История освоения месторождения
ВВЕДЕНИЕ
Одним из основных методов ОПЗ с целью поддержания текущих темпов добычи нефти в скважинах с карбонатными трещиновато-пористыми коллекторами является соляно-кислотная обработка. При высокой проницаемостной неоднородности по толщине и простиранию продуктивного пласта кислота поглощается в основном хорошо проницаемыми зонами пласта и реагирует в призабойной зоне. Проблемой подключения в работу бездействующих зон пласта и увеличения радиуса обработки может решаться двумя путями:
Кратным снижением скорости реакции соляной кислоты с карбонатной породой за счет специальных добавок-замедлителей;
Диспергированием соляной кислоты до мельчайших глобул, покрытием этих глобул в защитную оболочку с последующей доставкой в глубину пласта и разрушением бронирующей оболочки;
Кислотная обработка скважин явилась первым и весьма эффективным методом интенсификации добычи нефти и до настоящего времени находит промышленное применение на всех нефтяных промыслах. Эффективность солянокислотных обработок скважин зависит от концентрации кислоты, ее количества, давления при обработке, температуры на забое, характера паров и других факторов. Для проведения кислотных обработок объем и концентрация раствора кислоты планируется для каждой скважины индивидуально, так как точно подсчитать эти параметры затруднительно.
При обработке скважин к раствору соляной кислоты добавляют следующие компоненты: интенсификаторы – поверхностно-активные вещества (ПАВ), снижающие в 3…5 раз поверхностное натяжение на границе «нефть-нейтрализованная кислота», ингибиторы – вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование, стабилизаторы– вещества, необходимые для удержания в растворенном состоянии продуктов реакции примесей раствора соляной кислоты с железом, цементом и песчаниками.
ОБЩАЯ ЧАСТЬ
Характеристика района работ
В административном отношении Красноленинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Октябрьском и Ханты-Мансийском районах Ханты-Мансийского АО Тюменской области на левом берегу реки Оби.
Территория, на которой расположено месторождение, представляет собой холмисто-увалистую равнину с глубоким долинно-балочным эрозионным расчленением, местами существенно заболоченную. Абсолютные отметки рельефа изменяются в пределах 24-206 м.
Гидрографическая сеть представлена мелкими речками и ручьями, являющимися притоками рек Хугот, Ендырь, Ем-Ега, Тал, Сеуль. Из них лишь река Ендырь в период максимального подъема воды (июнь-начало июля) может быть судоходна для малотоннажных плавсредств на 40-50 км от устья вверх по течению. Река Обь удалена от Талинской площади на расстояние свыше 50км. Заболоченные участки на месторождении сравнительно широко развиты на Ем-Еговской, Пальяновской и на юге Талинской площадей и являются существенным препятствием для перемещения буровых станков и передвижения транспорта в весенне-осенний и летний периоды.
Площадь принадлежит к лесной зоне, растительность представлена сосновым и елово-кедровым лесом. Почвы в районе подзолисто-аллювиально-глеевые. Склоны оврагов, холмов и увалов подвержены глубоким размывам талыми водами и водами атмосферных осадков летом.
Климат района континентальный с суровой продолжительной зимой и коротким прохладным летом. При среднегодовой температуре минус 1.8°С средняя температура самого холодного месяца – января составляет минус 25°С, а средняя температура июля - +15°С. Среднегодовое количество осадков составляет 450-500 мм, из них 70% приходится на апрель-октябрь. Средняя толщина снежного покрова 0.7 м, достигая в пониженных участках рельефа 1.5 м. Отопительный сезон длится 250 дней в году. Ледостав на реках начинается в октябре месяце, а вскрытие рек ото льда происходит в конце апреля – начале мая.
ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ
Обработка скважин
В процессе подготовительных работ скважина промыта и заполнена нефтью. Закачивают кислотный раствор в объеме выкидной линии, насосно-компрессорных труб и ствола скважины от башмака НКТ до кровли пласта:
V’к= Vв+ V’нкт * L + 0.785 (D2 – d2)*h = 0.04 + 0.0030175*1471 + 0.785 (0.222 – 0.0732)*7,04 = 5,66 м3
V’в = 0.785*dв*20 = 0.785*0.05*20 = 0.04 м3
V’нкт= 0.785d2*1 = 0.785* 0.0622*1 = 0.0030175м3/м.
Для задавливания кислоты в пласт закачивают нефть в объеме выкидной линии, насосно-компрессорных труб и ствола скважины от подошвы НКТ до кровли пласта
Vн = V’к = 5.66 м3
Затем закрывают задвижку на выкидной линии. Буферное давление падает. Продолжительность реагирования кислоты 1.5–2 ч. Приток вызывают свабированием или с помощью компрессора, производится отработка скважины и очистка призабойной зоны от продуктов реакции. После освоения скважину исследуют для определения эффективности кислотной обработки, а затем сдают в эксплуатацию.
При задавливании кислоты в пласт не следует стремится к достижению максимальных скоростей; надо первые 2–3 м3 задавливать при минимальном давлении на устье, при котором пластом поглощается кислота. Большую часть раствора следует задавливать при давлении, близком к давлению закачки воды.
Объём второго раствора (глинокислоты) на 1 м мощности пласта:
Vгк=p(D2 – d2)*m/4
где m – пористость
Vгк=3.14*(0.222 – 0.0732)*0,2/4=0,0460 м3
Wгк=h* Vгк=0,3219 м3
Продолжительность нагнетания в пласт раствора соляной кислоты
t = (Wр+Wгк +Vн)*103/(q*3600) = (7,04+5.66+0,3219)*103/(6.85*3600) = 0.56 ч.
где q – расход жидкости равный 6,85 л/с.
ВЫВОДЫ
Для условий Пальяновской площади с целью улучшения фильтрационных свойств продуктивных пластов согласно расчётам данного курсового проекта рекомендуется применение двухрастворной кислотной обработки, так как она дает больший технологический эффект, по сравнению с другими методами СКО.
Приведенные расчеты показали, что использование двухрастворной кислотной обработки в скважинах привело к увеличению дебита скважин. Суммарный технологический эффект по скважине №44 составил 1163т, что говорит об эффективности метода.
Несмотря на применение более сложной, по сравнению с другими видами СКО, технологии двухрастворная кислотная обработка наиболее оптимальна с точки зрения окупаемости экономических затрат.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Щуров В.И. «Техника и технология добычи нефти» М. Недра, 1983 г.
2. Мищенко И.Т. и др. «Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи» М. Недра 1984 г.
3. Справочная книга по добыче нефти. Под редакцией Гиматудинова Ш.К. Недра 1979 г.
4. Отчет о состоянии эксплуатационного фонда скважин на 1.01.2002 г. ТПДН «Пальяновский».
5. Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти. М., Недра, 1976.
Размещено на Allbest.ru
ВВЕДЕНИЕ
Одним из основных методов ОПЗ с целью поддержания текущих темпов добычи нефти в скважинах с карбонатными трещиновато-пористыми коллекторами является соляно-кислотная обработка. При высокой проницаемостной неоднородности по толщине и простиранию продуктивного пласта кислота поглощается в основном хорошо проницаемыми зонами пласта и реагирует в призабойной зоне. Проблемой подключения в работу бездействующих зон пласта и увеличения радиуса обработки может решаться двумя путями:
Кратным снижением скорости реакции соляной кислоты с карбонатной породой за счет специальных добавок-замедлителей;
Диспергированием соляной кислоты до мельчайших глобул, покрытием этих глобул в защитную оболочку с последующей доставкой в глубину пласта и разрушением бронирующей оболочки;
Кислотная обработка скважин явилась первым и весьма эффективным методом интенсификации добычи нефти и до настоящего времени находит промышленное применение на всех нефтяных промыслах. Эффективность солянокислотных обработок скважин зависит от концентрации кислоты, ее количества, давления при обработке, температуры на забое, характера паров и других факторов. Для проведения кислотных обработок объем и концентрация раствора кислоты планируется для каждой скважины индивидуально, так как точно подсчитать эти параметры затруднительно.
При обработке скважин к раствору соляной кислоты добавляют следующие компоненты: интенсификаторы – поверхностно-активные вещества (ПАВ), снижающие в 3…5 раз поверхностное натяжение на границе «нефть-нейтрализованная кислота», ингибиторы – вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование, стабилизаторы– вещества, необходимые для удержания в растворенном состоянии продуктов реакции примесей раствора соляной кислоты с железом, цементом и песчаниками.
ОБЩАЯ ЧАСТЬ
Характеристика района работ
В административном отношении Красноленинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Октябрьском и Ханты-Мансийском районах Ханты-Мансийского АО Тюменской области на левом берегу реки Оби.
Территория, на которой расположено месторождение, представляет собой холмисто-увалистую равнину с глубоким долинно-балочным эрозионным расчленением, местами существенно заболоченную. Абсолютные отметки рельефа изменяются в пределах 24-206 м.
Гидрографическая сеть представлена мелкими речками и ручьями, являющимися притоками рек Хугот, Ендырь, Ем-Ега, Тал, Сеуль. Из них лишь река Ендырь в период максимального подъема воды (июнь-начало июля) может быть судоходна для малотоннажных плавсредств на 40-50 км от устья вверх по течению. Река Обь удалена от Талинской площади на расстояние свыше 50км. Заболоченные участки на месторождении сравнительно широко развиты на Ем-Еговской, Пальяновской и на юге Талинской площадей и являются существенным препятствием для перемещения буровых станков и передвижения транспорта в весенне-осенний и летний периоды.
Площадь принадлежит к лесной зоне, растительность представлена сосновым и елово-кедровым лесом. Почвы в районе подзолисто-аллювиально-глеевые. Склоны оврагов, холмов и увалов подвержены глубоким размывам талыми водами и водами атмосферных осадков летом.
Климат района континентальный с суровой продолжительной зимой и коротким прохладным летом. При среднегодовой температуре минус 1.8°С средняя температура самого холодного месяца – января составляет минус 25°С, а средняя температура июля - +15°С. Среднегодовое количество осадков составляет 450-500 мм, из них 70% приходится на апрель-октябрь. Средняя толщина снежного покрова 0.7 м, достигая в пониженных участках рельефа 1.5 м. Отопительный сезон длится 250 дней в году. Ледостав на реках начинается в октябре месяце, а вскрытие рек ото льда происходит в конце апреля – начале мая.
История освоения месторождения
Сейсмические исследования на Красноленинском своде начаты в 1957 году. По результатам этих исследований в 1957-1969 гг. были составлены структурные карты по опорным отражающим горизонтам Б и А, выявлены локальные поднятия, перспективные в нефтегазоносном отношении. В последующие годы и по настоящее время сейсмические исследования на рассматриваемой территории были продолжены. Результатом этих работ явилось построение структурных карт по отражающим горизонтам А, Т, Б, М, М1 и Г, их детализация, уточнение строения продуктивных комплексов.
Глубокое поисково-разведочное бурение в районе начато в 1959 году. За период 1960-1968 годов по результатам бурения глубоких скважин была доказана высокая перспективность Красноленинского свода в нефтегазоносном отношении. Первая промышленная нефть по результатам бурения и испытания скважины №13 выявлена в 1962 году на Каменной площади, а в 1963 году признаки нефтеносности тюменской и викуловской свит установлены на Ай-Торской, Ем-Еговской, Елизаровской, Пальяновской площадях.
ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ