600 м.

Объем выкидной линии

; (3.21)

Объем 1 м НКТ

(3.22)

Объем нефти для продавки бланкета

; (3.23)

2. Закачивают кислотный раствор в объеме выкидной линии, НКТ и ствола скважины от башмака НКТ до кровли пласта

; (3.24)

3. Закрывают задвижку на затрубном пространстве и насосом агрегата закачивают остальной кислотный раствор

(3.25)

4. Для задавливания кислоты в пласт закачивают нефть в объеме выкидной линии, НКТ и ствола скважины от подошвы НКТ до кровли пласта

(3.26)

5. Затем закрывают задвижку на выкидной линии. Продолжительность реагирования кислота 1,5 - 2 ч. Для роста эффективности кислотного воздействия на породу увеличивают скорость закачки, вследствие этого увеличивается радиус обработанной зоны и снижается время контакта оборудования с раствором.

Режим работы агрегата выбирают таким образом, чтобы давление, создаваемое насосом, было достаточно для продавки раствора в пласт. В таблице 3.2 приведены характеристики агрегата Азинмаш-30А.

Определим необходимое давление на выкиде насоса при закачке в скважину жидкости с расходом q= 4,76 л/с. Для этого сначала необходимо определить следующие параметры:

1. Максимальное забойное давление при продавке раствора:

(3.27)

2. Гидростатическое давление столба продавочной жидкости (нефть с плотностью 862 кг/м 3):

(3.28)

3. Скорость движения жидкости по трубам

; (3.29)

4. Число Рейнольдса

; (3.30)

5. Коэффициент гидравлического сопротивления

; (3.31)

6. Потери давления на трение

(3.32)

7. Необходимое давление на выкиде насоса

(3.33)

При закачке кислотного раствора агрегат Азинмаш-30А работает на III скорости при диаметре плунжера 100 мм. При этом давление насоса на выкиде (25,0 МПа) больше, чем необходимое для продавки в пласт раствора дебитом 4,76 л/с [5].

Продолжительность нагнетания и продавки в пласт раствора

(3.34)

Таблица 3.2 - Техническая характеристика агрегата Азинмаш-30А

Скорость	Плунжер диаметром 100 мм	Плунжер диаметром 120 мм
	Теоретическая подача насоса, л/с	Давление, МПа	Теоретическая подача насоса, л/с	Давление, МПа
II	2,50	47,6	3,60	33,2
III	4,76	25,0	6,85	17,4
IV	8,48	14,0	12,22	9,7
V	10,81	11,0	15,72	7,6

Рассчитанные данные сведены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 - Рассчитанные данные

Параметр	Значение	Единица измерения
Необходимый объем раствора	28	м 3
Объем товарной соляной кислоты	14,4	м 3
Объем уксусной кислоты	1,05	м 3
Объем ингибитора В-2	0,056	м 3
Объем интенсификатора Марвелан-К(О)	0,084	м 3
Объем хлористого бария	0,029	м 3
Объем бланкета	0,038	м 3
Давление на выкиде насоса	17,89	МПа
Забойное давление для продавки раствора	41,32	МПа
Гидростатическое давление столба продавочной жидкости	21,39	МПа
Потери давления на трение	2,04	МПа
Число Рейнольдса	39136
Коэффициент гидравлического сопротивления	0,0225
Скорость движения жидкости по трубам	2,27	м/с
Продолжительность продавки кислоты	1,5	часа

Оценим эффект от проведения соляно-кислотной обработки. С помощью уравнения Даккорда-Ленорманда можно оценить снижение значения скин-фактора после обработки:

, (3.35)

где d - размерность, образовавшейся в ПЗП структуры порового пространства, d=1,6;

Ас - кислотное число, Ac = 0,005;

Npc =q/Dh - число Пекле;

q - темп закачки кислотного раствора в пласт, q=4,76·10-3 м 3/с;

D - коэффициент диффузии, D= 9·10-3м 2/с;

V - объем закачиваемого кислотного раствора, м 3;

h - толщина пласта, м;

m - пористость пласта, доли;

rc - радиус скважины, м;

b = 1,7104, мd-2;

с = h2-db - безразмерный коэффициент.

Подставим все значения в уравнение:



Дебит скважины до СКО по формуле Дюпюи имеет вид:

, (3.35)

где k - проницаемость пласта, м 2;

h - толщина пласта, м;

- вязкость нефти, Пас;

bн - объемный коэффициент нефти м 3/м 3;

Pk - давление на контуре питания, Па;

Pз - давление на забое скважины, Па;

Rk - радиус зоны дренирования, м;

rc - радиус скважины, м;

S0 - скин-фактор до СКО.

Дебит сважины по формуле Дюпюи после проведения СКО имеет вид:

. (3.37)

Разделив (3.35) на (3.34), получим ожидаемый дебит после обработки ПЗП:

(3.38)

Дебит скважины до проведения операции был равен 8,3 т/сут. Ожидаемый эффект после обработки равен:

Эффективность проведения СКО для скважины Верхнегрубешорского месторождения графически показана на рисунке 3.5 [1].

Рисунок 3.5 - Эффективность проведения СКО скважины

Выводы и рекомендации

В данной работе были рассчитаны требуемое количество и концентрация соляной кислоты и других добавок, необходимых для приготовления рабочего раствора. Проанализировав результаты расчёта СКО на скважине Верхнегрубешорского месторождения можно предположить, что дебит рассматриваемой в проекте скважины может увеличиться после проведения СКО на 5,4 т/сут. Для того, чтобы повысить эффективность СКО, можно порекомендовать увеличить глубину проникновения раствора в пласт. Увеличение глубины проникновения достигается повышением концентрации HCL в исходном растворе и скорости закачки кислоты в пласт.

4. Технико-экономическое обоснование проведения соляно-кислотной обработки призабойной зоны

Применение методов соляно-кислотной обработки являются одними из основных средств повышения технико-экономических показателей разработки месторождений. В результате правильного применения данных методов на скважинах можно существенно увеличить дебиты нефти.

Экономическая эффективность проекта выражается в расчете прибыли от дополнительной добычи нефти, уменьшение количества простоев и выхода оборудования из строя, а также увеличения межремонтных промежутков на скважинах. При этом учитываются все статьи затрат: затраты на подготовительные работы, на дополнительное оборудование, эксплуатационные затраты, на электроэнергию, налоговые исчисления.

По анализу применения СКО на скважине Верхнегрубешорском месторождении удалось добиться прироста дебита на 5,4 т/сут. Всего добыли 1971 т дополнительной нефти за год. Рассчитаем эксплуатационные расходы на дополнительно добытую нефть и проведение обработки ПЗП:

, (4.1)

где - эксплуатационные расходы на добычу одной тонны нефти, равные 2342 руб./т;

Q - дополнительная добыча нефти, т.

Доход от продажи дополнительно добытой нефти:

, (4.2)

где - стоимость одной тонны нефти, равная 29668,55 руб./т.

Тогда экономический эффект от проведения СКО можно рассчитать по формуле:

, (4.3)

где - стоимость одной СКО, равная 55766, 97 руб.

Таким образом, экономическая выгода проведения соляно-кислотной обработки на скважине составила 105 265 тыс. рублей [4].

Заключение

В первом разделе данного проекта рассматривается геолого-промысловая характеристика Верхнегрубешорского месторождения. Здесь представлены общие характеристики месторождения; сведения о тектонике, стратиграфии и нефтегазоносности месторождения.

Во втором разделе был проведен анализ состояния разработки Верхнегрубешорского месторождения. Данный раздел дает детальное описание характеристик проектирования разработки месторождения, проектных и фактических показателей, так же в этом разделе имеет место анализ эффективности реализуемой системы разработки данного месторождения и обоснования расчетных показателей разработки.

В третьем разделе рассмотрен рассчёт соляно-кислотной обработки скважины, а также ее проектирование на Верхнегрубешорском месторождении. В последнем подразделе даны обоснованные выводы и рекомендации.

Технико-экономическое обоснование соляно-кислотной обработки представлено в четвертом разделе. Здесь производится экономическая оценка данного мероприятия, оценка затрат и прибыли от его проведения и целесообразность применения на промыслах.

Библиографический список литературы

1. Иконникова, Л.Н. Оценка эффективности мероприятий по интенсификации добычи нефти при соляно-кислотной обработке: автореферат / Л.Н. Иконникова. - Ухта: УГТУ, 2013 - 22 с.

2. Мищенко, И.Т. Скважинная добыча нефти: учебное пособие для вузов / И.Т. Мищенко. - 2-е изд., исправ. - М. : Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2007. - 826 с.

3. Мордвинов, А.А. Курсовое проектирование по скважинной добыче нефти для бакалавров: методические указания / А.А. Мордвинов. - Ухта: УГТУ, 2014. - 14 с.

4. Павловская, А.В. Оценка эффективности мероприятий по повышению качества вскрытия продуктивных пластов: учебное пособие / А.В. Павловская, А.А. Мордвинов. - Ухта: Изд-во Ухтинского индустриального института, 1992. - 73 с.

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

6. Щуров, В.И. Технология и техника добычи нефти: учебник для вузов / В.И. Щуров. - 3-е изд., стереотип. - М. : ООО ТИД "Альянс", 2009. - 510 с.

Графическое приложение

Геолого-физические характеристики месторождения

Показатель	Ед. изм.	Значение
Ср. глубина залегания	м	2503,4
Тип залежи (D1)	-	Нефтяная пластовая сводовая тектонически экранированная
Тип коллектора	-	Карбонатный, трещинно-каверново-поровый

Площадь нефтегазоносности	тыс.м 2	58725
Ср. нефтенасыщенная толщина	м	42,03
Начальное пластовое давление	МПа	25
Пластовая температура	оС	41
Пористость	д. ед.	0,07
Проницаемость	по керну	мкм 2	0,023
	по гидродинамическим исследованиям	мкм 2	0,097
Коэффициент гранулярности	д. ед.	0,126
Коэффициент расчлененности	д. ед.	32,3
Плотность нефти в стандартных условиях	г/см 3	0,862
Плотность нефти в пластовых условиях	г/см 3	0,761
Абсолютная отметка ВНК	м	-2421
Вязкость нефти в стандартных условиях	мПа·с	83
Вязкость нефти в пластовых условиях	мПа·с	2,68
Давление насыщения нефти газом	МПа	20,1
Газосодержание нефти	м 3/т	119,3
Средний коэффициент продуктивности	т/(сут•МПа)	25,2
Массовое содержание	серы	%	0,68
	смол	%	9,9
	асфальтенов	%	2,5
	парафинов	%	10,2



I - промывка скважины; II - закачка в скважину рабочего раствора кислоты; III - закрывается затрубная задвижка - начало продавки раствора кислоты в пласт; IV - скважина закрыта на реакцию

Эффективность проведения соляно-кислотной обработки на хасырейском месторождении

Размещено на Allbest.ru