Техника и технология проведения СКО по скважинам Демьяновского месторождения-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодо

Техника и технология проведения СКО по скважинам Демьяновского месторождения-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Доклад Щеглова

Демьяновское месторождение открыто и введено в разработку в 1990 г. Промышленно нефтеносными являются отложения евлановско-ливенского горизонта.
Кислотные обработки призабойной зоны пласта основаны на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы. Получающиеся продукты реакции хорошо растворимы в воде, что значительно облегчает условия их выноса на дневную поверхность.
На Демьяновском месторождении за все время эксплуатации было проведено 9 солянокислотных обработок (СКО) скважин.
При производстве СКО используют 12 % раствор соляной кислоты. Рекомендуемый объем кислоты, нагнетаемой в пласт, составляет 1 м3 на 1 м мощности обрабатываемой части пласта, для пород со значительной проницаемостью
Процесс солянокислотной обработки скважины заключается в следующем.
Вначале закачивают нефть или воду, затем при открытой задвижке на отводе затрубного пространства — расчетное количество приготовленного рабочего раствора соляной кислоты. При этом объем первой порции кислоты рассчитывают так, чтобы она заполнила трубы и кольцевое пространство от башмака до кровли пласта. После этого закрывают кран на отводе затрубного пространства и под давлением закачивают в скважину остатки кислотного раствора. Кислота начинает проникать в пласт. Оставшуюся в трубах и в фильтровой части скважины кислоту продавливают в пласт нефтью или водой.
После продавливания кислоты в пласт скважину оставляют на выдержку.
После выдержки скважина промывается и пускается в работу.
Показываю чертеж Схема процесса СКО

Передвижные насосные установки необходимо располагать согласно утвержденной схемы на расстоянии не менее 10м от устья, расстояние между ними должно быть не менее 1м. Другие установки для выполнения работ должны размещаться на расстоянии не менее 25м от устья скважины. Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважины.
Закачка раствора кислоты производится на минимальной скорости. При этом происходит одновременное растворение карбонатного и глинистого цементов в пласте. Время реакции в пласте ограничивается 6-8 минутами т.к. после основной реакции может продолжаться реакция с продуктами реакции которые образуют водонерастворимые продукты, блокирующие продуктивную зону пласта.
Показываю чертеж Схема обвязки оборудования при СКО

Агрегат СИН-32 предназначен для транспортирования ингибированной соляной кислоты и нагнетания в скважины жидких сред при соляно-кислотной обработке призабойной зоны скважин. Агрегат СИН-32 имеет оптимальное расположение органов управления, сниженный вес элементов манифольда, что облегчает работу обслуживающего персонала и повышает эксплуатационные качества установки. Управление и контроль работы установки осуществляется из кабины водителя. Емкость установки имеет внутреннее химостойкое покрытие, что обеспечивает долговременную защиту от воздействия кислот, а также позволяет проводить промывку горячей водой или паром.
Показываю чертеж Кислотный агрегат

В результате применения технологии проведения СКО произошло увеличение дебита скважины на 14 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 3701 тонну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 1566,78 руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономической целесообразности технологии проведения СКО.
Показываю чертеж Технико-экономические показатели
Вопрос 1. Порядок приготовления кислотного раствора?
В емкость залить воду.
Залить расчетное количество уксусной кислоты
Залить расчетное количество ингибитора
Залить расчетное количество соляной кислоты
Только после этого залить расчетный объем плавиковой кислоты
Долить оставшуюся часть расчетного объема воды.

Вопрос 2. Что такое ингибиторы?
Вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование, с помощью которого кислоту транспортируют, перекачивают и хранят. Ингибиторы добавляются в количестве не более 1% от объема кислоты.

Вопрос 3. Время выдержки кислоты на забое?
Время выдерживания кислоты в пласте зависит от многих факторов и для различных условий различно. Для Нижней Волги рекомендуется время реагирования при скоростной обработке 1 ч., а для обычной – 4 ч.

Вопрос 4. Как устанавливают агрегаты при кислотной обработке?
Кислотные агрегаты необходимо располагать на расстоянии не менее 10м от устья скважины, расстояние между ними должно быть не менее 1м. Другие установки для выполнения работ должны размещаться на расстоянии не менее 25м от устья скважины. Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважины.
ВВЕДЕНИЕ

Объект изучения данного проекта – нефтяное Демьяновское месторож-дение, которое расположено на территории Жирновского района Волго-градской области.
Демьяновское месторождение открыто и введено в разработку в 1990 г. Промышленно нефтеносными являются отложения евлановско-ливенского горизонта.
Нефтяная залежь евлановско-ливенского горизонта приурочена к кар-бонатным коллекторам. Литологически продуктивный пласт представлен чи-стыми от глинистого материала реликтово-органогенно-обломочными, ре-ликтово-биогермными доломитами светло-серыми до белого, прослоями се-рыми и бурыми, мелко-, крупнозернистыми с минеральными трещинами, ка-вернозными. Размеры каверн доходят до 2-3 мм, образованные органиче-скими остатками. Значительная роль в формировании фильтрационно-емкостных свойств коллекторов принадлежит постседиментационным про-цессам растворения и выщелачивания породообразующего материала. Ем-костное пространство имеет сложное строение и определяется различным со-четанием пор, каверн и трещин.
Разработкой и эксплуатацией нефтяного месторождения называется осуществление научно -обоснованного процесса извлечение из недр содер-жащихся в них углеводородов и сопутствующих им полезных ископаемых. Этот процесс включает в себя разбуривание месторождения и выработку за-пасов нефти и газа.
Основным в разработке месторождения является выбор оптимальной системы разработки и технологии эксплуатации месторождения. Система разработки нефтяного месторождения – это совокупность взаимосвязанных решений, определяющих объект, последовательность и темп разбуривания и обустройства, наличия воздействия на пласт, число и расположение добы-вающих и нагнетательных скважин, управление разработкой, охрана недр и окружающей среды.
Рассмотрены критерии, влияющие на оптимизацию процесса разра-ботки данного участка. Такие как:
технологические - обеспечивающие максимально текущие уровня до-бычи нефти, максимальных коэффициент охвата;
экономические - обеспечение капитальных минимальных вложений, минимальной себестоимости.

5.2 Выводы и предложения

Экономическая эффективность внедрения мероприятий научно – технического прогресса определяется как превышение стоимости оценки результатов над затратами по внедрению данного мероприятия.
В результате применения технологии проведения СКО произошло увеличение дебита скважины на 14 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 3701 тонну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 1566,78 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – годовую экономию от проведения СКО в сумме 12,3млн. руб. Фактическая сумма прибыли составила 32,6млн. руб. и превысила сумму прибыли получаемую до внедрения мероприятия на 21,9млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти и в результате внедрения мероприятия она выросла 4933,22а на руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономической целесообразности технологии проведения СКО.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Кислотное воздействие на терригенные коллектора с целью увеличения производительности скважин получает широкое распространение. Воздействие на пласт проводится растворами соляной и плавиковой кислот. Эти кислоты сложны и опасны при транспортировке, хранении и приготовлении растворов. В качестве заменителя плавиковой кислоты был изучен и опробован на скважинах и керновом материале бифторид аммония, котрый менее опасен в обращении, сравнительно дешев, хотя также требует мер защиты.
Бифторид аммония для обработки призабойной зоны пласта всех групп скважин может применяться в двух вариантах: 1 - в растворе ПАВ, 2 - в растворе с соляной кислотой.
В первом варианте применение бифторида аммония предлагается для очистки призабойной зоны пласта от загрязнения глинистым раствором при бурении скважин.
Во втором варианте рекомендуется применять при обработке призабойной зоны пласта с целью увеличения продуктивности эксплуатационных и приемистости нагнетательных скважин.
При закачке соляной кислоты в пласт с высокой пластовой температурой кислота моментально реагирует с карбонатным цементом. Чтобы закачать в отдаленную часть призабойной зоны пласта активную кислоту, рабочий раствор соляной кислоты следует закачивать на максимальной скорости работы агрегатов. Соляная кислота реагирует с карбонатным цементом и выщелачивает его из пористой среды призабойной зоны. Раствор в пласте выдерживается 6 – 8 часов. На скважине, предназначенной для закачки соляной кислоты, проводят специальные геолого-технические мероприятия по подготовке забоя скважины и оснащению соответствующей запорно-регулирующей арматурой и приборами. После окончания подготовительных работ по самой скважине проводят подготовительные работы по расстановке техники и оборудования для закачки соляной кислоты с бифторидом аммония. Оборудование и механизмы собираются по утвержденной схеме. Размещение агрегатов и оборудования должно быть в радиусе не менее 30 м от устья скважины. Спецтехнику устанавливают с наветренной стороны с противоположным расположением переднего буфера от устья скважины на расстоянии не менее 15 м. При этом необходимо учитывать и то обстоятельство, чтобы технологическое оборудование и спецтехника не находились под действующей линией электропередач.
Для повышения эффективности проведения кислотных обработок необходимо шире внедрять бифторид аммония.
В результате проведенного комплекса теоретических, экспериментальных и промысловых исследований всесторонне изучены особенности применения кислотного воздействия в различных геолого-промысловых условиях, исходящие из его физической природы и влияния упругих колебаний на многообразие проистекающих в продуктивном пласте явлений. Получены обоснованные критерии эффективности воздействия для повышения производительности и реанимации скважин. Разработан ряд новых технологий и скважинных технических средств, которые успешно внедряются в различных нефтепромысловых регионах России и других стран.
Использование разработанных на основе накопленного опытно-промыслового материала прогнозных моделей позволяет в рамках системного подхода к организации работ существенным образом повышать эффективность и рентабельность обработок скважин. Имеются дальнейшие перспективы использования метода кислотной обработки и его дальнейшего развития, такие как применение комплексного подхода к выбору и организации работ на участках - очагах нагнетательных скважин, осуществление длительных режимов кислотного воздействия в ходе разработки с применением нагнетательных и добывающих скважин, усовершенствование и рациональное использование кислотного воздействия на пласты с целью увеличения нефтеотдачи и др.