Проектирование проведения СКО на скважине

СОДЕРЖАНИЕ

 

ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ.........................		4
ВВЕДЕНИЕ......................................................................................................		5
1	Геолого-технологическая характеристика эксплуатационного объекта .............................................................................................	6
1.1	Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Згурицкого месторождения ...............................................	6
1.2	Основные технологические показатели разработки по состоянию на 01.01.2014 ...................................................................................	7
1.3	Использование фонда скважин по состоянию на 01.01.2014 ........	9
1.4	Эффективность применения геолого-технических мероприятий ....	9
2	Современное состояние и перспективы развития техники и технологии проведения соляно-кислотной обработки призабойной зоны нефтяных скважин .......................................................................	13
2.1	Обзор теоретической и современной периодической литературы по теме проекта ................................................................................	13
2.2	Анализ промыслового материала по проведенным кислотным обработкам призабойной зоны скважин ........................................	15
3	Проектирование проведения СКО на скважине .............................	20
3.1	Расчет параметров проектируемой соляно-кислотной обработки ...	20
3.2	Расчет технологической эффективности соляно-кислотной обработки скважины №1460 Згурицкого месторождения ............	23
ЗАКЛЮЧЕНИЕ  .............................................................................................		26
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ .....................................		27
Приложение А (обязательное) - Перечень демонстрационных материалов .......................................................................................................		28

 

 

 

 

ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

 

СКО − соляно-кислотная обработка

ГТМ − геолого-техническое мероприятие

НГДУ − нефтегазодобывающее управление

КИН − коэффициент извлечения нефти

ПЗП − призабойная зона пласта

ПЗС − призабойная зона скважины

НКТ − насосно-компрессорные трубы

ЦА − цементировочный агрегат

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

В настоящее время, подавляющее число нефтяных месторождений расположенных в Европейской части России находится на последней стадии разработки, характеризующейся высоко-обводнённым фондом скважин, увеличением доли трудно-извлекаемых запасов в общей структуре запасов.

Значительные остаточные запасы нефти месторождений северо-запада Башкортостана находятся в низко-пористых, малопроницаемых, трещиноватых карбонатных коллекторах извлечение нефти из которых представляет большие трудности.

Применение заводнения в карбонатных коллекторах очень ограничено из-за малой приемистости нагнетательных скважин и быстрого прорыва закачиваемых вод к добывающим скважинам в зонах с трещиноватыми породами. Поэтому основная часть карбонатных пластов разрабатывается на естественных режимах с небольшими дебитами скважин.

Для интенсификации притока нефти к скважинам из карбонатных коллекторов наиболее распространённым методом на месторождениях России является проведение различных соляно-кислотных обработок (простые соляно-кислотные, пенокислотные и термопенокислотные обработки).

Целью данного проекта является анализ эффективности применения соляно-кислотных обработок различного вида проводимых в нефтегазодобывающем управлении (НГДУ) «Ишимбайнефть», установления границ наиболее эффективного их применения, а также подробное рассмотрение соляно-кислотной обработки, определения условий при которых от обработки достигается наибольший эффект.

 

 

 

 

 

 

1. Геолого-технологическая  характеристика эксплуатационного объекта

 

1.1 Сводная геолого-физическая  характеристика продуктивных пластов Згурицкого месторождения

 

На начало эксплуатации месторождения нефтеносность месторождения была приурочена к известнякам турнейского яруса (пласт С1t) и верхнефаменского подъяруса (пачка Dfm), песчаникам пластов пашийского (пласт DI) и старооскольского (пласт DIV) горизонтов. В промышленной разработке с 2000 г. находилась только одна залежь  турнейского яруса.

 

Таблица 1.1 – Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Згурицкого месторождения

Параметры	Пласт C1t
Абсолютная отметка кровли (интервал изменения), м	-1220
Абсолютная отметка ВНК (интервал изменения), м	не отбивается
Тип залежей	литологически экранированная
Тип коллектора	поровый
Площадь нефтеносности, 103 м2	15401
Средняя общая толщина, м	6,4
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	2,7
Коэффициент песчанистости, единиц	0,9
Коэффициент расчлененности, единиц	1,3
Средний коэффициент проницаемости, 10-3 мкм2	0,088
Средний коэффициент пористости, единиц	0,1
Средний коэффициент начальной нефтенасыщенности, единиц	0,75
Начальная пластовая температура, оС	27
Начальное пластовое давление, МПа	13,2

 

Продолжение таблицы 1.1

Параметры	Пласт C1t
Газовый фактор нефти, м3/т	20,4
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3	0,860
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3	0,875
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа∙с	7,15
Объемный коэффициент нефти, единиц	1,048
Плотность воды в пластовых условиях, кг/м3	1,48

 

 

1.2 Основные технологические  показатели разработки по состоянию на 01.01.2014

 

Динамика показателей разработки представлены в таблице 1.2 и на рисунке 1.

 

Таблица 1.2 Основные технологические показатели разработки Згурицкого месторождения

Основные показатели разработки	C1t
Год ввода в разработку	2000г.
Максимальная добыча нефти, 103 т/год Год достижения максимальной добычи	48,365 2012г.
Годовая добыча нефти, 103 т/год Доля в общей добыче, %	47,236
Накопленная добыча нефти, 103 т Доля в общей добыче, %	262,381 38,4
Начальные извлекаемые запасы нефти (НИЗ), 103 т Отбор от НИЗ, % Остаточные извлекаемые запасы нефти (ОИЗ), 103 т	1039 25,25 776,619

 

 

Продолжение таблицы 1.2

Основные показатели разработки	C1t
Текущий КИН, единиц Утвержденный КИН, единиц	0,1 0,399
Годовая добыча жидкости, 103 т/год Накопленная добыча жидкости, 103 т Среднегодовая обводненность, %	66,097 379,420 28,5
Фонд добывающих скважин (перебывавших в эксплуатации в последнем году)	48
Средний дебит нефти, т/сут Средний дебит жидкости, т/сут	2,93 4,1
Годовая закачка воды, 103 м3/год Накопленная закачка воды, 103 м3 Годовая компенсация отбора жидкости закачкой воды, % Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой воды, %	215,7 1805,2 294,5 460,4
Отбор растворенного (попутного) газа, 103 м3/год Использование растворенного (попутного) газа,	963,61 не используется

 

 

 

Рисунок 1 − Динамика разработки пласта С1t Згурицкого месторождения

1.3 Использование фонда скважин по состоянию на 01.01.2014

 

Разбуривание Згурицкого нефтяного месторождения происходило в период с 2000 по 2012 год. Фонд скважин приводится в таблице 1.3.

 

Таблица 1.3 Использование фонда скважин по состоянию на 01.01.2014

Категория скважин	Использование фонда скважин	C1t
Добывающие	Действующие	45
	Бездействующие	3
	Всего	48
Нагнетательные	Под закачкой	17
Общий фонд	Действующие	45
	Бездействующие	3
	Нагнетательные	17
	В консервации	2
	Ликвидированные и в ожидании ликвидации	12
	Всего	79

 

 

По состоянию на 1.01.2014 г. в бездействующем фонде скважин находятся 3 скважины: №1471 (остановлена из-за слабого притока),№ 1496 (остановлена из-за высокой обводненности) и № 1497(остановлена из-за высокой обводненности).

 

1.4 Эффективность применения  геолого-технических мероприятий

 

За время разработки нефтяных месторождений Башкортостана пласты терригенного девона выработались, и роль карбонатных коллекторов возросла. Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что на всех этапах освоения залежей и добычи нефти ухудшается проницаемость пород-коллекторов в призабойной зоне пласта. Основными причинами этого является: уплотнение пород в ПЗП за счёт гидровоздействия в процессе строительства скважин; разбухание глинистого цемента пород-коллекторов; увеличение водонасыщенности пород ПЗП и снижение фазовой проницаемости для нефти при смене его пластовой минерализованной воды на пресный буровой фильтрат; выпадение солей и асфальто-смолистых компонентов на границе раздела пресный фильтрат–минерализованная вода. В результате величина закальматированной вскрытой эффективной толщины пласта составляет до 80 % общей эффективной толщины пласта продуктивного горизонта.

При разработке нефтяных месторождений на естественных режимах коэффициент нефтеотдачи в среднем достигает 0,1 - 0,4, т.е. от 90 до 60 % первоначальных запасов нефти остаются в пласте, поэтому важнейшей задачей является внедрение мер направленных на увеличение конечного коэффициента нефтеотдачи пласта. В целом или селективно эти методы направлены на увеличение коэффициента охвата пласта, изменение физико-химических свойств пластовой нефти, воды, коллекторских свойств пласта.

Для восстановления проницаемости до первоначальной величины применяют ряд методов. Это различные виды кислотных и тепловых обработок, гидроразрыв пласта, нагнетание ПАВ и других реагентов. В таблице 1.4 приведены методы увеличения нефтеотдачи пласта и интенсификации добычи нефти, проведённые в НГДУ «Ишимбайнефть» в 2013 году, а также дополнительная добыча за счёт применения этих методов.

 

Таблица 1.4 Эффективность применения ГТМ

Мероприятие	Число скважин	Дополнительная добыча нефти, тонн
Микробиологические методы, в т.ч.		5225
закачка сухого активного ила	4	1727
биокомплексная обработка	9	1381
закачка биоПАВ с жидким стеклом	9	2117

 

 

Продолжение таблицы 1.4

Химические методы, в т.ч.		8733
закачка “КОГОР”	7	1059
закачка СЩР	10	880
закачка алюмохлорида	9	467
закачка гивпана	10	504
закачка ЩПР	7	995
обработка нефтенолом	17	886
соляно-кислотная обработка	10	1681
пенокислотная обработка	3	361
термопенокислотная обработка	5	413
гивпано-кислотная обработка	1	138
Обработка гидрофобизующей       композицией	11	214
закачка нефелина с HCl	4	130
закачка углеводородной эмульсии	3	1004
Физические методы, в т. ч.		4598
вибросейсмовоздействие	2	2147
гидродинамическое воздействие	9	1306
гидроразрыв пласта	2	145
Всего		18556