Автор: Пользователь скрыл имя, 05 Мая 2013 в 18:22, курсовая работа
Одним из основных методов ОПЗ с целью поддержания текущих темпов добычи нефти в скважинах с карбонатными трещиновато-пористыми коллекторами является соляно-кислотная обработка. При высокой проницаемостной неоднородности по толщине и простиранию продуктивного пласта кислота поглощается в основном хорошо проницаемыми зонами пласта и реагирует в призабойной зоне. Проблемой подключения в работу бездействующих зон пласта и увеличения радиуса обработки может решаться двумя путями:
Кратным снижением скорости реакции соляной кислоты с карбонатной породой за счет специальных добавок-замедлителей;
Диспергированием соляной кислоты до мельчайших глобул, покрытием этих глобул в защитную оболочку с последующей доставкой в глубину пласта и разрушением бронирующей оболочки;
Новомихайловская свита
Новомихайловская свита (средний олигоцен). Свита сложена чередованием серых и бурых глин, алевролитов, серых и светло-серых кварцевых и кварц-полевошпатовых песков с прослоями и пластами углей и лигнитов. Возраст отложений свиты определяется как нижне-среднеолигоценовый. Толщина свиты 50-70 м.
Журавская свита
Журавская свита (верхний олигоцен) распространена в восточной части данного района, залегает на отложениях новомихайловской свиты и с перерывом перекрывается четвертичными отложениями. Свита представлена серыми и зеленовато-серыми глинистыми алевролитами с прослоями песков и алевритов, с включениями глауконита. Возраст свиты принят в объеме низов верхнего олигоцена. Толщина свиты - 10-30 м.
Неогеновые отложения на данной территории отсутствуют. Четвертичные отложения несогласно перекрывают различные горизонты палеогеновых пород от журавской свиты на востоке до чеганской свиты на западе.
Четвертичная система
Четвертичные образования имеют повсеместное распространение. Отложения четвертичного возраста представлены супесями, песками серыми и желтовато-серыми, кварц-полевошпатовыми, с прослоями глин серых, бурых, песчанистых, иногда с включениями вивианита. Встречаются мощные слои торфа, линзы валунных галечников. На севере и востоке данной территории развиты ледниковые отложения, в составе которых встречаются различные по размерам отторженцы. Размеры отторженцев по площади достигают 3-5 кв. км и высотой до 100 м.
2. Основные параметры продуктивных пластов
Промышленная нефтегазоносность на Пальяновской площади выявлена в терригенных меловых (пласты ВК1 и ВК2) и юрских отложениях (пласты Ю0-1, ЮК2-9, базальный горизонт).
В 1986 году в ГКЗ СССР был принят отчет «Подсчет запасов нефти и растворенного газа в викуловских отложениях Ем-Еговской и Пальяновской площадей Красноленинского месторождения», выполненного ЗапСибНИГНИ Главтюменьгеологии по состоянию на 1.04.86 года.
По состоянию изученности на 1.01.2001 г. в пределах лицензионного участка пробурено 34 (28 непосредственно в границах Площади) разведочных и 20 эксплуатационных скважин. Юрские отложения, породы коры выветривания и фундамента на Пальяновской площади вскрыты 30 скважинами. Отложения викуловского горизонта вскрыты 54 скважинами, в 13 скважинах проведено его испытание и 16 скважин находятся в промышленной эксплуатации. Притоки нефти из викуловских отложений изменяются от 3,7 до 18,7 м3/сут в разведочных скважинах и от 6 до 12 м3/сут в эксплуатационных. После проведения гидравлического разрыва пласта ВК-1 на эксплуатационных скважинах был получен приток нефти дебитом более 20 м3/сут. Нефтегазоносность пластов тюменской свиты и коры выветривания, а в ряде случаев и совместно с баженовской и абалакской свитами подтверждено 30 скважинами. В 9 скважинах получены фонтанирующие притоки нефти от 0,9 до 220 м3/сут, в четырнадцати - непереливающие притоки с дебитами от 0,147 до 21,96 м3/сут.
Подсчет запасов нефти Пальяновской площади в пределах лицензионного участка №11 ТПДН Пальяновский выполнен в Научно-Аналитическом центре рационального недропользования Ханты-Мансийского автономного округа.
3. Физико-химические свойства флюидов
На площади глубинные и поверхностные пробы нефти отобраны из пластов викуловской и тюменской свит. Отбор и исследование нефти проведены ЦЛ Главтюменьгеологии и институтом СибНИИНП.
Свойства пластовой нефти в пределах залежей резко отличаются между собой. Нефть викуловской свиты имеет низкое газосодержание, давление насыщения, усадку. Нефть пластов ЮК2-5 находится в условиях повышенных пластовых давлений (24 МПа) и температур (102-105оС). Газосодержание изменяется в диапазоне 163-211 м3/ т. Давление насыщения ниже пластового. Нефть в пласте очень легкая. Доля метана в них составляет 32-33%. Для нефти всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами. Нефтяной газ высокожирный. Поверхностная нефть пластов ВК и ЮК малосернистая, парафинистая и малосмолистая с выходом фракций до 350оС не менее 45%. Нефть пласта ВК вязкая, средней плотности, пласта ЮК - маловязкая, легкая.
Свойства и состав воды.
Минерализация пластовой воды колеблется от 11,2 г/л до 16,7 г/л. В пластовых условиях плотность воды составляет 970-977 кг/м3, вязкость 0,3 Мпа. Основные солеобразующие компоненты представлены ионами Na+, Ca++, Mg++, Cl-, HCO3- Содержание сульфат ионов колеблется от 0,03 до 0,66 моль/м3.
При изменении начальных пластовых условий возможно выпадение солей на нефтепромысловом оборудовании и установках подготовки нефти.
4. Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин
В 1985 году на Площади введена в промышленную разработку скважина №44 и затем в 1992 году скв. №27. Проектным документом, на основании которого разрабатывалась тюменская свита, была пояснительная записка к технологической схеме опытно-промышленной разработки площади, утвержденная техсоветом Главтюменьнефтегаза (протокол №42 от 4 августа 1983 года).
В 1992 году на Пальяновскую площадь институтом СибНИИНП составлена технологическая схема разработки, которая была рассмотрена и утверждена Центральной комиссией по разработке Российской Федерации (протокол №1527 от 23 декабря 1992 года) и предусматривающей реализацию следующих проектных решений:
добычи нефти: объект ВК - 394 тыс. тонн; объект ЮК - 545 тыс. тонн;
добыча жидкости: объект ВК - 1500 тыс. тонн; объект ЮК - 1400 тыс. тонн;
закачка воды: объект ВК - 1820 тыс. м3; объект ЮК - 2170 тыс. м3;
Ввиду низкой продуктивности юрского комплекса на который был сделан упор в технологической схеме бюро ЦКР при рассмотрении «ТЭО инвестиций в разработку Восточно-Пальяновской площади» (протокол №1975 от 19.12.95 года) рекомендовал в 1996 году представить новую технологическую схему разработки Восточно-Пальяновской площади, где основный объектом разработки принять отложения викуловской свиты, а по юрскому комплексу составить проект доразведки и исследования скважин, направленное на дополнительное изучение залежи.
В 1997 году на Площадь институтом СибНИИНП составлена технологическая схема разработки, которая была рассмотрена и утверждена Центральной комиссией по разработке Российской Федерации (протокол №2150 от 25 мая 1997 года) и предусматривающей реализацию следующих проектных решений:
добычи нефти: объект ВК - 593,9 тыс. тонн; объект ЮК - 255,2 тыс. тонн;
закачка воды: объект ВК - 1484 тыс. м3; объект ЮК - 1051,7 тыс. м3;
В 1996 году институтом составлен проект доразведки Площади на основании переинтерпретации данных сейсмо-, гравиметрической и магниторазведки. Проект предусматривает бурение 23 разведочных скважин на юрские отложения в течение 7 лет общим метражом 59 тыс. метров, проведение сейсморазведочных работ методом МОВОГТ - 3D на площади 100 кв. км для изучения зон высокой продуктивности.
В сезон 2000-2001 гг. проведены сейсморазведочные работы МОВОГТ - 3D на площади 100 кв. км, планируемый срок окончания интерпретации 4 кв. 2002 года.
На Площади, введенной в эксплуатацию 1992 году, по состоянию на 1.01.02 года из отложений юрского комплекса добыто 346,3 тыс. тонн нефти (с учетом скважины 44-Р), что на (26,7%) ниже проектного уровня, из викуловских отложений - 85,1 тыс. тонн нефти, что на (79,1%) ниже проектного уровня. Пробурено 28 разведочных и 20 (вместо запланированных 57) эксплуатационных скважин. В действующем фонде числится 20 эксплуатационных скважин, разведочные скважины числятся на балансе Комитета по управлению гос. имуществом. Текущий дебит по пласту ЮК - 94.7 т/ сут при обводненности 1,4%, по пласту ВК -348,3 т/ сут при обводненности 31,1%.
5. Анализ причин снижения продуктивности скважин
В процессе добычи нефти, вся извлечённая жидкость проходит через призабойную зону добывающих скважин, а вся нагнетаемая жидкость через призабойную зону нагнетаемых скважин. Эти процессы происходят при давлениях и температурах отличных от тех при которых находились эти жидкости в пласте или на поверхности, поэтому в призабойной зоне скважины, как в фильтре могут откладываться различные углеводородные компоненты и соли. Для снижения фильтрационных сопротивлений, необходимо осуществлять мероприятия по воздействию на призабойную зону скважины для увеличения проницаемости, улучшения сообщаемости со стволом скважины и увеличения системы трещин и каналов для облегчения притока жидкости и снижения энергетических потерь в данной области пласта.
В процессе бурения и эксплуатации продуктивность скважин снижается по следующим причинам:
- некачественное вскрытие пластов в процессе бурения скважин;
- снижение проницаемости призабойной зоны в процессе проведения ремонтных работ;
- выпадение асфальтено-смолистых и парафиновых отложений в призабойной зоне пласта.
В зависимости от, от обуславливающего улучшение фильтрационных свойств призабойной зоны, различают химические, физические и тепловые методы воздействия на призабойную зону. Одним из основных методов ОПЗ с целью поддержания текущих темпов добычи нефти в скважинах является СКО.
При высокой проницаемости неоднородности по толщине и простиранию продуктивного пласта, кислота поглощается в основном хорошо проницаемыми зонами пласта и реагирует в призабойной зоне. Проблема подключения в работу бездействующих зон пласта и увеличения радиуса обработки может решаться двумя путями:
- кратным снижением скорости реакции соляной кислоты с карбонатной породой за счёт специальных добавок замедлителей;
- диспергированием соляной кислоты до мельчайших глобул, покрытием глобул в защитную (не реагирующую с карбонатом) оболочку с последующей доставкой в глубину пласта и разрушением бронирующей оболочки.
Для обработки соляной кислотой неработающих участков пласта необходимо предотвращать поступление и уход кислоты в хорошо проницаемую зону, работающую часть пласта.
Этого можно достигнуть поинтервальной кислотной обработкой с использованием пакеров. Однако эта технология сложна, требует значительных затрат времени и средств, поэтому применяется в ограниченных масштабах. Значительно проще решается задача временным блокированием дренированной части пласта, какой либо высоковязкой системой (пробкой), не реагирующей с кислотой, но легко растворяемой нефтью.
Наиболее распространенным способом борьбы с солеотложением является предотвращение его с применением ингибиторов. Существует много способов подачи растворов ингибиторов. Наиболее чаще применяется способ периодической закачки ингибитора в призабойную зону скважины.
Существующей опыт различных промысловых и экспериментальных исследований свидетельствует, что значительное влияние на продуктивные характеристики оказывает призабойная зона скважины. Проникновение твёрдых частиц и фильтратов буровых растворов, отложение асфальтэнов, смол и парафинов на стенках капилляров, уменьшение проницаемости в следствии изменения эффективного горного давления приводит к уменьшению добыных возможностей скважин, и соответственно, снижению темпов разработки и коэффициента нефтеотдачи.
6. Анализ технологической эффективности выполняемых СКО
Обработка призабойной зоны на Пальяновской площади проводилось на 142 добывающих скважинах. Всего проведена 181 обработка. Использовались различные методы такие как: СКО, ГКО, глубокое ОПЗ и т.д.
Солянокислотная обработка выполнена на 17 добывающих скважинах. Проведено 36 обработок с успешностью 65%. Увеличение дебита кратно от 1,1 до 3,4 раза. За счет этого дополнительно добыто 14140 т. нефти. продолжительность эффекта колеблется от 55 до 47 суток. В 2 скважинах СКО проводилось по 3 раза. На 15 скважинах СКО проводилось по 2 раза.
С 1987 г. успешно применяется поинтервальный способ обработки призабойной зоны соляной кислотой, который достигается блокированием дренируемой части обработкой меловой эмульсией.
Рекомендуется на скважинах проводить сначала СКО, затем обработку глинокислотой, глубокую проникающую кислотную обработку, а только потом делать каверно-накопление. обработка каверно-накоплением разрушает цементный камень, что может вызвать водопроявления и затруднения в капитальном ремонте скважин.
Информация о работе Анализ эффективности методов соляно-кислотных обработок