Главная Коллекция "Otherreferats" Производство и технологии Соляно-кислотная обработка в условиях ЛУПНП и КРС

Соляно-кислотная обработка в условиях ЛУПНП и КРС

Приоритетные технологии нефтеизвлечения. Характеристика геологического строения объекта. Коллекторские свойства пласта. Физико-химические свойства пластовых флюидов. Основная причина низкой продуктивности скважин. Факторы, ухудшающие проницаемость пласта.

Рубрика Производство и технологии
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 25.06.2010
Размер файла 68,7 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

4

Министерство науки и образования Р Т

Лениногорский нефтяной техникум

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

Тема: "Cоляно-кислотная обработка в условиях ЛУПНП и КРС"

2005

Содержание

  • 1. Введение
    • 2. Исходные данные
    • 2.1 Характеристика геологического строения эксплутационного объекта
    • 2.2 Коллекторские свойства пласта
    • 2.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов
    • 2.4 Природный режим залежи
    • 2.5 Запасы нефти
    • 2.5.1 Общие положения
    • 2.5.2 Обоснование параметров подсчета
    • 2.5.3 Нефтенасыщенность
    • 2.5.4 Коэффициент нефтеотдачи
    • 2.7 Конструкция скважины
    • 3. Технико-технологический раздел
    • 3.1 Факторы, ухудшающие проницаемость ПЗП
    • 3.2 Методы применяемые для увеличения производительности скважин
    • 3.3 Выбор скважины для СКО
    • 3.4 Сущность метода СКО
    • 3.5 Оборудование и материалы применяемые при СКО
    • 3.6. Технология проведения СКО
    • 3.7 Расчет процесса СКО
    • 3.8 Освоение скважины после СКО
    • 3.9 Анализ эффективности СКО
    • 3.10. Выводы и предложения
    • 4. Охрана труда и противопожарная защита
    • 4.1 Анализ условий труда
    • 4.1.1 Описание системы ЧМС
    • 4.1.2 Характеристика опасных и вредных факторов, источники их возникновения
    • 4.1.3 Оценка риска: анализ частоты возникновения каждого фактора и анализ тяжести последствий от их воздействия
    • 4.2 Рекомендации по уменьшению риска производственных процессов
    • 4.2.1 Технические мероприятия
    • 4.2.2 Организационные мероприятия
    • 4.2.3 Обеспечение пожаро - взрыво - и электробезопасности
    • 4.2.4 Организация обучения безопасным методам работы
    • 4.2.5 Организация контроля за состоянием оборудования, соблюдением правил и норм
    • 4.2.6 Виды документации, оформляемой мастером
    • 5. Охрана недр и окружающей среды
    • 5.1 Структура природоохранной службы на предприятии
    • 5.2 Анализ экологической ситуации
    • 5.3 План природоохранных мероприятий на 2003 год
    • 5.4 Выводы и рекомендации
    • 5.5 Экологическая оценка современных методов обработки призабойной зоны скважин
    • Список литературы

1. Введение

Все отечественные и международные эксперты констатируют, что в условиях снижения мировых и внутренних цен на нефть добыча ее для большинства нефтяных компаний убыточна. Отрасль превратилась в крупнейшего заемщика финансовых средств - как внутренних кредитов, так и внешних.

Положение усугубляется тем, что со вступлением большинства высокопродуктивных месторождений в поздние стадии разработки удельный вес малодебитных скважин в общем фонде нефтяных скважин становится преобладающим по мере истощения энергетических ресурсов залежей разрабатываемых месторождений при отрицательной динамике воспроизводства запасов.

Одной из очевидных возможностей снижения себестоимости нефти, повышения рентабельности и увеличения внутренних инвестиционных ресурсов для российских нефтяных компаний является повышение коэффициента извлечения нефти. Прогресс в этом вопросе связывают с внедрением хорошо зарекомендовавших себя высокоэффективных вторичных и третичных методов добычи нефти. Развитие новых технологий, с одной стороны, обеспечит максимальное нефтеизвлечение, а с другой - минимизирует отрицательные последствия экономических кризисов.

Среди большого многообразия таких технологий приоритетными в России являются физико-химические методы. Из них ведущую роль играют технологии на основе полимерных композиций, за счет применения которых добывается более 60% нефти.

2. Исходные данные

2.1 Характеристика геологического строения эксплутационного объекта

Абдрахмановская площадь находится в центральной части Ромашкинского месторождения и входит в состав Лениногорского, Альметьевского, Бугульминского, Азнакаевского и Сармановского районов РТ.

По рельефу район отличается большой высотой, которая на юге достигает до 379 м. Климат отличается суровой зимой с сильными ветрами и жаркое лето. Средняя температура в январе - 13 С - 14 С, а в июле +19 С. По растительности эта территория относится к зоне лесостепи.

Также из полезных ископаемых кроме нефти, в районах месторождения имеется: торф, строительное сырьё, каменный уголь, природный газ, известняк, доломиты и т.д.

Абдрахмановская площадь с восточной стороны граничит с Восточно-Сулеевской, Павловской, Южно-Ромашкинской площадями, а с западной стороны Минибаевской, Зай-Каратаевской и Альметьевской площадями.

Площадь занимает территорию с севера на юг 25 км., с запада на восток 15км. Ромашкинское месторождение является месторождением платформенного типа. Диаметр месторождения в пределах внешнего контура нефтеносности горизонта Д1 достигает 65-70 км., а сама площадь составляет 4000 км 2

Наиболее поднятой является юго-западная часть месторождения. В пределах приподнятой части выделяется два максимума, которые отметке репера "верхний известняк" минус 1450 м. Соединяются между собой. Подошва репера "верхний известняк" занимает здесь на абсолютных отметках минус 1432, минус 1450 м. Первый максимум расположен прямо в центре Абдрахмановской площади. Второй, меньший расположен на крайнем Западе месторождения, в юго-западной части Минибаевской площади.

Ромашкинское месторождение многопластовое: здесь выявлены залежи нефти по 18 промышленно-нефтеносным горизонтам палеозоя.

Коллекторами нефти являются мелко и крупно зернистые песчаники и алевролиты. Пористость их достигает 30%, проницаемость превышает 1 Дарси, иногда достигает 4 Дарси.

Залежи относятся в основном к пластово-сводовым. Средний дебит нефти 2-3 т/сут. Нефть нижнего карбона значительно тяжелее нефти терригенного девона. Основным объектом эксплуатации являются залежи нефти пашийского Д1 и кыяновского Д0 горизонтов терригенного девона.

В геологическом строении Абдрахмановской площади, как и на всём месторождении, принимают участие осадочные породы, начиная с девонской и кончая пермской системой.

Средний девон - Д2

Эйфельский ярус - Д2

Живетский ярус - Д 22

Воробьевский горизонт - Д2 2v+b

Отложения Ворбьевского горизонта размывом залегают на породах эйфелевского яруса и представлены пластом Д, разделенным глинистыми породами на две алевролито-песчаные пачки (Д4-б и Д4-а) и перекрывающее их алевролито-глинистыми породами с прослоями карбонатов и болитов.

Пласт Д4 сложен песчаниками, алевролито-глинистыми породами. Песчаники пористые, с хорошей проницаемостью. Мощность глинистой пачки, разделяющей пласты Д4 и Д6 составляет 3-4 м. Мощность воробьевского горизонта 16-20 м.

Старооскольский горизонт - Д 5

Породы старооскольского горизонта залегают согласно на отложения Воробьевского горизонта и подразделяются на 2 пачки: нижнюю песчаноалевролито-глинистую и верхнюю карбонато-глинистую.

Мощность старооскольского горизонта на Абдрахмановской площади составляет 24-30м.

2.2 Коллекторские свойства пласта

Эксплуатационный объект Д1 сложен переслаиванием песчаных, песчано-алевролитовых и аргиллитовых пород. Продуктивные породы представлены хорошо отсортированными мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами.

Общая мощность изменяется от 23 до 50 м. и в среднем составляет 40м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 4 до 32 м. В результате многолетних исследований в ходе разработки в настоящее время в горизонте Д1 выделяются 8 продуктивных пропластков: А; Б1; Б2; Б3; В; Г1; Г2; Г.3.Д. Средняя толщина высокопродуктивных неглинистых пластов колеблется от 3 до 4 м, но толщина ГЗД выше 5м.

По характеру строения пласты объединены в две укрепленные пачки: верхнепашийскую, включающую пять верхних пластов (А; Б1; Б2; Б3; В) и нижележащую, включающую три нижних пласта (Г1; Г2; Г.3. Д)

В коллекторах верхней пачки сосредоточено 43,5%, балансовых 49,09% НИЗ, при этом наибольшая доля НИЗ сосредоточена в пласте А (11,1%), наименьшая (4,5%) - в плате Б1

Проницаемость коллекторов нижней пачки распределена достаточно сложно, отмечается повышение значения в восточной части, увеличивающейся с юга на север.

Распределение скважин по средневзвешенной проницаемости показывает, что более 40% имеют проницаемость в пределах от 0,1 мкм2 до 0,5мкм2 при среднем значении 0,415мкм2

В объектах нижней пачки сосредоточены 56,5% балансовых запасов горизонта (59,1% от НИЗ), из них значительная доля (23,3%) - на пласт Г2.

Вывод: Горизонт Д1 является многопластовым объектом, расчленённым глинистыми пластами. По характеру строения пласты объединяются в верхнепашийскую, состоящую из линзовых пластов, и нижнепашийскую, с площадным распространением коллекторов, пачки пластов.

Таблица 1. Основные параметры пласта

Параметр

Горизонт

Верхняя пачка

А; Б1; Б2; Б3; В

Нижняя пачка

Г1; Г2; Г3Д

Начальная нефтенасыщенная толщина, м

18,2

7,9

10,3

Средняя пористость, д. ед.

0,2

0,18

0,21

Средняя проницаемость, д. ед.

0,35

0,26

0,415

Коэффициент нефтенасыщенности, д. ед

0,84

0,69

0,62

2.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов

Физико-химические свойства нефтей и газов Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения исследовались с 1956 года по 2004 год в институте "ТатНИПИнефть", лаборатории НГДУ "Иркеннефть" по существующим общепринятым методикам и ГОСТам.

Основные параметры пластовой нефти изменяются в следующих пределах: давление от 6,3 до 9,59 МПа, газосодержание от 54 до 95,9 м3/т, вязкость пластовой нефти от 2,2 до 7,7 мПа с, объёмный коэффициент от 1,1142 до 1,1674, плотность нефти от 0,788 до 0,876 г/см3.

Содержание серы в дегазированной нефти меняется от 1,2 до 3,7%, смол легкогелевых от 5,1 до 15,7%, асфальтенов от 1,6 до 8,2%, парафинов от 3,6 до 7%. Девонская нефть Абдрахмановской площади относится к группе сернистых, парафинистых и смолистых.

Попутный газ богат этаном и пропаном. Он содержит: метана - 41,4-45%; этана - 19,5-20,8%; пропана - 18-20%; бутана - 7,5%; изобутана - 3,3%; углекислого газа 0,1%; азота - 10%

С уменьшением глубины залегания нефти снижается газосодержание от 60-65 м3/м3 до 3-4 м3/м3

В последний период разработки в процессе обводнения месторождения, когда скважины добывают водонефтяные смеси, на свойства нефти оказывает влияние закачиваемая вода

В этом случае изменение свойств нефти происходит от окисления её кислородом, попавшим в пласт с закачиваемой водой, растворения лёгких компонентов в воде и т.д.

Таблица 2. Физико-химические свойства нефти и газа

Параметры

Среднее значение параметров свойств нефти

Пашийский

горизонт

Турнейский

ярус

Верейский

ярус

Параметры пластовой нефти

Плотность, кг/м3

803

879

876

Газосодержание, м3/м3

63,4

15,5

4,1

Молярное содержание компонентов нефтяного газа при дифференциальном разгазировании,%

H2S

0,01

0,2

0,8

CO2

1,01

2

0,5

N2

10,22

32,04

27,8

CH4

40,99

23,1

8, 19

C2H6

24,11

21,1

38,43

C3H8

16,48

15

12,06

2.4 Природный режим залежи

Для нефтяных месторождений принято выделять водонапорный, упругий, газонапорный, растворённого газа и гравитационный режимы.

В условиях водонапорного режима основной движущей силой служит

напор краевых и подошвенных вод.

Водонапорный режим проявляется тогда, когда законтурная водоносная область месторождения связана с земной поверхностью и постоянно пополняется дождевыми и талыми водами. Место выхода пласта на поверхность или пополнения его водой называется областью или контуром питания. Область питания может находится на расстоянии сотен километров от нефтенасыщенной части пласта. Отбор нефти в начальный период разработки залежи приводит к некоторому снижению пластового давления, а затем оно стабилизируется. Оно устанавливается на таком уровне, когда приток воды полностью компенсирует отбор жидкости из залежи. При водонапорном режиме работы по мере отбора нефти происходит перемещение контура нефтеносности к центру залежи, что приводит к появлению воды в продукции скважин. При большем объёме водоносной части пласта упругий запас может быть настолько значителен, что по эффективности и внешним проявлениям упругий режим разработки будет близок к водонапорному. Он будет характеризоваться вытеснением нефти водой, двигающейся из законтурной области, низким темпом падения пластового давления, постоянным газовым фактором и дебитом скважин. В таких случаях его называют упруговодонапорным режимом. В замкнутых залежах с небольшой водоносной областью запас упругой энергии истощается быстро, пластовое давление за короткий срок снижается до давления насыщения нефти газом, и залежь переходит на режим растворённого газа.

2.5 Запасы нефти

2.5.1 Общие положения

Согласно инструкции ГКЗ по применению классификации запасов к месторождениям нефти и газа все запасы нефти и газа делятся на две группы:

1) балансовые, удовлетворяющие промышленным и горнотехническим условиям эксплуатации 2) забалансовые - разработка которых, вследствие ограниченности размеров запасов, низкого качества нефти и газа, малой производительности скважин не рентабельна в настоящее время, но которые могут рассматриваться в качестве объекта для промышленного освоения в дальнейшем.

В числе балансовых запасов нефти выделяются запасы извлекаемые, т.е. запасы, которые можно извлечь при наиболее полном и рациональном использовании современной техники.

Подсчет запасов нефти и газа на Абдрахмановской площади произведен нами согласно упомянутой инструкции, а также в соответствии с решением совещания при главном геологе УНП Татсовнархоза т. Вегишеве от 3 июня 1959 года, которое постановило произвести подсчет запасов нефти и газа по площадям Ромашкинского месторождения а также по типам коллекторов пластов горизонта Д1.

Исследования, произведенные лабораториями подсчета запасов и физики пласта ТатНИПИ, позволили разделить породы горизонта Д1 на 3 группы:

1. пористость 11% - не коллектор

2. пористость до 18% - алевролиты

3. пористость 18% - песчаник

Естественно, что каждый из этих типов пород обладает своей нефтенасыщенностью, проницаемостью распространением поэтому в каждом пласте (“а “,”б”,”в”,”г д”) выделились алевролиты и песчаники и запасы по ним подсчитывались в отдельности. Полученные цифры сопоставлялись с запасами полученными по горизонту Д1 в целом. Следует отметить, что нами не принимались в расчет пласты с толщиною 1 м и с пористостью 11%. Деление на алевролиты и песчаники проводилось не только по величине пористости, но и с учетом результатов работы скважин. Поэтому имеется случай, когда к песчаникам отнесены породы по своей геофизической характеристике относящиеся к алевролитам и наоборот. Такие расхождения следует отнести за счет некачественного геофизического материала.

Балансовые запасы нефти и газа подсчитаны по общеизвестной объемной формуле:

Q=S h m Kн b,

Где,Q - запасы нефти в тыс. тонн

S - Площадь

h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в м

m - пористость коллекторов в долях единиц

Kн - нефтенасыщенность коллекторов в долях единиц

- плотность сепарированной нефти

b-пересчетный коэффициент для перевода объема нефти из пластовых

условии к поверхностным

Все запасы на Абдрахмановской площади отнесены к категории А.

2.5.2 Обоснование параметров подсчета

Эффективная нефтенасыщенная толщина и объем нефтенасыщенных пород. Мощность пластов-коллекторов выделялось в каждой скважине с помощью геофизических исследований (стандартный зонд, СП, БКЗ). Суммарная эффективная мощность в скважине определялась путем суммирования всех нефтенасыщенных прослоев коллекторов, расположенных выше поверхности ВНК. При этом карты изопахит не строились, т. к исследованиями ВНИИ иТаТНИИ установлено, что при достаточно равномерной плотной сетке скважин средневзвешенные по площади значения параметров практически не отличаются от среднеарифметических.

Cреднеарифметическое значение мощности, определенное как частное от деления суммарной мощности всех нефтенасыщенных прослоев всех скважин на общее число скважин равно:

hср=h1+h2+h3+……+hn = 8828.0 =15.4

n 573

Cреднеарифметическое значение мощности для пластов (с разделением на алевролиты и песчаники) “а”,”б”,”в”,”г д" соответственно равны:

а) hср= 260 =0.46 алевролиты (1)

573

hср = 852,8 =1,49 песчаники (2)

573

В случае отсутствия пласта-коллектора в скважине к

общей сумме мощности прибавляется нуль.

б) hср= 559,2=0.97 алевролиты (3)

573

hср= 1595,2=2.8 песчаники (4)

573

в) hср= 291,4 =0.51 алевролиты (5)

573

hср= 612,1=1.1 песчаники (6)

573

гд) hср= 607,7 =1.06 алевролиты (7)

573

hср= 3958,7=6.91 песчаники (8)

573

Среднее арифметическое значение мощности горизонта Д1 из полученных средних составляет 15,4 м. .

Объем нефтенасыщенных пород определяется произведением площади на среднюю и составляет 295999829 кв. метров.

Коэффициент пористости

Коэффициент пористости определяется по данным промысловой геофизики (метод Д А Шапиро). Полученные результаты сопоставлялись с лабороторными данными, взятыми из отчета ВНИИ.

Метод Д А Шапиро апробирован на материалах Ромашкинского месторождения и показал при этом достаточно высокую точность ошибка 8-10%. Сущность его заключается в приведении амплитуды ПС против исследуемого пласта, отчитанной от условно принятой линии, к амплетуде ПС, соответствующей пласту неограниченной мощности, и в последующем определении, по полученному значению ПС и удельному сопротивлению бурового раствора, пористость пласта, путем использования палетки зависимости ПС= ѓ (ПС) при с=соnst, пористость по геофизическим данным определена по 573 скважинам для горизонта Д1, а также для каждого пласта с соответствующим количеством определении. Средняя арифметическая пористость определялась из суммы среднеарифметических значений пористости по скважинам и составила:

Пласт “а” m ср= 905,4 =13,7% алевролиты (9)

66

m ср= 3688,5 =19,7% песчаники (10)

187

Пласт “б” m ср= 1681,9 =14,2% алевролиты (11)

118

m ср= 7436,6 =20,0% песчаники (12)

371

Пласт “в” m ср= 845,9 =14,1% алевролиты (13)

60

m ср= 3469,6 =19,9% песчаники (14)

174

Пласт “г д" m ср= 1525,7 =14,3% алевролиты (15)

106

m ср= 13472,1 =20,9% песчаники (16)

643

Горизонт Д1 m ср= 32481,5 =19,2% алевролиты (17)

1690

Как видно из приведенных цифр, пористость закономерно возрастает с глубиной как для алевролитов, так и для песчаников.

Среднеарифметическое значение пористости для горизонта Д1 в целом составляет 19.5%; эта цифра хорошо согласуется с геофизическими данными; поскольку последних значительно больше при подсчете запасов нефти нами принята пористость для горизонта Д1-19.5%

2.5.3 Нефтенасыщенность

Определения нефтенасыщенности по лабороторным данным обладают большой погрешностью. Поэтому был использован геофизическии метод-метод Д.А. Шапиро. При подсчете запасов приняты следующие значения средней нефтенасыщенности:

Пласт “а” Кн ср= 50.045 =0.758% алевролиты (1)

66

Кн ср= 164.133 =0.878% песчаники (2)

187

Пласт “б” Кн ср= 38.75 =0.752% алевролиты (3)

118

Кн ср= 313.157=0.844% песчаники (4)

371

Пласт “в” Кн ср= 44.707 =0.745% алевролиты (5)

60

Кн ср= 149.970 =0.861% песчаники (6)

174

Пласт “г д" Кн ср= 66.782 =0.655% алевролиты (7)

102

Кн ср= 548.578 =0841% песчаники (8)

652

Горизонт Д1 Кн ср= 1375.790=0.820% (9)

1678

Плотность нефти и пересчетный коэффициент принят согласно исследований и соответственно равны - 0.861 и 0.855.

2.5.4 Коэффициент нефтеотдачи

По методике ВНИИ коэффициент нефтеотдачи пласта при водонапорном режиме определяется соотношением:

K н. о=1 - ., (1)

Где -коэффициент остаточной нефтенасыщенности

=1+2 + 3

где

1 коэффициент, учитывающий потери нефти при равномерном передвижении водо-нефтяного фронта

2 - коэффициент, учитывающий потери нефти на линии стягивания при неравномерном продвижении фронта воды.

3 коэффициент учитывающий потери нефти в небольших линзах и тупиковых зонах пласта, зависящий от сетки скважин.

1= min +выт, где min коэффициент остаточной нефтенасыщенности при пропускании через пласт большого количества воды.

выт коэффициент учитывающий потери нефти в следствии

неполноты вытеснения и зависящий от соотношения вязкости нефти и воды мн\м в обводненности продукции скважины.

выт =1 - Квыт.,

где Квыт - коэффициент вытеснения.

Среднее значение коэффициент вытеснения., определенного по 10 скважинам Абдрахмановской площади по методике МИНХ и ГП авно 0.675.

То по Рамашкинскому месторождению составляет 0.66.

По керновым данным 5 скважин коэффициент вытеснения равен 0.68.

По данным лаборатории моделирования (ТатНИИ) коэффициент вытеснения в условиях Рамашкинского месторождения для пределов проницаемости 100-1000мд меняется от 0.65 до 0.72.

В данной работе принято Квыт= 0.68;

Тогда min = 1-0.68=0.32.

выт, определяется для 2-х предельных случаев.

Во-первых, для движения водо-нефтяной смеси пренебрегая влиянием весомости и предполагая, что волонасыщенность постоянная величина.

Во-вторых, для движения в верхней части разреза чистой нефти, а в

нижней части водонефтяной смеси.

Для первого случая:

выт=0,04 и '1 =0,32+0,04= 0,36

Для второго случая 1"=0.397

Значение 2 определяется по формуле:

2 =8 (n-1) m h е уІ (2), V m ср

h - эффективная мощность пласта, равна 15.4м

е - относительные потери равны 0.03

n количество скважин

у - половина расстояния между скважинами

mср m-средняя эффективная пористость, взвешенная по площади и (m= mср) линии стягивания.

V-объем породы продуктивной части пласта, равный 45589*10імі.

Для нашего случая 2=0.006.

Значение 3=0.04, определяет зависимость вероятных максимальных потерь от плотности сетки скважин.

В нашем случае 26=640 м. (с учетом бурения резервных скважин и половины нагнетательных скважин во внешнем разрезающем ряду).

Для первого случая (без учета влияния весомости) полная остаточная нефтенасыщенность

л' =0.36+0.006+0.04=0.406;

Для второго случая (при полном разделении смеси от чистой нефти)

" =0.397+0.006+0.04=0.443

Значение коэффициента нефтеотдачи Кн. о =1 - л

для этих случаев соответственно равно 0.594 и 0.557.

Наиболее вероятное значение коэффициента нефтеотдачи находится в указанных пределах.

Для подсчета извлекаемых запасов нефти примем Кн. о = 0.57.

Начальные извлекаемые запасы

Qниз = Qбал з (3)

з - коэффициент нефтеотдачи

Qниз = 62497х0,57 = 42085 тыс. т

Остаточные балансовые и извлекаемые запасы нефти

Qбал. ост = Qбал - Qдоб, (4)

где Qдоб - накопленная добыча нефти тыс. т

Qбал. ост= 62497-41170,79 =21326,2 тыс. т

Qниз. ост =Q изв - Qдоб (5)

Qниз. ост =42085-41170,79 =914,2 тыс. т

Балансовые и извлекаемые запасы газа

Vбал= Qбал у, (6)

где у - газовый фактор мі/ т

Vбал = 62497000х60 =3749820000 мі

Vизв = Qниз у (7), Vизв = 42085000х60 =2525100000 мі

Остаточные балансовые и извлекаемые запасы газа

Vбал ост = Vбал - Vизв (8)

Vбал ост =3749820000 - 2525100000 =1224720000 мі

Vизв ост= Vизв - Vдоб (9)

Vизв ост = 2525100000 - 54852000 =2470248000 мі

2.7 Конструкция скважины

Скважиной называется цилиндрическая горная выработка диаметром от 59 до 1000 мм. Верхняя часть скважины называется устьем, а нижняя - забоем.

1.Опорные - бурят для изучения геологического строения крупных регионов,. благоприятных для нефтегазонакопления, и выбора направлений геологоразведочных.

Эти скважины малогабаритные глубиной от 30 ДО ЗООО м.

2. Параметрические скважины - бурят для сравнительной оценки перспектив зон нефтегазонакопления, а также для уточнения результатов сейсмических и геофизических исследований.

3. Структурные скважины - бурят для выявления и подготовки к поисково-разведочному бурению. По полученным результатом определяют элементы залегания пластов.

4. Поисковые скважины - бурят на площадях подготовленных геолого-поисковыми работами для установления нефтегазоностности.

5. Разведочные скважины - бурят на площадях с установленной промышленной нефтегазоностностью, определения контура месторождения, подсчетов запаса нефти и газа.

6. Эксплуатационные скважины - добывающие, нагнетательные, контрольные.

7. Специальные скважины - предназначены борьбы открытыми нефтяными фонтанами, подземные газохранилища, добыча технической или питьевой воды.

3. Технико-технологический раздел

3.1 Факторы, ухудшающие проницаемость ПЗП

Основная причина низкой продуктивности скважин наряду с плохой естественной проницаемостью пласта и некачественной перфорацией снижение проницаемости призабойной зоны пласта. Призабойной зоной пласта называется область пласта вокруг ствола скважины, подверженная наиболее интенсивному воздействию различных процессов, сопровождающих строительство скважины и ее последующую эксплуатацию и нарушающих первоначальное равновесное механическое и физико-химическое состояние пласта.

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 призабойную зону пласта. При взаимодействии фильтрата с пластовой минерализованной водой может происходить образование Нерастворимых солей и выпадение их в осадок, набухание глинистого цемента и закупоривание перового 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, уплотнение пород в ПЗП за счет гидродинамического воздействия в процессе строительства скважин; разбухание глинистого цемента пород-коллекторов, особенно при преобладании в его составе монтмориллонита; увеличение воданасыщенности пород ПЗП и снижение фазовой проницаемости для нефти при смене пластовой минерализованной воды на пресный буровой фильтрат; выпадение солей и асфальто-смолистых веществ на границе раздела пресной фильтрат минерализованной воды.

Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит и при эксплуатации скважин, сопровождающейся нарушением термобарического равновесия в пластовой системе и выделением из нефти свободного газа, парафина и асфальто-смолистых веществ, закупоривающих поровое пространство коллектора. Интенсивное загрязнение призабойной зоны пласта отмечается и в результате проникновения в нее рабочих жидкостей при проведении в скважинах различных ремонтных работ. Приемистость нагнетательных скважин ухудшается вследствие закупорки перового пространства пласта продуктами коррозии, илом, нефтепродуктами, содержащимися в закачиваемой воде.

В результате протекания подобных процессов возрастают сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижаются дебиты скважин и возникает необходимость в искусственном воздействии на призабойную зону пласта с целью повышения продуктивности скважин и улучшения их гидродинамической связи с пластом.

3.2 Методы применяемые для увеличения производительности скважин

По характеру воздействия на призабойную зону пласта все методы делятся на химические, механические, тепловые и комплексные (физико-химические).

В основу химических методов положено воздействие различными кислотами на породы призабойной зоны пласта с целью" растворения частиц, засоряющих поровое пространство, и увеличения диаметров поровых каналов. Наиболее распространенным методом химического воздействия на призабойную зону пласта является солянокислотная обработка. Механические методы воздействия направлены на нарушение целостности горных пород за счет (расширения существующих или создания новых трещин. Их применение наиболее эффективно в плотных, низкопроницаемых коллекторах. Основной метод механического воздействия - гидравлический разрыв пласта. К ним относятся также гидропескоструйная перфорация, торпедирование, виброобработка.

Тепловые методы призваны осуществлять прогрев призабойной зоны с целью расплавления и удаления из пласта тугоплавких агрегатных структур, а также снижения вязкости насыщающих

флюидов. Применяются на месторождениях с высоковязкими нефтями, содержащими большое количество смол, парафинов, асфальтенов. К ним относятся электропрогрев, закачка теплоносителей, паропрогрев.

Методы комплексного воздействия на призабойную зону пласта, сочетающие в себе элементы химического, механического и теплового воздействий, применяются в сложных горногеологических условиях, где проявляются одновременно несколько факторов, ухудшающих фильтрационные свойства пласта. К ним относятся термохимические обработки, внутрипластовые термохимические обработки, термогазохимическое воздействие. Кроме перечисленных методов широкое применение получила обработка призабойной зоны пласта поверхностно-активными веществами, снижающими поверхностное натяжение на жидкой или твердой поверхности раздела вследствие их адсорбции на этих поверхностях. 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.

3.3 Выбор скважины для СКО

Солянокислотная обработка может применятся в скважинах, эксплуатирующая карбонатные, трещинно-поровые пласты любой толщины. Объектами обработок могут быть некачественно освоенные (после бурения или капитального ремонта) скважины и скважины, существенно снизившие дебит в процессе эксплуатации. Обработки назначаются по определению текущего и контенциального коэффициентов продуктивности. Для проведения соляной обработки нагнетательных скважин следует выбирать скважины, которые должны удовлетворять следующим требованиям:

1. Приемистость скважины более 500 м /сутки и со временем снижения до 100 м /сутки и ниже;

2. Cкважина должна изливать;

3. Устьевая арматура и эксплутационная колонна должны быть герметичными.

3.4 Сущность метода СКО

До обработки скважины исследуются на профиль притока. Снимается кривая восстановления давления для определения коэффициента проницаемости, пъезопроводимости, приведенного радиуса.

Для обработки ПЗП приготавливается 15% раствор НСI из расчета 1,8-2м на один метр мощности обрабатываемого пласта. Далее проводится промывка ПЗС водой от грязи со спуском НКТ до забоя. НКТ промывают 15% раствором НСI. Для этого 0,5м раствора закачивается в НКТ и продавливается до нижнего конца, а затем обратной промывкой выбрасывается на поверхность. Для чистых или новых труб эта операция не производится.

Закачивается приготовленный объём кислотного раствора. Продавка его производится водой при максимальной возможной скорости. Продавочная жидкость берётся в 1,5 объёма НКТ. В случае обработки без пакера затрубное пространство заполняется водой. Далее скважину закрывают и кислотный раствор оставляют в пласте для реагирования на 16 часов. Продукты реакции удаляют промывкой, после чего спускают глубинное оборудование и вводят скважину в эксплуатацию.

3.5 Оборудование и материалы применяемые при СКО

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

Агрегат Азинмаш-ЗОА; СИН-32.03 (для закачки соляной кислоты в скважину) Агрегат ЦА-320М определения приемистости скважины перед проведением и после закачки; для продавки жидкости в пласт)

Бойлер АЦ-10 (для подвоза воды в отсутствие водовода; для промывки скважины) Комплект оборудования для обвязки буфера арматуры скважины и водовода системы поддержания пластового давления, применяемый материал Соляная кислота (НСI) 12-24%

Агрегат Азинмаш-30 А; СИН - 32

Азербайджанским институтом нефтяного машиностроения был сконструирован и изготовлен специальный агрегат Азинмаш-30 и установка СИН-32 - АО "Синергия" г. Пермь - для нагнетания различных жидких средств в скважины в процессе их текущего и капитального ремонта, а также при проведении других нефтепромысловых промывочно-продавочных работ.

Агрегат Азинмаш-30 смонтирован на шасси автомашины КрАЗ-219 с двигателем ЯАЗ-М206В. Агрегат имеет гуммированную резиной цистерну емкостью 8 м, состоящую из двух отсеков - один емкостью 2,7 м, другой емкостью 5,3 м. Кроме того, для транспортировки дополнительного объема кислоты агрегат снабжен емкостью на прицепе объемом 6 м, состоящую из двух отсеков по 3 м каждый, Азинмаш-30 оснащен трехплунжерным горизонтальным насосом 2НК-500 одинарного действия.

СИН-32.03

Предназначен для транспортировки и нагнетания в скважину кислотных растворов.

В состав установки входят: трехплунжерный насос, навесной редуктор, коробка отбора мощности, емкость для кислотных растворов, трубопроводы, шарнирные коленья.

Характерные особенности СИН-32.03

Повышена стойкость емкости к воздействию кислот и нефтепродуктов за счет применения стеклоуглепластикового покрытия.

Для улучшения контроля при работе оборудования показания с электронных датчиков уровня и давления выведены в кабину водителя

Компактно расположены узлы навесного оборудования, за счет крепления редуктора на корпус насоса, что позволило оптимально расположить центр тяжести цистерны в центре тележки.

Значительно снижены вес и шумность установки с применением планетарного редуктора.

Снижен вес и повышена ремонтопригодность манифольда и шарнирного колена.

Техническая характеристика СИН-32.03

Номинальная мощность. кВт (л. с) 176 (240)

Диаметр плунжера, мм 100; 125

Подача максимальное. МПа 50

Подача максимальная, л/с (м7 час) 18

Емкость цистерны, м 5

Масса, кг 12000

Габаритные размеры, мм 8000*2500*3200

Монтажная база "Урал 55571-30"

Агрегат ЦА-320М

Агрегат монтируется на шасси грузового автомобиля ЯАЗ-219 или КрАЗ-219, имеющего в качестве тягового двигателя двухтактный дизель ЯАЗ-М206А. На шасси автомобиля на двух дополнительных рамах смонтированы поршневой насос 9Т, плунжерный вертикальный насос 1В, двигатель Г АЗ-51 с коробкой передач для привода насоса 1В, мерный бак и обвязка насосов. Поршневой насос 9Т приводится от тягового двигателя автомобиля. Подача насоса 9Т регулируется изменением скорости вращения коленчатого вала при помощи коробки скоростей автомобиля. Мерный бак общей емкостью 6,4 м, разделенный вертикальной перегородкой пополам, установлен на задней части рамы автомобиля. В каждом отсеке бака установлены замерные рейки с делениями, соответствующими 0,1 м. Всасывающая линия поршневого насоса позволяет забирать жидкость из любого отсека мерного бака или емкости, установленной на земле. Максимальная производительность насоса 9Т 22,8 л/сек при давлении 40 кг/см * Максимальное давление 400. Агрегаты ЦА-300 установлены на шасси автомобиля ЯАЗ-210 или МАЗ-200 и снабжены тем же насосом 9Т, что и агрегат ЦА-320М.

Автоцистерна АЦ-10

Автоцистерна АЦ-10 имеет несущую цистерну и снабжена оборудованием для налива и слива нефтепродуктов. По уровню, группе, виду, температурному классу взрывозащиты АЦ-10 относится к изделиям общего назначения. Цистерна выполнена и оборудована баками для теплового расширения нефтепродуктов, лестницей и поручнями, обслуживается одним оператором-водителем. Отсек имеет горловину, трубу верхнего налива, индикатор уровня. Ограничение наполнения отсеков цистерны ручное, со звуковой сигнализацией при верхнем свободном наливе и автоматическое со звуковой сигнализацией при нижнем наливе сторонним насосом. АЦ-10 может комплектоваться тягачом оборудованным насосной установкой производительностью 750л/мин. Конструктивное исполнение автоцистерны позволяет эксплуатировать его в условиях умеренного климата. В состав автоцистерны входит тягач КрАЗ-260, и полуприцеп-цистерна, на которой установлено специальное оборудование: гидросистема, пневмосистема, шкафы управлений, ящики для укладки индивидуального ЗИП, электрооборудование. Конструкция автоцистерна позволяет производить указанные выше операции как с левого, так и с правого борта. Благодаря конструкции автонефтевоза, примененным материалам и комплектующим изделиям, достигается высокая надежность и долговечность при его эксплуатации. Повышенное избыточное и вакууметрическое давление в цистерне (+0,32... - 0,16кГс/см2). Значительно снижает потери нефтепродуктов при малых дыханиях. Выполняемые операции по каждому отсеку:

откачивание насосом автоцистерны топлива из прицеп-цистерны;

откачивание топлива из выдающих рукавов;

По заказу потребителя для заправки наземной техники фильтрованным топливом в гидросистеме автоцистерны может устанавливаться фильтр и счетчик жидкости.

Таблица 3 Технические характеристики АЦ-10

Вместимость: общая, м

10/9

Производительность насосной установки, л/мин. Расход раздаточной системы: через один выдающий рукав с раздаточным краном, л/мин

1000/750

270

через два выдающих рукава с раздаточным краном (одновременно), л/мин.

480/400

Наибольшая скорость движения, км/ч Габаритные размеры,!", не более:

80/85

длина ширина

9,30/7,12

2,80/2,50

высота

3,26/3,10

Таблица 4 Комплект оборудования для обвязки буфера арматуры скважины и водовода системы поддержания пластового давления

№ п/п

Наименование

Предназначение

1

Фланец с БРС

Обвязка буфера арматуры скважины с нагнетательной линией

2

Трубы (Д=2) с БРС

Компоновка нагнетательной линии и линии отбора воды

3

Шарнирное колено

Соединение труб нагнетательной линии с арматурой воды, насосных агрегатов или комплексов по закачке

4

Обратный клапан

Предотвращение обратного движения закачиваемого состава при остановках в закачке

5

Кран высокого давления (КВД)

Регулирование подачи воды виз системы ППД

6

Задвижка шиберная типаЗМС1-65х210

Включение, отключение подачи воды из системы ППД

Соляная кислота (НСI) - бесцветный водный раствор хлористого водорода с резким запахом, в присутствии железа или хлора слабо окрашена в желтовато-зеленый цвет. Соляная кислота активна и растворяет с выделением водорода все металлы, распложенные в ряду активности до водорода. Для нужд нефтяной промышленности заводы-изготовители поставляют синтетическую соляную кислоту техническую (ГОСТ 857-78). Массовая доля хлористого водорода в соляной кислоте должна составлять (не менее) 35% (марка А) и 31,5% (марка Б). Плотность ингибированной соляной кислоты содержанием НСI 22-28% (ТУ 4814-42 или Ту 6-01-714-77) 1154-118 кг/м, температура замерзания - 58 С.

Оптимальная концентрация соляной кислоты в растворе принимается равной 10-16%. Применение кислоты с низкой

концентрацией (менее 10%) вызывает необходимость нагнетать в пласт большое количество воды, в результате чего может осложнится процесс освоения скважин после кислотной обработки. Применение кислоты с высокой концентрацией (более 16%) также нежелательно, так как это приводит к образованию в пористой среде насыщенных высоковязких растворов хлористого кальция и хлористого магния, трудно извлекаемых из пласта.

3.6. Технология проведения СКО

Процесс соляной кислотной обработки скважины заключается в нагнетании в пласт раствора соляной кислоты насосом или самотеком, если пластовое давление низкое. Скважину очищают от песка, грязи парафина и продуктов коррозии. Для очистки стенок скважины от цементной и глинистой корки и от продуктов коррозии при открытом забое применяют кислотную ванну. При этом раствор кислоты падают на забой скважины и там выдерживают ее, не продавливая в пласт. Перед обработкой скважины у ее устья устанавливают необходимое оборудование и опрессовывают все трубопроводы на полуторакратное рабочее давление. В случае закачки раствора самотеком опрессовку оборудования не производят. Сначала скважину заполняют нефтью и устанавливают циркуляцию. Затем в трубы нагнетают заготовленный раствор соляной кислоты. Объем нефти, вытесненной из скважины через кольцевое пространство, измеряют в мернике. Количество первой порции кислоты, нагнетаемой в скважину, рассчитывают так, чтобы она заполнила трубы и кольцевое пространство от бошмака труб до кровли пласта. После этого закрывают задвижку на отводе из затрубного пространства и остатки заготовленного кислотного раствора под давлением закачивают в скважину. Кислота при этом поступает в пласт. Оставшеюся в трубах и в нижней части скважины кислоту также продавливают в пласт водой или нефтью.

Нагнетать кислоту в пласт необходимо с максимально возможными скоростями, чтобы кислота проникла на большие расстояние от ствола скважины.

После продавливания кислотного раствора в пласт скважины оставляют на некоторое время в покое для реогирования кислоты с породой, после чего пускают в эксплуатацию.

При обработке слабопроницаемых пород часто удается прокачать в пласт сразу значительное количество кислоты.

В этом случае хорошие результаты дает двухстадийная обработка. На первой стадии в пласт закачивают 2-Зм раствора кислоты и выдерживают скважину под давлением в течение нескольких часов. После того как давление в закрытой скважине снизится, закачивают вторую порцию кислоты 5-7 м

Кислотную обработку газовой скважины проводят так же как и нефтяной. При этом глушение газового фонтана производится нагнетанием в скважину нефти, воды или глинистого раствора.

Успешно применяется специальные кислотные обработки скважин через гидромониторные насадки - направленными струями кислоты высокого напора, которые способствуют быстрой и хорошей очистке ствола скважины.

3.7 Расчет процесса СКО

Расчет процесса СКО сводится к определению необходимого объема и концентрации кислоты, объёма продавочной жидкости, оборудования, его количества и режим работы агрегата.

Объем раствора кислоты для обработки пласта обусловлен его толщиной, химическим составом породы, пористостью и проницаемостью пласта, а также числом предыдущих кислотных малопроницаемых пород расход раствора составляет 0,4-0,6м3 на 1м толщины пласта, высокопроницаемых 0,6-1 м3/м; для вторичных обработок - соответственно 0,6-1 и 1-1,5 м3/м. При воздействии на трещиноватые породы для первичной обработки необходимо 0,6-0,8м3 раствора на 1м толщины пласта, а для вторичной 1-1,5 м3/м

При расчетах процесса соляно-кислотной обработки скважины необходимо определить общий объем кислоты заданной концентрации по формуле:

Wср=Vc*h (1)

Wср=0.4*10=4 м3

где - Vc средняя норма расхода кислоты - 0.4м3

Находим объем концентрированной товарной кислоты:

Vкон=Wср* (P-103) / (Pтов-103) (2)

Vкон=4* (1060кг/м3-1000) / (1160кг/м3) =1.5м3

где Ртов - плотность товарной кислоты

Р - плотность готового рабочего раствора.

Зная объем концентрированной кислоты, можно определить количество

воды, необходимой при смешивании с товарной кислотой для получения

рабочего раствора заданной концентрации:

V=Wср-Vкон (3)

У-4-1/5=2/5м3

3. В качестве ингибитора принимаем уникоп марки У-2. Потребное количество уникопа определяем по формуле:

Qу= (74В*\Wр) / (А-х) (4)

Q= (74*5*4) / (227-12) =6.8 л.

где В - % добавки уникопа к соляной кислоте, В=5% по объему от количества концентрированной кислоты.

х -% концентрация разбавленного рабочего соляно-кислотного раствора.

А - числовой коэффициент принимаемый по характеристике концентрированной кислоты 227.

4. Против выпадения из солянокислотного раствора, содержащихся в ней солей железа, добавляем уксусную кислоту в количестве:

Q. к. = (10? *Ъ*Wр) /с (5)

Q. к. - (1000*1.5*4) /80

Где Ь -% добавки уксусной кислоты.

(Ь={+0.8=0.7+0.8=1.5%, где Г - содержание в соляной кислоте солей железа, которое равно-0.7) с-концентрация уксусной кислоты =80%

5. Для растворения, содержащихся в породе кремнистых соединений и предупреждения их выпадения в виде гелия кремневой кислоты добавляем к соляной кислоте плавиковую кислоту в количестве:

Qп. к= (1000*b*Wср) /m (6)

Qп. к= (1000*1*4) /60=66.6 л

где Ь=1, а т - концентрация товарной плавиковой кислоты в содержании=60%

6. Для борьбы с выпадением гипса добавляют к соляной кислоте хлористый барий в количестве:

Ох. б. - 21.3*Wср* (а*х/z) +0.02 (7)

Ох. б. =21.3*4* (0.6*12/31) +0.02=19.8кг

где а-содержание ЗСЪ товарной соляной кислоте-0.6% х-концентрация разбавленного рабочего агента 2-концентрация товарной кислоты

7. Определяем общий объем:

Q=Qy+Qyk+Qпк+Qхб (8)

Q=6.8+75+66.6+19.8=168.2л=0.17м3

8. Определяем объем воды для разбавления кислот:

Vв=Wср-Vкон-Q (9)

Vв=4-1.5-0.17=2.3м3

Для соляно-кислотной обработки призабойной зоны скважины применяются специальные агрегаты Азинмаш-ЗОА

9. В процессе подготовительных работ скважина промывается и заполняется водой, объем выкидной линии равен;

Vв=0.785*d2*Iобв (10)

Vв=0.785*0.062*10=0.085 м3

Объем одного метра НКТ равен:

Ункт=0.785*0.052* 1-0/0025 м3/м

1. Рассчитываем объем ствола скважины:

Vс=0.785* (D2-d12) *Нс (11)

Ус=0785* (0.132-0.062) *1675=17.5м3

2 Определяем общий объем выкидной линии НКТ и ствола скважины:

Vобщ=Vн. в. (12)

где-Ун. в. =4.26 м - объем необходимой воды для задавки. Определяем необходимое давление на выкиде насоса при закачке в скважину жидкости с расходом ц=3.6 л/с

Рвн-Рзаб-Рж+Рт (13)

где Рзаб - максимальное забойное давление при закачке:

Pзаб=Рпл+ (q*0.001*86400/к) (14)

Рзаб=16+ (3.6*0.001*86400/25) =29.1МПа

где к=25 м/сут*МПа-коэффициент приемистости

Пж - давление столба жидкости при р=1100кг/м 3

Рж=р*g*h*10-6 (15)

где g=9.81 м/с2-ускорение свободного падения

Рж=1100*1675*9.81*10-6=18.4МПа

Рт-потери давления на трение, при м=3 МПа*с

4. Рассчитываем скорость движения жидкости:

V=3.6*0.001/0.785*0.05"2=1.8 м/с (16)

определяем число рейнольдса:

Re=V*d*p/m (17), Re=1.8*0.05*1100/3* 10"3=37820

6. Рассчитываем коэффициент гидравлического трения

Н=0.3164/Rе025 (18)

Rе=0Л364/37820о25=13.8 (19)

7. Потери давления на трение:

Pт=h*v2*Hc*p*10-6/2d (20)

Pт=13.8*1.82*16.75*1100*10-6/2*0.05=3МПа

8. Находим необходимое давление:

Рвн=29-18.4+3=13.7МПа (21)

9. Продолжительность нагнетания и продавки в пласт:

T= (Wср+Vнв) *1000/q*3600 (22)

Т= (4+4.26) *1000/3.6*3600=1.3=78 мин

При закачке кислотного раствора агрегат Азинмаш-ЗОА работает на 2 скорости, а затем и на 3 скорости при диаметре плунжера 120 мм. При этом давление на выкидной линии насоса 22.8 МПа, больше, чем необходимое для продавки в пласт.22.8МПа>13.7МПа

3.8 Освоение скважины после СКО

После проведения ремонтных работ проводят освоение скважин. Освоением скважин называются комплекс работ по вызову притока жидкости и газа из пласта в эксплутационную скважину. Сущность освоения скважины заключается в создании депрессии, т. е перепада между пластовым и забойным давлением, с таким расчетом, чтобы пластовое давление превышало забойное. Достигается это двумя путями:

1. Уменьшение плотности жидкости, находящейся в скважине;

2. Снижением уровня жидкости в скважине.

В первом случае жидкость в скважине может быть заменена на следующие:

глинистый раствор на воду, затем на нефть;

минеральная вода - на пресную воду, затем на нефть;

эмульсинный раствор на углеводородной основе - на нефть. Количество нефти для замены должно быть не менее объёма эксплутационной колонны.

Во втором случае уровень в скважине снижают одним из следующих способов:

А. свабирование;

В. продавкой сжатым газом;

Со спуском и откачкой жидкости электропогружным или штанговым насосами.

Свабирование заключается в постепенном снижении уровня жидкости, заполняющей скважину, при помощи сваба. Для возбуждения скважины свабом спускают НКТ до интервала перфорации. Каждую трубу перед спуском проверяют шаблоном, т. к диаметр планшет сваба на I - 2мм меньше диаметра НКТ.

Освоение нагнетательных скважин проводится путем определения приемистости скважины. Для этого в пласт закачивают под давлением несколько м жидкости и определяют за какое время данный объем жидкости закачивается в пласт.

3.9 Анализ эффективности СКО

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

До обработки дебита нефти 86,3 т/сут был получен при депрессии 3 МПа, а после обработки такой же дебит нефти был получен при депрессии 3 МПа (точка "а"), а после обработки такой же дебит нефти был при депрессии всего 1,1 МПа. Коэффициент продуктивности увеличился с 28,8 т/сут МПа (86,3/3=28,8) до 78,4 т/сут. МПа (86,3/1,1) т. е в 2,7 раза. Далее следят за изменением коэффициента продуктивности с целью определения продолжительности эффекта. Если нет возможности исследовать скважину, то эффективность обработки определяют путем сравнения среднего дебита нефти (или приемистости воды) за три четыре месяца до обработки с дебитом нефти (приемистостью воды) непосредственно после обработки. В любом случае суммарный эффект обработки определяют путем сравнения того же среднего дебита нефти до обработки со средним дебитом нефти после обработки в течение всего эффективного периода работы скважины. Например, до обработки средний дебит нефти был равен 10т/сут в течении 100 дней. Тогда эффект будет равен: (15-1О) *1ОО=5ОО т. Этот же результат можно получить и другим путём. Например, после обработки за эффективные 100 дней было добыто 1000т нефти (10*100= 1000). Эффект равен: 1500-1000=500т. Необходимо иметь в виду, что при оценке эффективности путём сравнения дебитов режим эксплуатации должен быть одинаковым до и после обработки.

Экономическая эффективность кислотных обработок в нефтяных добывающих скважинах определяется следующим образом. Рассчитывается так называемая условно-переменная часть эксплуатационных затрат на 1т дополнительно добытой нефти после обработки. Эта часть затрат включает в себя затраты на энергию по извлечению, подготовку, сбор и транспорт нефти, затраты на ППД путём нагнетания воды и геологоразведочные работы.

Определяется разница между отпускной ценой 1т нефти и условно-переменной частью затрат на 1т дополнительно добытой нефти в рублях; эта цифра умножается на весь объём дополнительно добытой нефти и получается экономия по добыче нефти.

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

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены