Анализ химических методов воздействия на призабойную зону скважин в геологических условиях Верхнеказымского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

федеральное государственное бюджетное образовательное

УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО образования

«Тюменский индустриальный университет»

Сургутский институт нефти и газа (филиал)

Кафедра «Нефтегазовое дело»

Курсовая работа

на тему: Анализ химических методов воздействия на призабойную зону скважин в геологических условиях Верхнеказымского месторождения

По дисциплине: разработка нефтяных месторождений

Сургут 2020



СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Характеристика района работ

1.2 История открытия и освоения месторождения

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Краткая геологическая характеристика месторождения

2.2 Характеристика продуктивных пластов

2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов

3. Технико-технологическая часть

3.1 Основные проектные решения по разработке месторождения

3.2 Причины загрязнения призабойной зоны

3.3 Виды химических обработок скважин, применяемых на месторождении

3.4 Технология обработки призабойной зоны пласта глинокислотным раствором

3.5 Расчет ингредиентов для приготовления глинокислотного раствора для скважины № 6 куст № 9

3.6 Оборудования и агрегаты, применяемые при глинокислотных

обработках

3.7 Анализ проведения глинокислотных обработок скважин на месторождении

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ



ВВЕДЕНИЕ

Производительность нефтяных и газовых скважин и поглотительная способность нагнетательных зависят главным образом от проницаемости пород, складывающих продуктивный пласт. Чем выше проницаемость пород в зоне действия той или иной скважины, тем больше производительность или приемистость ее, и наоборот. Иногда при общей хорошей проницаемости пород пласта отдельные скважины вскрывают зоны с пониженной проницаемостью, в результате чего ухудшается приток нефти и газа к ним. Проницаемость пород призабойной зоны скважин улучшают путем искусственного увеличения числа и размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а также путем удаления парафина, смол и грязи, осевших на стенках поровых каналов.

Наиболее распространёнными способами химического воздействия на призабойную зону скважины являются солянокислотные обработки пластов и обработки пластов смесью соляной и плавиковой кислот. Все они основаны на химических реакциях взаимодействия породы с химическими веществами, в результате которой часть породы растворяется увеличивая размеры поровых каналов и трещин.

Целью настоящей работы является: проведение анализа химических методов воздействия на призабойную зону скважин в геологических условиях Верхнеказымского месторождения.

Задачи курсовой работы:

1. Географическая и геологической характеристики Верхнеказымского месторождения;

2. Характеристика продуктивных пластов и свойств пласовых флюидов;

3. Описание химических обработок применяемых на Верхнеказымском месторождении и их анализ.



1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Характеристика района работ

Верхнеказымское нефтяное месторождение расположено в Ханты-Мансийском Автономном округе Российской Федерации к Северу от Южно-Ватлорского месторождения и находится в восточной части Юильского нефтегазоносного района, Фроловской нефтегазоносной области, Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Верхнеказымское месторождение было открыто в 1990 году скважиной №40 «Главтюменьгеологии». В тектоническом плане структура относится к южной периклинали Лунгорского вала. Месторождение приурочено к двум структурно-литологическим ловушкам: Восточно-Лунгорской и Ватлорско-Верхнеказымской.

Месторождение находится в распределённом фонде недр, по величине извлекаемых запасов относится к классу средних, по геологическому строению - к сложным, а по степени промышленной освоенности к разведываемым.

Данные о недропользователе: ПАО«Сургутнефтегаз» Номер лицензии: ХМН 15105 НР, дата выдачи лицензии: 17.02.2011, срок действия лицензии: 24.02.2036.

Ближайший речной порт расположен в пос. Юильск в 45 км к северо-западу. Ближайший аэропорт с полосой, способной круглогодично принимать самолеты типа ЯК-40, АН-24, находится в п. Белоярский в 200 км на запад. По территории участка проходит автодорога из бетонных плит, также по территории проходит автозимник. Месторождение находится в природоохранном парке Нумто. Примерно в 80 км к северо-западу проходит автомобильная дорога с асфальтным покрытием. Высоковольтные ЛЭП - ВЛ-110 кВ проходит в 1 км от границ участка к юго-востоку.



1.2 История открытия и освоения месторождения

Верхнеказымское месторождение было открыто в 1990 году скважиной №40 «Главтюменьгеологии». Скважины № 41, 44, 46 в 1991 году вскрыли палеозойские отложения. Скважины 36 и 37 пробурены с целью разведки залежей пластов АС9 и АС10, со вскрытием нижнемеловых отложений.

Фундамент вскрыт скважиной № 41 на глубине 3838 м и представлен зеленоватыми базальтами. На нём с угловым несогласием и размывом залегают отложения нижней юры. Основной платформенный разрез сложен юрскими и меловыми отложениями. Палеоген представлен датским ярусом, палеоценом, эоценом и олигоценом. Толщина четвертичных отложений достигает 50 м. Подошва многолетнемёрзлых пород залегает на глубине 300 м, кровля - на глубине 160 м. Нефтеносность меловых отложений Верхнеказымского месторождения нефти подтверждены пробуренными скважинами №№ 40, 41, 42, 36, 44. Скважиной №44 также вскрыт каменноугольный пласт в интервале 3990-4005 метров. При испытании пласта АС-10 на скважине №40 произошел излив нефти из скважины №31 Лунгорской площади. На Верхнеказымской площади кроме плста АС-10 скважинами вскрыты битуминозные отложения Баженовской и Абалакской свит. Скважинами №41 и 44 вскрыто проявление газолина в пластах Ю-6 и Ю-7 тюменской свиты. В пределах Верхнеказымского месторождения выявлены 2 нефтяные залежи пластово-сводового тина. Коллектором является гранулярные песчаники с прослоями глин различной пористости и проницаемости.

Верхнеказымское месторождение находится в распределённом фонде недр, по величине извлекаемых запасов относится к классу средних, по геологическому строению - к сложным.



2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Краткая геологическая характеристика месторождения

В пределах Верхнеказымского лицензионного участка пробурено 10 поисково-разведочных скважин, но выявленные залежи отличаются сложным строением, пласты-коллекторы не выдержаны по площади, водонефтяной контакт по некоторым скважинам остается условным, значительная площадь запасов остается предварительно оцененной.

Основным объектом разработки по величине начальных извлекаемых

запасов нефти является пласт АС101 который испытан в четырех скважинах.

Таким образом, на рассматриваемом лицензионном участке были проведены исследовательские работы не только методами сейсморазведки, но и бурением, что позволяет сделать вывод о необходимости продолжить сейсмическую изученность района, доразведку выявленных залежей и провести оценку перспектив нефтегазоносности.

Описание разреза приводится по результатам бурения глубоких скважин Верхнеказымского месторождения, включая описание керна, шлама и ГИС.

Отложения платформенного чехла с угловым и стратиграфическим несогласием залегают на доюрском основаниии представлены преимущественно песчано-глинистыми отложениями юрской, меловой и палеогеновой систем, повсеместно перекрытых четвертичными отложениями.

Геологический разрез Верхнеказымского участка представлен Отложениями платформенного чехла с угловым и стратиграфическим несогласием, которые залегают на доюрском основании(А) и представлены преимущественно песчано-глинистыми отложениями юрской, меловой и палеогеновой систем, повсеместно перекрытых четвертичными отложениями.

Мезозойская эратема включает юрскую и меловую системы. Юрские отложения включают горелую, тюменскую, абалакскую и баженовскую свиты. Меловая система представлена отложениями ахской, черкашинской, алымской, викуловской, ханты-мансийской, уватской, кузнецовской, березовской и ганькинской свит.

Формирование осадочного чехла в пределах Верхнеказымского месторождения происходило в типичных платформенных условиях, с унаследованным характером развития структурных форм от поверхности доюрского основания.

На отдельных участках Верхнеказымского месторождения отмечается несоответствие структурных планов продуктивных пластов по площади развития, что связано с зонами отсутствия коллекторов и их невыдержанностью. С пластами связаны ловушки литологического типа.

Согласно схеме нефтегазогеологического районирования Западно-Сибирской провинции Верхнеказымское месторождение, открытое в пределах Верхнеказымского лицензионного участка, относится к Юильскому нефтегазоносному району Фроловской нефтегазоносной области Западно-Сибирской провинции.

Фундамент вскрыт скважиной № 41 на глубине 3838 м и представлен зеленоватыми базальтами. На нём с угловым несогласием и размывом залегают отложения нижней юры. Основной платформенный разрез сложен юрскими и меловыми отложениями. Палеоген представлен датским ярусом, палеоценом, эоценом и олигоценом. Толщина четвертичных отложений достигает 50 м. Подошва многолетнемёрзлых пород залегает на глубине 300 м, кровля - на глубине 160 м. Нефтеносность меловых отложений Верхнеказымского месторождения нефти подтверждены пробуренными скважинами № 40, 41,

42, 36, 44. Скважиной №44 также вскрыт каменноугольный пласт в интервале 3990-4005 метров. При испытании пласта АС10 на скважине №40 произошел излив нефти из скважины №31 Лунгорской площади. На Верхнеказымской площади кроме плста АС10 скважинами вскрыты битуминозные отложения Баженовской и Абалакской свит. Скважинами №41 и 44 вскрыто проявление газолина в пластах Ю6 и Ю7 тюменской свиты.

В пределах Верхнеказымского месторождения выявлены 2 нефтяные залежи пластово-сводового тина. Коллектором является гранулярные песчаники с прослоями глин различной пористости и проницаемости.

Рисунок 2.1 - Пласты на геологическом разрезе

2.2 Характеристика продуктивных пластов

В разрезе Верхнеказымского месторождения нефтегазоносность установлена в пластах АС9, АС101, АС102 черкашинской свиты нижнего мела.

Пласты являются однотипными. Коллекторы пластов представлены, в основном, мелкозернистыми песчаниками и разнозернистыми алевролитами аркозового, реже полимиктового состава.

Поскольку продуктивные отложения в пределах Верхнеказымского месторождения слабо охарактеризованы, то для характеристики коллекторских свойств пород продуктивных пластов по керну были использованы результаты исследования фильтрационно-емкостных свойств пород, как коллекторов, так и неколлекторов из интервалов пластов АС9 месторождения имени Логачева Н. И., АС101 и АС102 Ватлорского месторождения.

Всего на месторождении в трех пластах выявлено пять залежей нефти.

Пласт АС9: В пределах пласта выявлена одна залежь нефти.

Залежь в районе скважины №44П пластовая, литологически ограниченная, расположена в юго-восточной части лицензионного участка. Размеры залежи 7,7х4,9 км, высота около 20 м. Залежь вскрыта одной поисковой скважиной №44П на абсолютной отметке 2465.2 м. Эффективная толщина пласта в скважине по данным ГИС нефтенасыщенна до подошвы и составляет 1.4 м. Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 0.7 м. В разрезе скважины выделен один проницаемый пропласток, коэффициенты расчлененности и песчанистости равны 1. Для пород-коллекторов пласта АС9 среднее значение коэффициента пористости составляет 18.6 % (предел изменения 17-20.3 %). Проницаемость варьирует от 1.6*10-3 до 2.5*10-3 мкм2 и в среднем составляет 2*10-3 мкм2. Водоудерживающая способность изменяется от 50.4 до 69.9 %, в среднем составляя 60.7 %. При опробовании пласта в скважине №44П совместно с пластом АС101 (интервалы а.о. -2463.8-2466.8 м и -2482.8-2497.8 м) получен приток нефти дебитом 9.6 м3/сут. при Ндин=1134 м.

Пласт АС101: В пределах пласта выявлена одна залежь нефти.

Залежь пластовая, литологически экранированная, приурочена к песчаному телу субмеридионального простирания, ограниченному с юга, востока и запада непроницаемыми породами, на севере залежь контролируется контуром нефтеносности. Размеры залежи 29.0х12.7 км, высота около 39 м.

Значение коэффициента открытой пористости для пород-коллекторов пласта АС101 изменяется от 15.8 до 22.6 %, составляя в среднем 19.3 %. Проницаемость варьирует от 0.7*10-3 до 80.5*10-3 мкм2 и в среднем составляет 9.7*10-3 мкм2. Среднее значение коэффициента водоудерживающей способности 50.4 % (изменяется в пределах 43.6-57.2 %).

Залежь вскрыта двумя разведочными и четырьмя поисковыми скважинами на абсолютных отметках от -2469.9 м (скв. №40П) до -2504.7 м.

Эффективные толщины пласта во всех скважинах, по данным ГИС, нефтенасыщенны до подошвы и изменяются от 1.4 м до 9.2 м. Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 3.1 м.

Среднее значение ВНК принято условно по подошве нефтенасыщенного коллектора в скважине №36Р на абсолютной отметке -2508.8 м.

Пласт опробован в четырех скважинах, получены безводные притоки нефти дебитами от 5.4 м3/сут. при Ндин=711 м до 12 м3/сут. на 2 мм штуцере. месторождение пласовый флюид геологический

Пласт АС102: В пределах пласта выявлены три залежи нефти, в районе поисковых скважин №40П и 44П.

Залежь в районе скважины №40П пластовая, литологически экранированная, расположена в центральной части лицензионного участка. Размеры залежи 2.6х2.2 км, высота около 5 м.

Залежь вскрыта одной поисковой скважиной №40П на абсолютной отметке -2529.5 м.

Для пород-коллекторов пласта АС102 среднее значение коэффициента пористости составляет 20.1 % (предел изменения 15.7-26.7 %). Проницаемость варьирует от 0.8*10-3 до 651.4*10-3 мкм2 и в среднем составляет 23.2*10-3 мкм2. Коэффициент водоудерживающей способности изменяется в пределах от 20.7 до 75.2 % и в среднем составляет 39.9 %.

Эффективная толщина пласта в скважине по данным ГИС составляет 4.0 м, эффективная нефтенасыщенная - 1.4 м. Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 1.7 м.

Среднее значение ВНК принято условно по подошве нефтенасыщенного коллектора в скважине №40П на абсолютной отметке -2530.9 м.

При опробовании скважины №40П получен приток воды дебитом 0.98 м3/сут. с пленкой нефти.

Залежь в районе скважины №42П пластовая, литологически экранированная, расположена в центральной части месторождения, восточнее залежи в районе скважины №40П. Размеры залежи 9х6.5 км, высота около 20 м.

Залежь вскрыта одной поисковой скважиной №42П на абсолютной отметке -2521.0 м.

Эффективная толщина пласта в скважине по данным ГИС составляет 16.7 м, эффективная нефтенасыщенная - 8.6 м. Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 4.4 м.

Среднее значение ВНК принято на абсолютной отметке -2538.4 м.

При опробовании скважины №42П получен безводный приток нефти дебитом 16.8 м3/сут. на 4 мм штуцере.

Залежь в районе скважины №44П пластовая, литологически экранированная, расположена в юго-восточной части месторождения. Размеры залежи 9.5х4.6 км, высота около 37 м.

Залежь вскрыта одной поисковой скважиной №44П на абсолютной отметке -2527.3 м.

Эффективная толщина пласта в скважине по данным ГИС нефтенасыщенна до подошвы и составляет 3.8 м. Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 1.8 м.

Среднее значение ВНК принято условно по подошве нефтенасыщенного коллектора в скважине №44П на абсолютной отметке -2537.3 м.



2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов

Физико-химические свойства нефтей и растворенных газов на площади изучались по данным исследования глубинных и поверхностных проб, выполненных в СургутНИПИнефть. Пластовые нефти отбирались пробоотборниками ВПП-300 и ПД-3м.

Поверхностные нефти отбирались с устья скважин. Исследования проводились согласно перечню физико-химических характеристик, определяемых для поверхностных нефтей, по государственным стандартам.

Компонентный состав нефтяного газа и пластовой газонасыщенной нефти представлен в таблицах 1.1 и 1.2.

Свойства пластовых нефтей в пределах залежей резко отличаются между собой. Нефти черкашинской свиты имеют низкое газосодержание, давление насыщения. Нефть пластов АС9, АС101 и АС102 находятся в условиях повышенного пластового давления (22Мпа) и температуы (1020С). Газосодержание изменяется в диапазоне 163-211м3/т, давление насыщения значительно ниже пластового (20,7). Нефть в пласте очень лёгкая.

Пластовые нефти горизонтов АС9, АС101 и АС102 близки между собой, молярная доля метана в них в среднем составляет 32,3%. Суммарное количество лёгких углеводородов С2Н6-С5Н12-27%. Для нефтей всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.

Нефтяной газ высокожирный. Поверхностные нефти пластов АС9, АС101 и АС102 малосернистые, с выходом фракций до 3500С не менее 45%, парафинистые малосмолистые.

Нефти пластов АС9, АС101 и АС102 маловязкие (0.53мПа*с), плотность сепарированной нефти - 834 кг/м3, пластовой - 634 кг/м3, объемный коэффициент - 1.643.

Содержание серы в нефти пластов АС незначительное и равно 0.3%, парафина- 3.5%.

В целом нефти пластов АС маловязкие, лёгкие, малосернистые, парафинистые.

Таблица 2.1 - Компонентный состав пластовой газонасыщенной нефти Верхнеказымского месторождения (молярная концентрация, %)

Пласт	Дио ксид угле рода	Азот	Метан	Этан	Пропан	Бутаны	Пентаны	Остаток	Мол. масса, г/моль
						Изо	норм.	изо	норм.
АС9	1.45	0.18	36.39	9.81	9.39	1.58	3.79	1.25	1.85	34.31	86.0
АС101,102	0.87	0.20	33.46	10.11	10.00	1.76	4.25	1.48	1.83	36.04	84.3

Таблица 2.2 - Компонентный состав нефтяного газа Верхнеказымского месторождения по результатам однократного разгазирования (молярная концентрация, %)

Пласт	Диоксид углерода	Азот	Метан	Этан	Про пан	Бутаны	Пентаны	Ос таток	Мол. масса, г/моль	Плот ность газа,кг /м3
						изо	норм.	изо	норм.
АС9	2.26	0.28	56.92	15.12	13.80	2.08	4.66	1.13	1.47	2.28	28.67	1.192
АС10 1,102	1.40	0.32	54.11	16.09	15.10	2.36	5.29	1.33	1.43	2.57	29.63	1.232

Подошвенными (краевыми) принято называть воды, занимающие поры коллектора под залежью и вокруг нее. Промежуточными называют воды, приуроченные к водоносным пропласткам, залегающим в самом нефтеносном пласте. Верхние и нижние воды приурочены к водоносным пластам, залегающим выше и ниже нефтяного пласта.

Минерализация воды колеблется от 11,21г/л до 16,69г/л. В условиях пласта плотность воды составляет 970 кг/м3, вязкость 0,3 МПа*с. На месторождении встречаются воды хлоркальциевого и гидрокарбонатного типа.

Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия, кальция, магния, хлора и бикарбоната. Содержание сульфат ионов колеблется от 0,03 моль/м3 до 0,66 моль/м3.

Свойства пластовой воды приведены в таблицае 1.3

Таблица 2.3 - Свойства пластовой воды

Наименование	Среднее значение
Газосодержание, м3/м3	2,63
Объёмный коэффициент	1,038
Вязкость, Мпа*с	0,3
Общая минерализация, г/м	15,12
Плотность, кг/м3	973,35



3. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Основные проектные решения по разработке месторождения

Верхнеказымское месторождение находится в распределённом фонде недр, по величине извлекаемых запасов относится к классу средних, по геологическому строению - к сложным, а по степени промышленной освоенности к разведываемым.

Рисунок 3.1 - Схема разбуривания Верхнеказымского месторождения

Единая система разработки - обращенная, площадная, девятиточечная. Расстоянием между скважинами 600 м.

На государственном балансе, с учетом оперативных изменений 2018 года, числятся запасы углеводородов по трем подсчетным объектам АС9, АС101 и АС102 в количестве:

Начальные геологические запасы:

Нефти: 19823 тыс.т по категории С1; 60072 тыс.т по категории С2;

Начальные извлекаемые запасы:

Нефти: 4956 тыс.т по категории С1; 15018 тыс.т по категории С2.

Растворенного газа: 516 млн.м3 по категории С1; 1564 млн.м3 по категории С2.

Коэффициенты извлечения нефти:

0.250 по категории С1; 0.250 по категории С2.

В целом по месторождению извлекаемые запасы нефти категории С1 составляют 4956 тыс.т (24.8 %), от суммарных (категорий С1+С2) запасов месторождения. Основная доля запасов категории С1 (4074 тыс.т или 82 %) содержится в пласте АС101. Запасы нефти объекта АС9 классифицированы по категории С2.

Геологические запасы нефти категории С2 по пластам АС9, АС101, АС102 составляют 60072 тыс.т (75.2 % от запасов месторождения).

Залежи пластов АС101, АС102, являются недостаточно изученными, поскольку их размеры, ввиду условно принятых ВНК являются неточными.

Строение продуктивного пласта АС9 и приуроченные к нему залежи оценивается условно, так как вскрыты только одной скважиной 44П.

Значительная доля запасов залежей является предварительно оцененной по категории С2.

Таким образом, с учетом сложности строения залежей месторождения, выразившейся в литологической неоднородности продуктивных пластов, невыдержанности нефтенасыщенных толщин и коллекторских свойств пластов, говорить о полном завершении разведочного этапа на Верхнеказымском месторождении рано.



3.2 Причины загрязнения призабойной зоны

Высокое фильтрационное сопротивление в призабойной зоне скважины может быть обусловлено геологическими характеристиками нефтяного пласта, физическими свойствами добываемой жидкости (высоковязкие и высокопарафинистые нефти) или факторами, вызывающими частичную закупорку микроканалов в пористой среде и соответственно, ухудшающие проницаемость призабойной зоны скважины в процессе различных технологических операций.

К таким технологическим операциям можно отнести:

- бурение скважины и цементирование обсадной колонны;

- освоение и глушение скважин (с применением промывочных жидкостей ПЖ и жидкостей глушения ЖГС);

- перфорация;

- гидравлический разрыв пласта (ГРП);

- ремонтно-изоляционные работы (РИР);

- эксплуатация скважины и др.

Во время вскрытия продуктивного пласта бурением происходит проникновение глинистых частиц из бурового раствора в приводящие фильтрационные каналы породы. Как правило, продуктивные пласты вскрываются при давлениях, значительно превышающие пластовое. Для предотвращения нефтегазопроявлений при бурении приходиться создавать гиростатическое давление столба жидкости (бурового раствора) значительно превышающее пластовое давление.

Помимо гидростатического давления столба жидкости при бурении могут возникать гидродинамические репрессии на пласт, часто имеющие пульсирующий характер. Они возникают при спускоподъемных операциях, пульсирующей подачи жидкости, остановке насоса, образовании сальника в затрубном пространстве и на долоте. Установлено, что гидродинамический перепад давления повышается с глубиной спуска бурильной колонны, увеличением скорости спуска колонны, ростом числа спускоподъемных операций. Особенно высокие значения гидродинамических давлений возникают в процессе быстрого спуска бурильной колонны, и они могут достигать 4-10 МПа. Набухание глинистых частиц представляет собой достаточно сложное явление, возникающее при проникновении в пласт пресной воды или воды другой минерализации. Оно происходит в результате нарушения физико-химического равновесия между глиной, пластовой водой и водой, проникающей в пласт по какой либо причине.

В определенных условиях при соприкосновении воды с нефтью и нефти с водой могут происходить флокуляция и оседания твердых частиц в призабойной зоне и постепенная закупорка порового пространства. Взвешенные вещества могут отлагаться в виде пленки на внутренней поверхности порового пространства. Такое явление наблюдается как во время вскрытия нефтяного пласта, так и в процессе освоения скважины с применением воды или глинистого раствора. Вследствие этого образуется корка, на стенках ствола скважины состоящая из твердых частиц бурового раствора с размерами большими, чем поры продуктивного пласта, и, следовательно, не проникающих в каналы пористой среды. Фильтрация воды из глинистого раствора в продуктивный пласт происходит, когда размеры поровых каналов породы намного меньше размеров твердых частиц, диспергированных в растворе.

В процессах капитального и подземного ремонтов скважин в качестве жидкостей глушения (ЖГ) чаще всего применяются вода или глинистый раствор. Если нефтяной коллектор имеет низкую проницаемость, а также характеризуется содержанием глинистых фракции, то физический контакт жидкости глушения (ЖГ) с породой пласта приводит к образованию в призабойной зоне мелких песчинок и ила. При определенных условиях они закупоривают часть порового пространства породы. Тот же эффект может наблюдаться в процессе освоения скважины, когда в качестве промывочной жидкости используют воду или жидкость на водной основе.

При ремонтно-изоляционных работах, когда технологическая схема подразумевает закачивания рабочих агентов в скважину и продавливание его в изолируемый интервал, возникает сложная гидродинамическая обстановка в призабойной зоне обрабатываемых скважинах обусловленная физическим контактом изоляционного материала (гелеобразующие составы) с геологической породой пласта. Если обработку производят в малодебитных добывающих скважинах с небольшим пластовым давлением и низкой проницаемостью нефтяного пласта отрицательный эффект усиливается.

Слабая устойчивость коллекторских пород фильтрационному размыву во время эксплуатации скважины обуславливает разрушение скелета пласта и поступление частиц песка на забой скважины. Наиболее крупные частицы песка осаждаются на забое скважины, образуя при этом песчаную пробку. Образовавшаяся песчаная пробка частично или полностью перекрывает скважинный фильтр. Находясь над кровлей продуктивного горизонта, вследствие малого сечения ствола скважины она действует как забойный штуцер, создающий значительное сопротивление на пути восходящего потока жидкости. Если к тому же она частично или полностью перекрывает скважинный фильтр, то создаются еще большее дополнительное сопротивление, препятствующее движению фильтрационных потоков в слоях пласта, расположенных против песчаной пробки. Причем нижняя часть пласта оказывается под большим противодавлением, чем верхняя часть, что равносильно уменьшению величины созданной в скважине депрессии.

Основываясь на теоретические и лабораторные исследования, и на промысловые данные было выявлено, что засорение фильтрационных каналов породы твердыми частицами глинистого раствора, частицами выбуренной породы, песком, илом и т.д., в процессе вышеперечисленных технологических операций снижают относительную проницаемость для нефти в 5-6 раз. При этом большое влияние оказывает глубина проникновения фильтрата бурового раствора.

На рисунке 3.2 представлена зависимость влияния глинистого раствора на нефтепроницаемость кернов.

Рисунок 3.2 - Влияние глинистого раствора на проницаемость кернов.

На рисунке 3.3 представлена зависимость снижения продуктивности скважины от глубины загрязнения призабойной зоны.

Рисунок 3.3 - Снижение продуктивности скважин от глубины загрязнения.

Таким образом, если в пласте с проницаемостью к=0,020 мкм2 она уменьшилась до величины к 1=0,001 мкм2 в радиусе R=25 см (соответственно R- rc =15 см), то продуктивность скважины снижается не только в 20 - 50 раз, но и больше и на значительно большем радиусе. Такие случаи отмечаются при освоении новых скважин, когда они могут быть пущены в эксплуатацию с промышленными дебитами только после обработок по ликвидации загрязнения.

3.3 Виды химических обработок скважин, применяемых на месторождении

На промыслах применяют следующие виды химических обработок:

Кислотные ванны;

Простые кислотные обработки;

Кислотные обработки под давлением;

Термокислотные и термогазохимические обработки;

Пенокислотные и термопено-кислотные обработки;

Гидроимпульсные кислотные обработки;

Кислотоструйные обработки;

Обработки глинокислотой;

Углекислотные обработки;

Обработки сульфаминовой кислотой и др.

Кислотные ванны - наиболее простые кислотные обработки и предназначены для очистки стенок скважины и забоя от остатков цементной и глинистой корок, продуктов коррозии, смолистых веществ, парафина и т. д. Такая очистка способствует увеличению зоны охвата пород раствором кислоты и предупреждает образование отложений в порах пород при последующих обработках.

Кислотные ванны в основном устанавливают в скважинах, в которых продуктивный пласт не закреплен обсадной колонной, т. е. в скважинах с открытым стволом. Рекомендуемая концентрация соляной кислоты составляет 15-20%. Если кислотные ванны устанавливают в обсаженных скважинах, то концентрация кислоты не должна превышать 12%. Объем раствора для установки кислотной ванны определяют исходя из полного перекрытия обрабатываемого интервала от подошвы до кровли.

Простые кислотные обработки применяются наиболее часто для растворения привнесенных в пласт загрязняющих материалов, а также для увеличения размеров поровых каналов за счет растворения карбонатной породы.

В скважинах с низким пластовым давлением, в которых трудно восстановить циркуляцию жидкости при промывке, забой очищают желонкой.

В водонагнетательных скважинах в качестве продавочной и промывочной жидкостей используют воду.

Концентрацию рабочего раствора кислоты считают равной 15-20%. Объемы раствора кислоты для простых обработок в расчете на 1 м толщины открытого ствола или интервала перфорации зависят от проницаемости пород.

Простые кислотные обработки пластов песчаников и алевролитов предназначены для растворения продуктов коррозии (в водонагнетательных скважинах) и кальцитовых отложений (в нефтедобывающих скважинах). Кальцит выделяется из пластовых вод при эксплуатации скважин и откладывается в трубах, на фильтре (в интервале перфорации), забое, иногда и в призабойной зоне. Простые кислотные обработки применяются также для растворения карбонатов в терригенной породе, когда их содержание составляет 25% и более.

Подготовка скважины к проведению простой кислотной обработки заключается в тщательной очистке забоя и стенок скважины.

Если простая кислотная обработка проводится после кислотной ванны, то для подготовки скважины достаточно промыть забойную пробку с использованием растворов ПАВ или нефти.

Для очистки забоя скважины от больших уплотненных забойных пробок из карбонатных пород и глинистых материалов можно использовать промывку с помощью сильной струи раствора кислоты. Для этого в скважину на НКТ спускают наконечник с соплами с направлением струи вниз. На устье к НКТ подсоединяется грязевый шланг. Благодаря этому во время закачивания раствора кислоты НКТ постепенно допускают до забоя.

Кислотные обработки под давлением предназначены в основном для воздействия на малопроницаемые интервалы пласта. Для этого предварительно ограничивают приемистость высокопроницаемых интервалов путем закачивания высоковязкой эмульсии типа «кислота в нефти».

Кроме того, полезную работу выполняет и кислота, входящая в состав эмульсии. Нейтрализация этой кислоты происходит намного медленнее, чем нейтрализация чистого раствора кислоты. За счет этого обеспечивается более глубокая обработка кислотой высокопроницаемых интервалов. Исключения поглощения раствора кислоты высокопроницаемыми интервалами можно добиться и с помощью пакера типа ПРС.

Кислотные обработки под давлением увеличивают охват толщины продуктивного пласта воздействием раствора кислоты и применяются в нефтяных добывающих, водонагнетательных и газовых скважинах как с открытым забоем, так и обсаженных.

При применении этого вида кислотной обработки должны приниматься меры по предотвращению, образования каналов связи с соседним водоносным пластом. Для этого необходимо правильно обосновать величину давления задавливания раствора кислоты в пласт.

При термокислотной обработке продуктивный пласт подвергается воздействию дважды в одном технологическом процессе: сначала ТХВ, а затем простой кислотной обработке или обработке под давлением.

Термохимическое воздействие (ТХВ) - воздействие на забой и призабойную зону пласта горячей кислотой, получаемой за счет выделения тепла при реакции между кислотой и магнием.

Термокислотные обработки предназначаются для растворения парафиновых и асфальто-смолистых отложений, для образования каналов растворения в доломитах, для интенсивного растворения загрязняющих материалов в скважинах после окончания бурения, для очистки фильтра водонагнетательных скважин от продуктов коррозии и других загрязняющих материалов, трудно растворимых в холодной соляной кислоте и др.

Термогазохимическое воздействие - сущность термогазохимического воздействия (ТГХВ) заключается в создании высокого кратковременного давления в результате горения порохового заряда в жидкой среде. Под действием давления пороховых газов скважинная жидкость задавливается в пласт, расширяя естественные и создавая новые трещины.

Пенокислотные обработки применяют для воздействия на продуктивные пласты, сложенные карбонатными породами, также на песчаники с высоким содержанием карбонатного цемента.

Пены - пузырьки газа или воздуха в жидкости, разделенные тонкими прослойками (пленками) этой же жидкости. Для получения пены кроме газа и жидкости нужно присутствие еще одного вещества - пенообразователя (ПАВ).

Гидроимпульсные кислотные обработки служат для создания гидравлических импульсов (гидроимпульсов) в призабойной зоне пласта заключается в периодическом закачивании в скважину через НКТ жидкости под большим давлением и быстром «сбрасывании» давления через затрубное пространство (разрядка скважины). Величина создаваемого давления не должна превышать допустимой его величины для данной обсадной колонны.

При закачивании жидкости в призабойной зоне пласта раскрываются имеющиеся или образуются новые трещины. При «сбрасывании» давления происходит приток жидкости из трещины в ствол скважины с большой скоростью. С этой жидкостью из призабойной зоны выносятся привнесенные туда загрязняющие материалы.

Кислотоструйная обработка - воздействие на забой и стенки ствола скважины струей раствора кислоты, выходящей с большой скоростью из конусной насадки. Приспособление, с помощью которого осуществляют кислотоструйную обработку, называется гидромонитором.

Основным назначением кислотоструйных обработок является очистка стенок ствола скважины и забоя от цементной и глинистой корок, образование новых каналов растворения в карбонатной породе. Поэтому кислотоструйные обработки в основном применяются в скважинах с открытым стволом.

Обработки серной кислотой применяют для обработки водонагнетательных скважин, у которых призабойная зона продуктивных пластов загрязняется привнесенными закачиваемой водой механическими примесями, оксидами железа, илом, эмульгированнои нефтью и др.

Серная кислота растворяет загрязняющие пласты продукты и увеличивает проницаемость пород. Это происходит благодаря обильному выделению тепла при смешении серной кислоты с водой в пластовых условиях. Например, при снижении концентрации серной кислоты с 96 до 20% (из-за смешения с водой) температура раствора повышается до 100°С.

Серийные кислотные обработки - это многократное воздействие раствором кислоты на продуктивный пласт или его отдельный интервал - применяют в тех случаях, когда однократное воздействие раствора кислоты на продуктивный пласт недостаточно эффективно.

Время повторения кислотных обработок определяют исходя из времени, необходимого для очистки забоя и извлечения отработанного раствора кислоты. Серийно можно проводить любые виды рассмотренных выше кислотных обработок.

Серийные кислотные ванны рекомендуют применять в основном при освоении скважин после бурения. Серийные термокислотные и термохимические обработки рекомендуют проводить в скважинах с интенсивным отложением парафино-смолистых веществ.

Обработки глинокислотой - предназначена для воздействие на песчаники или песчано-глинистые породы, а также на глинистую корку. Основное условие применения - отсутствие или минимальное содержание (до 0,5%) карбонатов в породе.

Количество глинокислоты подбирают опытным путем, чтобы не допустить разрушения пород продуктивного пласта. При первых обработках рекомендуется применять 300-400 л глинокислоты на 1 м толщины пласта. Если пласты сложены трещиноватыми породами, то объем глинокислоты для первичных обработок увеличивается до 800-1000 л на 1 м толщины пласта.

Наиболее эффективна глинокислота, состоящая из 8%-и соляной кислоты и 4%-й плавиковой кислоты. Для песчаников с небольшим содержанием глинистого материала не следует применять плавиковую кислоту концентрацией менее 3%.

3.4 Технология обработки призабойной зоны пласта глинокислотным раствором

Глинокислотой называется смесь соляной и плавиковой кислот.

Особенностью глинокислотной обработки является быстрая реакция плавиковой кислоты с алюмосиликатным материалом цемента породы, обусловленная в значительной степени огромной площадью поверхности контактирующих материалов.

При глинокислотных обработках существуют требования к жидкости, находящейся в скважине. Недопустимы глинокислотные обработки в скважинах, заглушенных хлористым кальцием или хлористым натрием. Плавиковая кислота вступает в реакцию с указанными реагентами с образованием нерастворимого осадка, способного ухудшить проницаемость призабойной зоны. Обработка возможна только в водной среде, нефтяной среде или в растворе хлористого аммония.

Перед проведением глинокислотной обработки, необходимо провести предварительное удаление карбонатного материала породы небольшим (0,5м3/м) объемом соляной кислоты (речь идет об остаточном или привнесенном материале, для первых обработок ПЗП удельный расход соляной кислоты должен быть выше). Установить манометр на затрубном пространстве скважины. Заменить жидкость в скважине на жидкость, не входящую в конфликт с плавиковой кислотой, либо предусмотреть вытеснение в затрубное пространство буферного объема такой жидкости. При открытой затрубной задвижке произвести закачку на произвольной скорости приготовленной глинокислоты в НКТ. По достижении кислотой башмака НКТ затрубную задвижку необходимо закрыть. Произвести продавку глинокислоты с максимально возможной скоростью, с целью увеличить глубину проникновения раствора (из расчитанных объемным путем 1,5 м. глубины проникновения только 1/3 пути кислота проходит в активном состоянии). Этот факт дополнительно объясняет необходимость предварительного увеличения приемистости скважины соляной кислотой.

Время ожидания реакции не предусматривается, немедленно после закачки произвести продавку кислотного состава большим (в объеме ПЗП) объемом продавочной жидкости (для нагнетательной скважины) или извлечение продуктов реакции (для добывающих скважин) ОПЗ глинокислотой

есть ОПЗ в динамическом режиме. Продавку продуктов реакции лучше осуществлять 1-2% раствором ПАВ в объеме, обеспечивающем удаление продуктов реакции из ПЗП в удаленные зоны пласта расход раствора ПАВ 10-15м3/м (только для нагнетательных скважин). При глинокислотных обработках существуют требования к жидкости, находящейся в скважине. Недопустимы глинокислотные обработки в скважинах, заглушенных хлористым кальцием или хлористым натрием. Плавиковая кислота вступает в реакцию с указанными реагентами с образованием нерастворимого осадка, способного ухудшить проницаемость призабойной зоны. Обработка возможна только в водной среде, нефтяной среде или в растворе хлористого аммония.

Наилучшего результата при проведении глинокислотной обработки добиваются при проведении обработки раздельно по пластам - циклическая обработка призабойной зоны, то есть на первом этапе закачивается в пласт соляная кислота и ПАВ, на 2 этапе - ПАВ, на 3 этапе - глинокислота и ПАВ, на 4 этапе - ПАВ и на 5 этапе - глинокислота с ПАВ.

Повышение приемистости скважин при проведении ГКО отдельно по пластам достигается в 95 % случаев. Кроме того, при применении деления на циклы отмечается некоторое изменение профиля приемистости скважины.

Проведение глинокислотной обработки раздельно по пластам выполняют бригады капитального и текущего ремонта скважин, для чего в скважину спускают пакер ПВМ+пакер с упором на забой, на НКТ, где производят посадку пакера ПВМ. Далее закачивают композицию соляной и глинокислоты, и производят посадку пакера с упором на забой, после чего продавливают технической водой в пласт композицию кислот. Такой же процесс проводят и на верхние пласты.

3.5 Расчет ингредиентов для приготовления глинокислотного раствора для скважины № 6 куст № 9

Диаметр кондуктора-245 мм; глубина спуска-790 м;

Диаметр эксплуатационной колонны-146 мм; глубина спуска-2972 м;

Искусственный забой-2962 м; текущий забой-2962 м;

Интервал перфорации АС9 2678-2712м;

Перфорированная мощность пласта-21м;

Эффективная мощность пласта-12м;

Пластовое давление -220 Атм на 30.01.2019г;

Внутрискважинное оборудование - пакер ПВМ на 73мм НКТ;

Глубина спуска НКТ-2694м;

Ожидаемая приемистость-100 м3/сут;

HCL-12%;

HF-2.5%;

Потребный объём глинокислоты-6 м3.

Глинокислотная композиция образуется при добавлении небольших объемов плавиковой кислоты в раствор соляной.

Основа расчета добавки плавиковой кислоты.

Количество 100% HF, (А в кг) необходимое для получения 1м3 глинокислоты с содержанием % HF в солянокислотном растворе с заданной плотностью p находят из выражения:

Чтобы выразить в удобных для практических условий объемах, по (таблице 3.1) для фтористоводородной кислоты по плотности или процентному содержанию находят содержание HF в имеющейся товарной плавиковой кислоте (Ат в кг/л). Тогда объем товарной плавиковой кислоты, содержащей Акг HF в 1 литре находят по формуле:

Пример расчета добавки плавиковой кислоты.

Необходимая концентрация соляной кислоты в глинокислотной смеси - 10%. По (таблице 3.2) определим плотность кислотного состава с такой концентрацией

р= 1,05

Концентрация плавиковой кислоты, выбрана исходя из изучения минералогического состава породы а = 3%, тогда применяем формулу (3.1):

,

Итого 31,5 килограмма чистой HF необходимо для приготовления 1м3

3% раствора глинокислоты.

Товарная плавиковая кислота, поступившая на предприятие, имеет концентрацию 40%. По (таблице 3.1) найдем содержание чистой HF в 1 литре товарного продукта: 0,459 кг/л.

Тогда по формуле (3.2) необходимый объем товарной плавиковой кислоты для приготовления 1м3 раствора глинокислоты составит:

,

Таблица 3.1 - Плотность раствора плавиковой кислоты различных концентраций при 15?С

Плотность, г/м3	Концентра-ция HF, %	Содержание HF в 1 л, кг	Плотно-сть, г/м3	Концентра-ция HF, %	Содержание HF в 1 л, кг
1,0069	2,320	0,023	1,1239	32,78	0,368
1,0139	4,040	0,041	1,1326	35,15	0,398
1,0211	5,760	0,059	1,1415	37,53	0,428
1,0283	7,480	0,077	1,1506	39,91	0,459
1,0356	9,200	0,095	1,1598	42,29	0,490
1,0431	10,92	0,114	1,1691	44,67	0,522
1,0506	12,48	0,131	1,1786	47,04	0,554
1,0583	14,04	0,149	1,1883	49,42	0,587
1,0661	15,59	0,166	1,1981	51,57	0,618
1,0740	17,15	0,184	1,2080	53,72	0,649
1,0820	18,86	0,204	1,2182	55,87	0,681
1,0901	21,64	0,236	1,2285	58,02	0,713
1,0983	24,42	0,268	1,2390	60,17	0,746
1,1067	27,20	0,301	1,2497	62,32	0,779
1,1152	29,98	0,334	1,2605	64,47	0,813



Таблица 3.2 - Плотность растворов соляной кислоты различных концентраций при 15?С

Плотность, г/см3	Концентра-ция НСl, %	Содержа-ние HCl в 1 л, кг	Плотность г/см3	Концентр-ация HCl, %	Содержание HCl в 1 л, кг
1,003	5,15	0,063	1,105	20,97	0,232
1,035	7,15	0,074	1,110	21,92	0,243
1,040	8,16	0,084	1,115	22,85	0,255
1,045	9,16	0,096	1,120	23,82	0,267
1,050	10,17	0,107	1,125	24,78	0,279
1,055	11,18	0,118	1,130	25,75	0,291
1,060	12,19	0,129	1,135	26,70	0,302
1,065	13,19	0,140	1,140	27,66	0,315

Расчет композиции глинокислотной обработки

1. Рассчитаем необходимый объем HCL-12% по формуле:

где 0.12кг содержание HCL в 1л товарного продукта 12%-ной кислоты;

0.2кг содержание HCL в 1л товарного продукта 20%-ной кислоты,

12 эффективная мощность пласта.

2. Рассчитаем необходимый объем HF-2.5%:

где 0.045 содержание HF-2.5% в 1л товарного продукта, кг.

3. Рассчитаем необходимое количество воды для разбавления глинокислоты:

.



3.6 Оборудования и агрегаты, применяемые при глинокислотных обработках

При проведении работ по кислотным обработкам призабойной зоны пласта необходимо использовать серийно выпускаемое оборудование и агрегаты.

Как концентрированные кислоты, так и их растворы транспортируются в автоцистернах, гуммированных соответствующими материалами (автоцистерна 4ЦР или 3ЦP емкостью 9,15 м3; ЦР-20 емкостью 17 м3).

Для закачки кислоты применяются специализированные агрегаты Азинмаш-30А (УНЦ1-160-500К), специально разработанные для закачки агрессивных жидкостей. Агрегат имеет гуммированную резиной цистерну из двух отсеков объемом 6 м3. Агрегат оснащен трехплунжерным горизонтальным насосом типа 2НК-500 одинарного действия.

Применяют также кислотный агрегат АКПП-500 с вместимостью цистерны 3 м3. Помимо этого агрегат АКПП-500 комплектуется кислотовозом КП-6,5 с цистерной объемом 6,5 м3 для перевозки раствора ингибированной соляной кислоты (концентрацией 8-21%) и подачи ее на прием насосной установки или в другие емкости.

В связи с приостановкой выпуска агрегатов Азинмаш-30А, в последнее время на промыслах применяют их аналоги, выпускаемые Пермским производственным объединением «СИНЕРГИЯ», оборудованные насосом СИН-32. Установка насосная для кислотной обработки скважин СИН-32 предназначена для транспортирования нагнетания ингибированных растворов соляной кислоты с концентрацией до 35%, глинокислот (содержание HF до 5%, НСL до 24%), а также растворов щелочей и солевых растворов.



3.7 Анализ проведения глинокислотных обработок скважин на месторождении

Требуется определить видимый и действительный текущий технологический эффект на середину каждого месяца и суммарный технологический эффект за период май - декабрь.

Средняя величина коэффициента изменения продуктивности скважины:

.

Определим значение предполагаемого коэффициента продуктивности на середину каждого месяца после ГКО поформуле:

Кm = К0*Кmип

При этом входное значение коэффициента продуктивности

На середину мая:

К0 = К5 = 3,53 т/(сут*кг*с/см2).

На середину июня:

К6 = К0*(Кип)2 = 3,53*0.8572 = 2,60т/(сут*кг*с/см2).

На середину июля:



К7 = К0*(Кип)3 = 3,53*0.8573 = 2,23 т/(сут*кг*с/см2).

На середину августа:

К8 = К0*(Кип)4 = 3,53*0.85734 = 1,91 т/(сут*кг*с/см2).

На середину сентября:

К9 = К0*(Кип)5 = 3,53*0.85735 = 1,63 т/(сут*кг*с/см2).

На середину октября:

К10 = К0*(Кип)6 = 3,53*0.8576 = 1,402т/(сут*кг*с/см2).

На середину ноября:

К11 = К0*(Кип)7 = 3,53*0.8577 = 1,2021 т/(сут*кг*с/см2).

На середину декабря:

К12 = К0*(Кип)8 = 3,53*0.8578 = 1,03 т/(сут*кг*с/см2).

Видимый эффект q определяем по формуле:

q = q' (1 - К/К)

q5 = 5,4 (1 - 5,4/13,21) = 4,16 т/сут.

q6 = 6,2 (1 - 2,595/13,2) = 5,46 т/сут.



q7 = 6,8 (1 - 2,2247/13,05) = 5,65 т/сут.

q8 = 7,8 (1 - 1,908/15,27) = 6,83 т/сут.

q9 = 8,2 (1 - 1,692/14,91) = 7,3 т/сут.

q10 = 8,9 (1 - 1,402/14,8) = 8,05 т/сут.

q11 = 9 (1 - 1,202/14,85) = 8,27 т/сут.

q12 = 9,3 (1 - 1,03/15,36) = 8,68 т/сут.

Коэффициент эффективности определяем по формуле:

= 1 - N/n*P1пл/P2,

где P1пл = Рк - Р1пл и P2 = Рк - Р2

Рк = 15 МПа, Р1пл = 12,28 Мпа

P1пл = 15-12,28 = 2,72 Мпа

Р2 = (8,7 + 9,2 + 7,3 + 8,4 + 7,9 + 8,8 + 9,2 + 8,3) /8 = 8,46 Мпа

P2 = 15 - 8,46 = 6,54 Мпа

N = (0,75 + 0,69 + 0,82 + 0,79 + 0,69 + 0,72 + 0,67 + 0,70)/8 = 0,73

= 1 - 0,73/0,69*2,72/6,54 = 0,57

Текущий технологический эффект определяется по формуле:

qiэ = *qiq6э = 0,57*4,16 = 2,39 т/сут (3.11)

q7э = 0,57*5,46 = 3,13 т/сут

q8э = 0,57*5,65 = 3,24 т/сут

q9э = 0,57*6,83 = 3,92 т/сут

q10э = 0,57*7,3 = 4,16т/сут

q10э = 0,57*8,05 = 4,59 т/сут

q11э = 0,57*8,27 = 4,71 т/сут

q12э = 0,57*8,68 = 4,95 т/сут



Для подсчета суммарного технологического эффекта используем формулу:

Qэ = qэiti, где ti = mikэi

Qэ = 2,39*31 + 3,13*30 + 3,24*31 + 3,92*31 + 4,16*30 + 4,59*31 +4,71*30 + 4,95*31 = 951,79 т.

Выводы по результатам расчётов: средняя величина коэффициента изменения продуктивности скважины 0,8574 т/(сут*кг*с/см2).

Максимальный технологический эффект составил 951,79 т.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Анализ эффективности кислотных обработок показывает, что кислота в целом эффективно очищает призабойную зону пласта и пласт в целом, что в свою очередь повышает приемистость скважины, интенсификацию притока, удаляет коррозионные и солеотложения.

Приведенные расчеты показали, что проведение глинокислотной обработки скважины привело к увеличению дебита скважин. Суммарный технологический эффект по скважине №6 составил 1163т, что говорит об эффективности метода.

По данным исследований по скважинам после проведения кислотного воздействия определяется целесообразность проведения последующих мероприятий по воздействию на призабойную зону с целью повышения продуктивности скважин.

Несмотря на применение более сложной, по сравнению с другими видами СКО, технология глинокислотной обработки скважины наиболее оптимальна с точки зрения окупаемости экономических затрат.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Озеранская Л.С., Чистякова Н.Ф., Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна. - М.: Недра, 2015 - 612с.

2. Брену А.Д., Тищенко В.Е. Организация, и управление предприятиями нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра, 2016 - 320с.

3. Шпильман В.И., Пояснительная записка к тектонической карте центральной части Западно-Сибирской плиты, Тюмень, 2019 - 530с.

4. Владимиров И. В. Нестационарные технологии нефтедобычи. (этапы развития, современное состояние и перспективы). Ведущие редакторы: Любимова Н.Е, Астахова А.Н. ( ОАО "ВНИИОЭНГ" Москва 2004 г.)

5. Дополнение к технологической схеме разработки Верхнеказымского месторождения. Том 1 книга 1. Исполнитель Тюменское отделение «СургутНИПИнефть».- Сургут, 2008-40с.

6. Дополнение к технологической схеме разработки Верхнеказымского месторождения. Том 1 книга 4. Исполнитель Тюменское отделение «СургутНИПИнефть» Сургут, 2008-50с.

7. Калинин А.Г., Григорян Н.А., Султанов Б.З. Бурение наклонных скважин. Справочник. - М.: Недра, 2016-350с.

8. Солодовников А.Ю., Ивачев И.В., Хатту А.А., Соромотин А.М. (ОАО "Сургутнефтегаз") Этно-социальные и эколого-технологические особенности освоения Верхнеказымского месторождения ОАО "Сургутнефтегаз" ИЦ СургутНИПИнефть, 2015-220с.

9. Мищенко И.Т. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Нефть и газ, 2003-600с.

10. Сулейманов А.Б., Карапетов К.А., Яшин А.С. Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин. - М.: Недра, 2017-243с.

11. Юрчук А.М., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти. - М.:Недра, 2018.-272с.

Размещено на Allbest.ru

...