Анализ разработки пласта, объекта Б2 Шумолгинского месторождения

2.2.2 Анализ применения геолого-технических мероприятий (гтм)

На Шумолгинском месторождении за период 2001-2010гг было проведено 7 обработок призабойной зоны скважин - солянокислотные обработки, реагентная разглинизация, обработки нефтяными растворителями. Воздействию подверглись добывающие скважины 1, 58, 62, 63, 61, 67 Северо-Западного купола пласта Б₂. Все солянокислотные обработки привели к падению дебитов по нефти, росту обводненности и к уменьшению годовой добычи нефти. Наиболее эффективной оказалась обработка в 2008г скважины 67 методом реагентной разглинизации - дополнительная добыча нефти от обработки составила 1791тн за год. Обработка скв. 61 нефтяными растворителями в 2009 привела к снижению обводненности продукции скважины - дополнительная добыча нефти от обработки составила 188тн за год

Нефтяные залежи высоковязких нефтей обычно разрабатываются с применением термических методов. Разработку продуктивных пластов Шумолгинского месторождения планируется проводить с применением дополнительного воздействия на пласт теплоносителями, растворителями и другими реагентами, снижающими вязкость нефти.

Критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи подразделяются в основном на три категории: геолого-физические (геологическое строение, свойства флюидов и коллектора и т.д.), технологические (метод воздействия, сетка скважин, система и параметры воздействия, размер оторочки и др), технические (наличие соответствующего оборудования, источников сырья, состояние фонда скважин и др.). Первая категория критериев в отличие от двух последующих регулированию практически не поддается и по этой причине является определяющей при выборе метода воздействия и технологии обработки.

Для добывающих скважин пласта Б₂ предлагаются пароциклические обработки призабойной зоны скважин. Пароциклические обработки предлагается чередовать с глинокислотными обработками по технологии «комплексного химико-депрессионного воздействия (КХДВ)» [23]. При планировании методов воздействия на пласт Б₂ было учтено, что единственным эффективным мероприятием, сказавшимся на годовых отборах нефти было проведение реагентной разглинизации ПЗС пласта Б₂. Технология реализуется путем чередующегося циклического воздействия, включающего последовательные закачки в продуктивный пласт реагентов, выдержку на реакцию и извлечение отработанного химреагента при создании депрессии. В химических циклах в определенной последовательности используются растворители (ШФЛУ, спиртовые фракции) для удаления АСПО и пленочной нефти и смесь соляной и плавиковой кислот. Для облегчения проникновения в ПЗП в составы добавляются ПАВы, деэмульгаторы. Для депрессионного воздействия с целью извлечения продуктов реакции из ПЗП применяются глубинные струйные насосы (марки УОС-1, УЭОС, НСС, УГИС), а также методы свабирования или компрессирования с инертным газом.

Северо-Западный купол пласта Б₂ Шумолгинского месторождения разрабатывается с применением метода заводнения. Его использование позволяет поддерживать высокое пластовое давление, сохранять повышенные дебиты скважин, достигать значительных темпов разработки месторождений и нефтеотдачи пластов. Стабильность приемистости нагнетательных скважин зависит от многих факторов: параметров пласта, работы соседних добывающих скважин, способа освоения скважин и давления закачки, качества закачиваемой воды и т.д. Одной из основных причин снижения приемистости является постепенное засорение фильтрующей поверхности пласта механическими примесями, солями и дисперсными частицами, приносимыми водой, а также продуктами коррозии, срываемыми потоком воды при движении его по водоводам и НКТ, и продуктами распада самого пласта. Для поддержания и восстановления приемистости нагнетательных скважин рекомендуется проводить различные профилактические работы (самоизлив и промывки), применять разные методы обработки призабойной зоны пласта, такие как дренирование, продавка под высоким давлением, кислотные обработки, гидроразрыв пласта и др. Наиболее простым и в то же время эффективным методом очистки ПЗП от твердых взвешенных частиц является самоизлив [24]. Для восстановления и увеличения проницаемости ПЗП можно порекомендовать технологию обработки призабойной зоны нагнетательных скважин кислотным поверхностно-активным составом. Технология направлена на удаление адсорбированных нефтепродуктов с поверхности горной породы и химическое взаимодействия кислоты со скелетом породы продуктивного пласта [25].

Таблица 2. 2

Оценка эффективности применения физико-химических методов воздействия на пласт Б₂ Северо-Западного купола Шумолгинского месторождения

Годы	Пароциклические обработки	Глинокислотные обработки с нефтяными растворителями	Термополимерное заводнение	Всего
	№ скв	Доп. добыча нефти, тыс.т	Объем закачки пара, м3	№ скв	Доп. добыча нефти, тыс.т	Объем закачки, (ГК+НР)м3	№ скв	Доп. добыча нефти, тыс.т	Объем закачки, 0,05% р-ра м3	Кол-во скв - обр	Доп. добыча нефти, тыс.т	Объем закачки, м3
2007	51, 57	1,5	1440	59	0,4	50+13	52	1,2	775	5	3,1	2278
2008	58, 61, 62	1,5	1440	50	0,4	50+13	71	1,0	525	5	2,9	2028
2009	63, 65, 66	1,5	1440	67	0,4	50+13	52	1,0	775	5	2,9	2278
2010				60	0,4	50+13	71	0,8	525	2	1,2	588
ИТОГО	9	4,5	4320	4	1,6	252	4	4,0	2600	17	10,1	7172

2.3 Характеристика системы воздействия на пласт

На пласте Б2 используют очаговую систему заводнения для подержания пластового давления и увеличению нефтеотдачи пластов на отдельных участках залежи.

Очаговое заводнение способствует интенсификации разработки и увеличению нефтеотдачи пластов на отдельных участках залежи, которые в недостаточной степени охватываются воздействием основной системы заводнения. Участки для очагового заводнения выбирают по показателям сравнительно низких дебитов нефти по скважинам и снижения во времени пластового давления на участке. Нагнетательные скважины из эксплуатационных на участке (очаге) заводнения выбирают по тем же принципам, что и при избирательном заводнении. Дополнительное условие при осуществлении очагового заводнения -- предпочтительное размещение нагнетательной скважины в середине участка, что обеспечивает равномерное воздействие закачки воды на окружающие ее эксплуатационные скважины.

Интенсивность закачки

2.3.1 Анализ изменения энергетического состояния залежи

Начальное пластовое давление принято равным 14,6 МПа по замерам в разведочных скважинах 1 и 2 при выполнении исследований до ввода залежи в эксплуатации. В начальный период разработка осуществлялась на естественном упруговодонапорном режиме, с 2005 г.- с поддержанием пластового давления. Закачка осуществляется в две скважины, переведенные из числа добывающих №52,71.

Результаты замеров пластового давления в начальный период по скважинам говорят о незначительном снижении пластового давления ниже принятого значения по пласту. По ряду скважин величина пластового давления за период эксплуатации сохранялась на уровне первоначального. Для этих скважин, расположенных в непосредственной близости к водонефтяной зоне, характерно раннее появление воды в продукции и быстрое обводнение в течение короткого промежутка времени. Как видно из рисунка 2.3.3 с увеличением отборов по пласту отмечается снижение пластового давления. Наиболее значительное снижение фиксируется в зонах отбора наиболее продуктивных скважин и скважин, расположенных в центральной части залежи (до 10,9 МПа). Среднее значение текущего пластового давления по замерам в зонах отбора добывающих скважин составляет 12,3 МПа., в зонах нагнетания - 16,7 МПа.

Незначительное снижение пластового давления за период работы скважин, наряду с динамикой роста обводненности продукции по годам, может служить подтверждением наличия хорошей связи залежи с законтурной областью питания. Таким образом, режим залежи можно определить как упруговодонапорный с активным влиянием законтурной зоны. Однако, учитывая высокую вязкость нефти и для поддержания сохранения текущих уровней отбора по пласту, дальнейшую разработку следует продолжить с ППД. Для повышения эффективности вытеснения вязкой нефти, в целях снижения обводненности добываемой продукции, сокращения неконтролируемых прорывов воды к забоям добывающих скважин рекомендуется применение термополимерного заводнения.

Начальная температура пласта составила 30^оС. Измерения пластовой температуры в процессе разработки не проводились.

2.4 Анализ текущего состояния разработки месторождения на дату анализа

По состоянию на 01.01.2011 г. в эксплуатационном фонде числятся 15 добывающих и 2 нагнетательные скважины, специальный фонд составляют три скважины.

На рассматриваемом пласте 8 скважин (53,3% от общего количества эксплуатационного фонда) можно отнести к малодебитному фонду (qн ? 5 т/сут), из них 7 скважин эксплуатируются периодически. Практически все перечисленные скважины входят в категорию малодебитных по причине высокой обводненности, чем и обусловлен режим их работы.

Дебиты добывающих скважин пласта Б2 изменяются в широких пределах. Так дебит нефти по скважинам изменяется от 0,03 т/сут до 50,2 т/сут, по жидкости - от 1 т/сут до 164т/сут.

Накопленная добыча нефти составила 646,4 тыс.т. Темп отбора от утверждённых начальных извлекаемых запасов нефти 3,5%. Текущая нефтеотдача 0,226. количество добывающих скважин 15

Табл. Характеристика фонда скважин Шумолгинского месторождения по состоянию на 01.01.2009г.

№№ п/п	Фонд	Категория	Пласты
			А3	А6	Б2 зап.	Б2 вост.	В1	месторождение
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Фонд добы	Пробурено	3	-	18	4	1	26
	вающих скважин	Возвращено с других горизонтов
		Всего	3	-	15	4	1	23
		в т.ч. действующие	3	-	15	4	1	23
		из них: фонтанные	-	-	-	-	-	-
		ЭЦН	-	-	6	2	1	9
		ШГН	3	-	9	2	-	14
		бездействующие	-	-	-	-	-	-
		в освоении после бурения
		в консервации
		переведено на другие горизонты в вдз	-	-	1	-	-	-
		передано под закачку	-	-	2	-	-	-
		ликвидированные	-	-	-	-	-	-
2	Фонд наг-	Пробурено	-	-	-	-	-	-
	нетательных	Возвращено с других горизонтов
	скважин	Всего			2			2
		в т.ч. под закачкой			2			2
		в бездействии
		в освоении после бурения
		в консервации
		в эксплуатации на нефть
		переведено на другие горизонты
		ликвидированные
3	Специа-	Всего		2				2
	льные	в т.ч. контрольные
	скважины	пьезометрические
		поглощающие
		водозаборные		2	1			3

2.4.1 Характеристика фонда скважин

По состоянию на 01.01.2011 г. в эксплуатационном фонде числятся 15 добывающих и 2 нагнетательные скважины, специальный фонд составляют три скважины. Из общего числа добывающих скважин более 60 % оборудованы ЭЦН, остальные работают с помощью ШГН. Распределение добывающих скважин пласта Б₂ по дебитам нефти, жидкости, обводненности добываемой продукции и накопленной добыче представлено в таблице 2.3 и на рис. 2.2,2.3,2.4.

Таблица 2.3.

Распределение фонда скважин по текущим и накопленным показателям по состоянию на 01.01.2009 г. пласта Б2 Северо-западного купола
№ скважин	Количество скважин	Дебит нефти,т/сут
56,57,58,61,63,65,66,69	8	Ниже 5
51,59,62,67	4	5-15
1	1	20-30
50,60	2	Свыше 30
№ скважин	Количество скважин	Дебит жидкости,т/сут
56,57,58,61,63,65,66	7	Ниже 5
51,62	2	10-20
50,59,60	3	50-90
67,69	2	100-130
1	1	Свыше 200
№ скважин	Количество скважин	Обводненность, %
61,60	2	0-12
51	1	40-50
50,62	2	50-70
1,59,67	3	80-95
56,57,58,63,65,66,69	7	Свыше 95
№ скважин	Количество скважин	Накопленная добыча нефти, тыс.т
52,56,57,58,63,65,66	7	Ниже 10
51,61,69,70,71	5	10-30
62	1	30-40
50,60,67	3	60-90
1,59	2	Свыше 100

Как видно из таблицы 2.3 дебиты добывающих скважин пласта Б₂ изменяются в широких пределах. Так, дебит нефти по скважинам изменяется от 0,03 т/сут до 54,4 т/сут, по жидкости - от 1 т/сут до 211,4 т/сут. На рассматриваемом пласте 7 скважин, или 50% от общего количества эксплуатационного фонда, можно отнести к малодебитному фонду (qн ? 5 т/сут). Практически все перечисленные скважины, за исключением скв.61, входят в категорию малодебитных по причине высокой обводненности (свыше 95%), чем и обусловлен режим их работы. Более половины всего добывающего фонда скважин (66 %) работают с обводненностью свыше 80 %.

Максимальный средний дебит нефти - 24,3 т/сут, был получен в 1994 г. на третий год разработки при работе 4 скважин. Средняя обводненность продукции при этом составляла 1,6 %. Максимальный средний дебит жидкости - 49,7 т/сут отмечается в 2004г., в год достижения максимального уровня отбора жидкости по пласту.

2.4.2 Анализ отборов нефти и жидкости и дебитов

Для увеличения притока нефти в низко дебитные добывающие скважины применить искусственное воздействие на породы призабойной зоны с целью повышения их проницаемости. Проницаемость призабойной зоны увеличить путем искусственно создаваемых каналов растворения карбонатов и глинозема в продуктивном пласте солянокислотной, термокислотной и глинокислотной обработкой, очисткой порового пространства от илистых и смолистых материалов; удаления парафинов, солей и смол, осевших на стенках поровых каналов или ствола скважины.

Для увеличения дебита скважин можно применить различные методы воздействия на забой и их комбинации.

Рисунок 2.2

Рисунок 2.3

Из гистограмм видно, что большинство скважин в основном дают средний дебит нефти. Это связано с колекторскими свойствами продуктивного пласта Б2.

Для увеличения притока нефти в низко дебитные добывающие скважины применить искусственное воздействие на породы призабойной зоны с целью повышения их проницаемости. Проницаемость призабойной зоны увеличить путем искусственно создаваемых каналов растворения карбонатов и глинозема в продуктивном пласте солянокислотной, термокислотной и глинокислотной обработкой, очисткой порового пространства от илистых и смолистых материалов; удаления парафинов, солей и смол, осевших на стенках поровых каналов или ствола скважины.

Для увеличения дебита скважин можно применить различные методы воздействия на забой и их комбинации.

2.4.3 Анализ обводнения залежи

Обводнение скважин при упруговодонапорном режиме явление естественное и неизбежное.

Текущая обводненость продукции действующих скважин 73%.

Количество действующих обводненных скважин и их распределение по степени обводнения представлены на рисунке.

Рисунок 2.4

Все скважины обводнены в настоящее время по ним проводят геологотехнические мероприятия с целью снижения обводнености продукции. ( ГРП).

Прорыв нагнетаемой воды произошел по наиболее проницаемой части пласта со стороны нагнетательных скважин, что и явилось одной из причин обводнения продукции добывающих скважин. Таким образом, опережающее заводнение происходит со стороны наиболее проницаемой, подошвенной части пласта. Верхние нефтенасыщенные интервалы с низкими фильтрационно-емкостными свойствами практически не работают.

2.5 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

Северо-западный купол пласта Б2 рекомендовано разрабатывать по варианту площадного заводнения по обращенной семиточечной схеме при расстоянии между скважинами 300-350м. В качестве нагнетательных скважин должны быть использованы скважины №№ 51 и 52. Скважину №1 вывести из консервации, а также планировалось бурение 10 добывающих и 2 нагнетательных скважин.

На Северо-восточном куполе планировалось бурение одной добывающей скважины №54 и одной оценочной скважины №55, а скважину №4 - вывести из консервации. Разработку залежи планировалось вести без заводнения.

На дату составления настоящей работы проектные решения по пластам выполнены.

В результате изменения представлений о геологическом строении залежей нефти начальные извлекаемые запасы нефти объекта с момента составления проектного документа (35) переутверждались и увеличились с 190 тыс.т до 1684 тыс.т, то есть на 1494 тыс.т., в том числе по пласту Б2 Северо-западного купола с 140 тыс. т (категория С1) до 1285 тыс. т (категория В), т.е. на 1145 тыс.т , по пласту Б2 Северо-восточного купола с 50 тыс.т (категория С1) до 399 тыс.т. (категория В+С1), т.е. в 8 раз.

Разработка второго объекта (пласты Б2) также осуществлялась со значительным превышением фактических уровней добычи нефти и жидкости над проектными. За указанный период (2006-09 г.г.) расхождение составляло в 1,4- 12,3 раза по нефти и с 2008 по 2009 г.г. в 2,7-3,7 раза по жидкости.

Превышение фактических показателей над проектными обусловлено более высокими фактическими дебитами нефти (на 1,1-17,7 т/сут) и жидкости (на 19,2-37,3 т/сут) и лучшей фактической динамикой обводнения объекта, чем предусматривалось в проектном документе (35).

Таблица 2.4. Сравнение проектных и фактических показателей разработки пласта Б2

Причиной роста годовых отборов по жидкости являются геолого-технические мероприятия по интенсификации добычи, таких как оптимизация работы имеющегося скважинного оборудования (по 14 скважинам), перевод скважин на более производительное оборудование (8 скважин), дополнительная перфорация (в 4 скважинах), обработки призабойных зон добывающих скважин (по 10 скважинам).

При проведении большого количества мероприятий фактическая динамика обводненности оставалась более благоприятной, чем рассчитанная в последнем проектном документе: обводненность добываемой продукции в 2006 г. составила 61,6 %, тогда как по проекту планировалась равной 88,4 %.

Проектным документом (35) планировалось вести разработку пласта без ППД. Фактически закачка воды была реализована в 2003 г. Накопленная закачка по состоянию на 1.01.2011 г. составила 127,4 тыс.м³.

По состоянию на 01.01.2011 г. накопленная добыча по пласту составила 766,8 тыс.т и превысила извлекаемые запасы, на которые составлялась проектная работа на 576,8 тыс.т или в 4 раза.

2.5.1 Анализ степени выработки и подсчета коэффициента нефтеотдачи с помощью карты остаточных, эффективных, нефтенасыщенных толЩИН

На любой момент разработки месторождения можно косвенно определить текущее положение ВНК (водонефтяного контакта) по данным обводнения эксплуатационных скважин.

Остаточную эффективную нефтенасыщенную толщину h_ост по скважинам определяем по формуле (9).

Рассчитываем параметры по скважинам h_ост:

(9)

Где f_в - текущая обводнённость скважины, доли ед; Н - начальная эффективная нефтенасыщенная толщина, м.

Определение остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин по скважинам исследуемого пласта.

Таблица 2.5.

Номер скважины	H,эффективная начальная толщина, м.	Обводненность fB, %	Остаточная нефтенасыщенная толщина hост., м.
63	9,0	98,7	0,34
57	19,4	97,1	1,60
1	9,9	90,6	2,35
62	10,5	53,4	5,60
61	8,9	3,5	6,79
60	11,5	10,9	11,05
50	11	64,7	6,83
56	7,6	98,5	0,33
51	17,0	47,8	10,02
59	12,4	84,5	4,40
67	7,6	91,3	1,69
65	6,0	96,7	3,57
66	12,6	97,1	1,04

По данным таблицы 2.4 строим карту остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин (карта изопахит). Для удобства нахождения объемов, для дальнейших расчетов строим ее на миллиметровке.

Построение карты производится следующим образом:

1. По координатам наносятся точки скважин, в знаменателе номер скважины, а в числителе эффективная нефтенасыщенная толщина.

2. Выбираем сечение изопахит и проводим интерполяцию соответствующую этим сечениям.

Подсчет объемов зон дренирования по залежи пласта.

Таблица 2. 6

Границы толщин	Средняя толщина пласта, h, м	Замеренная площадь,см2	Площадь залежи, м2 с учётом масштаба F, (M 1:10000)	Объём зоны дренирования,тыс.м3 , V = Fh
0 - 2	2	8.5	82000	556
2 - 4	4	6.8	78000	489
				1045

Зная объем залежи, определяем остаточные балансовые запасы нефти по формуле (11) при заданных параметрах:

m - коэффициент пористости = 0,211д.ед,

а - коэффициент нефтенасыщенности = 0,912 д.ед.

плотность нефти в поверхностных условиях, =0,910 т/м³

И - пересчетный коэф., учитывающий усадку нефти, и = 1/b , где b объемный коэф.; и=0,992

Q_{бал.ост .}= vm аи (10)

Q_{бал.ост} = 10450,2110,9120,9100,992= 181 тыс. т

Доступный коэффициент нефтеотдачи в промытой зоне пласта определяется по формуле (11):

; (11)

накопленная добыча нефти за весь период разработки равна 646,439 тыс.т.; Q_{бал.ост} - начальные балансовые запасы нефти, равные 2856 тыс.т.

Таким образом, коэф. нефтеотдачи в промытой зоне пласта составляет:

Полученный КИН 0,241 выше проектного 0,226 на 01.01.11. Что говорит о достаточной эффективности сложившейся системы разработки.

На базе карт остаточных нефтенасыщенных толщин определены остаточные балансовые запасы нефти в границах текущих контуров нефтеносности пластов. Балансовые запасы нефти в промытой зоне определены, как разница между начальными балансовыми запасами в целом по пласту и остаточными балансовыми запасами нефти в границах текущих контуров нефтеносности.

2.6 Оценка эффективности разработки анализируемого пласта и рекомендации для ее дальнейшей разработки

Рассмотрев анализ разработки с начала эксплуатации и на текущую дату, считаю, что разработка залежи ведется эффективно.

- сравнение проектных и фактических показателей показало, что проектные показатели выше, чем фактические, но не значительно.

- проведенные расчеты, подтвердили эффективность системы разработки;

С целью дальнейшей разработки и достижения проектного КИН, рекомендую выполнение следующих мероприятий:

1. Составление нового проектного документа для приведения в соответствие проектных и фактических показателей.

2. Ввод бездействующих скважин (обводненных, малодебитных), после проведения по ним соответствующих геолого-технических мероприятий.

3. Термохимическое воздействие на призабойную зону пласта.

4. Глинокислотные обработки.

5. Пароциклические обработки призабойных зон скважин.

6. Обработки призабойной зоны скважин углеводородным растворителем.

7. Селективная изоляция водопритока в добывающих скважинах.

2.7 Рекомендуемые мероприятия

Для повышения эффективности обработок призабойных зон скважин на месторождениях с высоковязкими нефтями институтом «ТатНИПИнефть» разработан способ термохимического воздействия на скважины с предварительным введением гранулированного или порошкообразного магния в призабойную зону пласта.

Сущность метода заключается в следующем: в трещины призабойной зоны по схеме ГРП вводится гранулированный или порошкообразный магний. Затем закачивается раствор соляной кислоты в объеме, превышающем необходимый для проведения полной химической реакции. Взаимодействие магния с кислотой - экзотермическая реакция, поэтому призабойная зона пласта и кислотный раствор, не вступивший в химическую реакцию с магнием, нагревается до температуры более 100⁰С. Это приводит к расплавлению отложений твердых компонентов нефти в порах и трещинах призабойной зоны.

Для тепловой термокислотной обработки рекомендуется применять соляную кислоту 13-15%. На растворение 1 кг магния требуется 18,62 л 15% кислоты, что дает 4520 ккал тепла при полной нейтрализации кислоты. Осуществлять термокислотные обработки при высоких давлениях не рекомендуется, т.к. давление оказывает сильное тормозящее действие на реакцию кислоты и магния.

Термокислотная обработка осуществляется в два этапа: термохимическая обработка, при которой солянокислотный раствор и поверхность забоя нагреваются до 75-90⁰С; обычная солянокислотная обработка призабойной зоны, но более эффективная вследствие высокой температуры нагретой соляной кислоты. При первичной обработке расход 15% соляной кислоты - 0,8 м³ на 1м эффективной толщины пласта. При температуре плавления битума и парафина 55-65⁰С совершенно достаточно подогреть солянокислотный раствор и поверхность забоя до 80⁰С. Для этого необходимо 15 кг. магния. Осваивать скважину после обработки необходимо как можно скорее, пока не снизилась температура жидкости на забое.

Глинокислота представляет собой смесь соляной и фтористоводородной кислот и используется для обработки скважин, призабойная зона которых представлена терригенными породами - песчаниками или алевролитами. Весьма ценной особенностью глинокислоты является способность растворять глинистые включения, что дает возможность использовать ее для обработки глинизированных песчаников, удаления глинистой корки со стенок скважины, а также фильтрата глинистого раствора, попавшего в пласт в процессе бурения.

Как правило, кислотную обработку песчаниковой матрицы продуктивного пласта осуществляют в следующие три этапа:

На первом этапе (преднагнетание) закачивают в пласт на 1м перфорации 0,5-1,0 м³ обычного раствора с содержанием 5-15% НCl. Раствор соляной кислоты применяют для растворения небольших количеств карбонатов, содержащихся в песчаниках, и предотвращения их последующего соединения с HF.

На втором этапе (обработка матрицы) в пласт закачивают без паузы 1,5-2,5 м³, а в некоторых случаях до 5 м³ смеси соляной и плавиковой кислот на 1м перфорации. Обычно содержание HCl - 12%; HF - 3%. Происходит реакция HF с глинами, песком и фильтратом цемента, улучшая проницаемость пласта в призабойной зоне скважины. Соляная кислота из этой смеси реагирует лишь частично и служит для сохранения кислотности раствора (низкий рН) и, соответственно, препятствует отложению в порах пласта продуктов реакции плавиковой кислоты.

На третьем этапе (продавка) закачивают в пласт без паузы после раствора второго этапа 15%-ный раствор НСl в том же объеме. Этот объем может быть продавлен в пласт пресной или даже пластовой водой.

Обычно глинокислота представляет собой смесь 3-5%-ной плавиковой, 10-12%-ной соляной и 1,5-2%-ной уксусной кислот. Для сильно глинизированных песчаников рекомендуется использовать состав из 6%-ной плавиковой и 15%-ной соляной кислот с добавкой 1,5-2%-ной уксусной кислоты.

Плавиковая кислота НF ТУ 608-236-77 - бесцветный газ или жидкость, неограниченно смешивающаяся с водой. Транспортируют и хранят кислоту в эбонитовых сосудах емкостью 20л или пластмассовой таре. Токсическое действие паров и растворов HF требует обязательного выполнения всех норм по охране труда.

Уксусная (этановая) кислота ГОСТ 6968-76. Бесцветная жидкость с резким специфическим запахом, легко смешивается с водой, этиловым спиртом, диэтиловым эфиром, ацетоном и бензолом, растворяется в сероуглероде. Товарную уксусную кислоту перевозят и хранят в стальных гуммированных или специальных алюминиевых емкостях или цистернах.

Для глинокислотных обработок можно использовать реагент многофункционального действия - кислотная композиция СНПХ-9030. Композиция представляет собой продукт сложного химического состава, включающий соляную и плавиковую кислоты, органический растворитель, ПАВ, ингибитор коррозии и специальные добавки в небольших количествах. Технология КХДВ и композиция СНПХ-9630 защищены патентами Российской Федерации.

ВЫВОДЫ

В данной работе было приведено общее описание Шумолгинского месторождения и геологическое описание объекта Б2 Шумолгинского месторождения. Было описано тектоническое, стратиграфическое строение залежи.

В целом по по пласту Б2 существующая система поддержания пластового давления является недостаточной.

Сформированная система воздействия направлена только на поддержание достигнутых отборов жидкости. Задача по эффективному охвату коллектора заводнением, с целью наиболее полного вытеснения нефти не выполняется.

Вследствие проведения мероприятий по повышению нефтеотдачи пласта (глинизация, водоизоляционная композиция на основе полиакриламида и ацетата хрома АК-642 и повторная перфорация пластов) дебит скважин по жидкости и по нефти возрос.

Коэффициент конечного нефтеизвлечения составляет 0,226.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Проект пробной эксплуатации продуктивных пластов Шумолгинского месторождения. Куйбышев: ЦНИЛ, 1982.

Технологическая схема разработки Красногородецкого и Шумолгинского нефтяных месторождений. Куйбышев: Гипровостокнефть, 1984.

Дополнение к технологической схеме разработки Шумолгинского нефтяного месторождения. Куйбышев: ЦНИЛ, 1989.

Обоснование и внедрение комплекса мероприятий по совершенствованию систем разработки нефтяных месторождений Самарской области. Оптимизация плотности сетки скважин в целях увеличения нефтеотдачи. Т.2. Красногородецкое,

Шумолгинское, Горбуновское месторождения. Самара: Гипровостокнефть, 1992.

Геологические исследования в бассейне среднего течения р. Сок и верховьев р. Кондурчи, Отчет по работам 1940 г. Зубовской геологической партии СВГРТ, Куйбышев, 1940 г.

Отчет о работах Ставропольской № 17/51, Сергиевской № 18/51, Сорочинской № 19/51 и Бузулукской № 20/51 гравиметрических партий, ( Фридрих Л.Н. и др.), г. Куйбышев, 1951 г.

Отчет о сейсморазведочных работах сейсмопартии №2/76-77 на Шаровской площади за 1976-1978 г.г. Куйбышев: трест «Куйбышевнефтьгеофизика», 1978. Т.1 (текст), Т.2 (графика).

Отчет о результатах сейсморазведочных работ МОГТ-2Д в пределах Озеркинского, Шумолгинского, Можаровского, Курско- Кулагинского, Речного месторождений нефти. Работы сейсморазведочных партий 2, 4/2003 в Челно-Вершинском, Кинельском, Алексеевском административных районах Самарской области, г. Самара, 2003 г. (Антонов О.Г., Заболотский В.В. и др.)

9. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39.0-047-00). М.: Минтопэнерго, 2000.

10. Магоматов А.С. Теплофизические свойства высоковязких нефтей.// Краснодар: Изд-во КубГТУ, 2000, 118 с.

11. ОСТ 39-195-86. Метод лабораторного определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях // Миннефтепром. М., 1986.

12. Подсчет запасов нефти и газа Шумолгинского месторождения Самарской области, т.1, Москва: ООО «Сервис-Нафта», 2004.

Пересчет балансовых и извлекаемых запасов УВ и сопутствующих компонентов, ТЭО КИН продуктивных пластов Шумолгинского нефтяного месторождения на основе геологического и гидродинамического моделирования. Том II. ООО «Сервис-нафта», Москва, 2004.

13. Теплофизические свойства горных пород. М.: Недра, 1987. 156 С.

14. Применение полимеров в добыче нефти. М.: «Недра», 1978. 213 С.

15. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1981. 286 С.

16. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1989. 422 С.

17. Антониади Д.Г. Научные основы разработки нефтяных месторождений термическими методами. М.: Недра, 1995. 313 С.

17. Антониади Д.Г., Бекух И.И., Гарушев А.Р. Проектирование и строительство скважин для термических методов добычи нефти. М.: Недра, 1996. 112 С.

19. Технологии, внедряемые ООО «Самарский ИТЦ» на месторождениях ОАО «Самаранефтегаз». Самара: ООО «Самарский ИТЦ», 2001.

20. Сазонов Б.Ф. Проблемы разработки и увеличения нефтеотдачи месторождений высоковязких нефтей // Интервал, 2003, № 6-7, С.53-57.

21. Антониади Д.Г., Гарушев А.Р., Ишханов В.Г. Настольная книга по термическим методам добычи нефти - Краснодар: «Советская Кубань», 200.-464с.

22. Орлов Г.А., Мусабиров М.Х., Денисов Д.Г. Системное применение технологий кислотной стимуляции скважин и повышение нефтеотдачи пластов в карбонатных коллекторах // Интервал, 2003, №5, С.27-31.

23. Баранов Ю.В., Зиятдинов И.Х., Гоголашвили Т.Л. и др. Опыт и результаты применения композиции СНПХ-9030 для интенсификации добычи нефти из низкопродуктивных пластов месторождений Западной Сибири // Интервал, 2003, №1, С.45-46.

24. Фадеев В.Г., Аристов С.Б., Фаттахов Р.Б. и др. Очистка призабойной зоны пласта нагнетательных скважин методом динамического излива // Нефтяное хозяйство, 2004, №12, С.98-98-99.

25. Технологический регламент по увеличению приемистости нагнетательных скважин Самарской области. - Самара. 2002.

26. Кудинов В.И. Разработка сложнопостроенных месторождений с вязкими нефтями // Интервал, 2002, №6, С.13-22.

27 .Собанова О.Б., Фридман Г.Б., Федорова И.Л. и др. Углеводородные композиции ПАВ для повышения нефтеизвлечения // Интервал, 2004, №1, С.26-29.

28. Баланс запасов нефти и газа на 2004 год.

29. Справочник физико-химических свойств нефтей, газов и пластовых вод Куйбышевской области. ЦНИЛ п/о «Куйбышевнефть», Куйбышев, 1990.

30. Справочник физико-химических свойств нефтей, газов и пластовых вод Самарской области. ООО «СамараНИПИнефть», Самара, 2000.

31. Обязательный комплекс гидродинамических и промыслово-геофизических исследований

32. Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. . РД 153-39.0-109-01 Москва, 2002г.

33. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений» РД 153-39-96

34. Правила по разработке нефтяных и газонефтяных месторождений.

35. Анализ разработки месторождений ОАО «Самаранефтегаз» с уточнением технологических показателей на период действия лицензий. Гипровостокнефть, 1999 г.

Размещено на Allbest.ru

...