1549

Выбор оптимального кислотного состава для стимуляции скважин в карбонатных коллекторах-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов н

ID: 185297
Дата закачки: 10 Ноября 2017
Продавец: nakonechnyy.1992@list.ru (Напишите, если есть вопросы)
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: Microsoft PowerPoint, Microsoft Word

Описание:
Выбор оптимального кислотного состава для стимуляции скважин в карбонатных коллекторах-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Доклад

Основная причина низкой продуктивности скважин наряду с плохой естественной проницаемостью пласта и некачественной перфорацией – снижение проницаемости призабойной зоны пласта.
Кислотная стимуляция скважин является основным ме¬тодом интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов. Обычно для этого применяют составы на основе соляной кислоты. Подобные обработки обеспечивают восстановление проницаемости и стимуляцию пласта за счет образования новых высокопроводящих поровых каналов (червоточин) . Эффективность данного метода зависит в первую очередь от глубины проникновения соляной кислоты в пласт и полноты растворения породы коллектора в кислот¬ном растворе.
При выборе кислотного состава следует, во-первых, ознакомиться с тех-нической документацией на предлагаемый кислотный состав и установить его соответствие условиям объекта обработки; во-вторых, провести физико-химические исследования по из¬учению его совместимости с пластовыми флюидами и опреде-лению скорости растворения образцов карбонатной породы. Только после этого кислотный состав может быть реко¬мендован к применению с соответствующим дизайном, учи¬тывающим его активность, результаты физического модели¬рования процесса кислотной обработки на керне (изменение фильтрационных свойств и минералогического состава поро¬ды-коллектора).
Для повышения эффективности обработок примененяют вязкоупругую самоотклоняющуюся кислоту.
Она применяется для полного охвата многозонных карбонатных коллекторов при кислотных обработках.
Преимущества:
- Самоотклоняющаяся кислотная система;
- Работает как в качестве самостоятельной технологической жидкости, так и в сочетании с другими системами;
- Улучшенный зональный охват;
- Отсутствует остаточное загрязнение коллектора;
- Однокомпонентная система для упрощения обработки;
- Легкое извлечение флюид и очистка скважины.

Показываю чертеж Схема процесса 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.
Показываю чертеж Кислотный агрегат

Перед обработкой скважина оборудуется фонтанной арматурой.
Показываю чертеж Фонтанная арматура



В результате выбора оптимального кислотного состава для проведения СКО произошло увеличение дебита скважины на 5,3 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 1709 тонн.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 242593 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – годовую экономию от применения в сумме 6,71 млн. руб. Фактическая сумма прибыли составила 10,27 млн. руб. и превысила сумму прибыли получаемую до внедрения мероприятия на 8,91 млн. руб.
Показываю чертеж Технико-экономические показатели

Вопрос 1. Что такое ингибиторы и требования к ним?
Ингибиторы - вещества, замедляющие скорость коррозии металлов.
Ингибиторам коррозии предъявляются следующие требования:
• снижение скорости коррозии металла в 25 раз и более при малых концентрациях и невысокой стоимости;
• хорошая растворимость в используемых кислотах;
• невозможность выпадения в осадок после взаимодействия кислоты с карбонатами;
• невозможность образования осадков с продуктами реакции кислоты.

Вопрос 2. Как готовится кислотный раствор?
В кислотный агрегат заливается чистая техническая вода. Затем соляная кислота перекачивается агрегатом тонкой струей в емкость с водой.
В приготовленный раствор кислоты заливается требуемое количество ингибитора, ПАВ и стабилизатора.

Вопрос 3. Какова концентрация кислоты для обработок?
Оптимальная концентрация соляной кислоты в растворе при¬нимается равной 10—16%.
Применение кислоты с низкой концентрацией (менее 10%) вызывает необходимость нагнетать в пласт большое количество воды, в результате чего может осложниться процесс освоения скважин после кислотной обработки. Применение кислоты с вы¬сокой концентрацией (более 16%) также нежелательно, так как это приводит к сильной коррозии и выпадению осадков.

Вопрос 4. Что такое глинокислота?
Глинокислотой называют смесь соляной и плавиковой кислот.
Назначение глинокислоты – взаимодействие на песчаники или песчано-глинистые породы, а также на глинистую корку.
ВВЕДЕНИЕ

В течение последних лет повышается интерес специа¬листов нефтяной и газовой отраслей к практическому ис¬пользованию новых высокоэффектив-ных и рентабельных технологий, обеспечивающих стабильное поддержание, а также прирост добычи нефти в сложных геолого-промысловых условиях.
Ввод новых месторождений в эксплуатацию не может обеспечить в настоящее время восполнение извлекаемых запасов и компенсировать теку-щее падение добычи нефти на эксплуатируемых месторождениях, и к тому же вводи¬мые в разработку залежи, как правило, представлены низ-копродуктивными, высоконеоднородными и слабопроница¬емыми коллекто-рами, а запасы нефти в них относятся к категории трудноизвлекаемых. Сего-дня основной объем добычи нефти приходится на месторождения, введенные в эксплуатацию к 80-м годам прошлого столетия, где в про¬шлые годы наблюдался неоправданно интенсивный отбор нефти, что привело к наруше-нию оптимальных режимов эксплуатации, высокому обводнению добывае-мой продук¬ции, существенному загрязнению призабойных зон нагне-тательных скважин и даже пластов из-за недопустимо низ¬кого качества большого объема закачиваемой в скважины воды.
Осложнения эксплуатации месторождений связаны с работой как до-бывающих, так и нагнетательных скважин.
Во-первых, это затруднения, часто просто невозмож¬ность освоения скважин после бурения или ремонта, свя¬занные со сложными физико-геологическими характери¬стиками месторождений, например с низкой про-ницаемо¬стью и неоднородностью коллекторов, большой глубиной залегания продуктивных пластов и др. Как показывает опыт последних лет, весьма су-щественные трудности возникают при освоении горизонтальных скважин, а так же наклонных стволов, пробуренных из действующих вертикальных скважин.
Во-вторых, это существенное падение, часто полное прекращение от-бора нефти из добывающих скважин или закачки воды в нагнетательные скважины, связанное с накоплением загрязнителей на основных фильтраци-он¬ных полях и ухудшением фильтрационных характеристик призабойных зон скважин в процессе эксплуатации. Сюда же следует отнести сложности обеспечения закачки воды при переводе скважин из фонда добывающих в нагнета¬тельные.
В-третьих, это высокая обводненность добываемой из скважин продук-ции, часто обусловленная лишь прорывом воды по высокопроницаемому интервалу пласта или пропластку, но приводящая к остановке скважин из-за нерен¬табельности их дальнейшей эксплуатации.
В результате практически во всех нефтяных регионах страны суще-ствует весьма значительный фонд бездей¬ствующих скважин. Если учесть, что стоимость восста¬новления - реанимации бездействующих, аварийных сква-жин во много раз меньше объема капитальных вло¬жений на бурение новых скважин с эквивалентной добы¬чей нефти, то ввод последних в эксплуатацию оказал бы более чем заметное влияние на показатели эффективно¬сти работы нефтяной отрасли.
Основная причина низкой продуктивности скважин наряду с плохой естественной проницаемостью пласта и некачественной перфорацией – сни-жение проницаемости призабойной зоны пласта.
Призабойной зоной пласта называется область пласта вокруг ствола скважины, подверженная наиболее интенсивному воздействию различных процессов, сопровождающих строительство скважины и ее последующую эксплуатацию и нарушающих первоначальное равновесное механическое и физико-химическое состояние пласта.
Существующие традиционные методы и технологии восстановления производительности скважин не обла¬дают достаточной как технологической, так и экономиче¬ской эффективностью, и зачастую их применение на промыс-лах безрезультатно, несмотря на значительные усилия и затраты. Кроме то-го, применение многих из них приводит к необратимым эффектам последей-ствия, ис¬ключающим последующее использование других, более перспектив-ных методов, которые могли бы появиться в будущем. Но что особенно важ-но - при этом также нано¬сится ущерб экологическому равновесию природ-ной сре¬ды.
Кислотное воздействие на терригенные коллектора с целью увели-чения 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, который менее опасен в обращении, сравнительно дешев, хотя также требует мер защиты.
Назначение соляной кислоты HCl - растворение карбонатных по-род (известняков и доломитов, слагающих продуктивные отложения), карбонатных породообразующих минералов, а также привнесенных в пласт загрязняющих частиц.
Одним из наиболее часто применяемых методов по повышению про-дуктивности скважин является солянокислотная обработка.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Состояние разработки месторождения

Бешкульское месторождение введено в пробную эксплуатацию в 1983 году, в промышленную разработку - в 1986 году.
В 1985 году составлена технологическая схема разработки месторож-дения со следующими основными технологическими показателями:
• проектная (максимальная) добыча нефти 60.3 тыс.т (1986 г.), добыча в 1995-1998 г.г. соответственно 23.7,17.9,12.3 и 7.6 тыс.т;
• проектная (максимальная) добыча жидкости 82.5 тыс.т (1986 г.), до-быча в 1995-1998 г.г. соответственно 64.5, 60.1, 60.1 и 53.0 тыс.т;
• общий фонд добывающих скважин 9-7 ед., нагнетательных 2 ед.;
• разработка залежей с ГШД (заводнение) с объемами закачки по го-дам, соответственно, проектный (максимальный) 112,4 (1986 г.) и в период 1995-1998 г.г. -61.3 и 51.1,0 тыс.м3 в год;
• способ эксплуатации - глубиннонасосный.
Как видно из приведенных данных, технологической схемой |планировалось прекратить поддержание пластового давления с 1997 г. од-нако, о уточненным, в порядке авторского надзора, показателям разработки предложено продолжить закачку вод с целью ГШД, как это определялось в технологической схеме.
В процессе пробной эксплуатации залежи нефти I пласта байосского [руса (1983-1986 г.г.) годовая добыча нефти возросла с 13.8 тыс.т. в 1983 г. до 5.4 тыс.т. в 1984 г., затем резко снизилась до 0.7 тыс.т. в 1986 г. и затем залежь выбыла из разработки.
Годовой отбор жидкости при этом снизился с 15.4 тыс.т. в 1984 г. до 2.6. ыс.т. в 1986 г. Действовало на залежи всего две добывающие скв.2 и 17.
По залежи II пласта байосского яруса в процессе пробной эксплуата-ции вдовая добыча нефти возросла с 38.3 тыс.т. в 1983 г. до максимальной 75.6 тыс.т. в 1985 г., а затем стала резко снижаться из-за обводнения добы-вающих скважин продвигающимися контурными водами и сокращения об-щих отборов жидкости. На рассматриваемый период на месторождении экс-плуатировалось 10 скважин, одна из них (скв.30) выбыла из эксплуатации в 1985 г., другая (скв. 18) - в 1993 г. после обводнения, остальные скважины продолжают работать по настоящее время.
Поскольку в последние годы разработка залежи I пласта не ведется, то показатели разработки месторождения практически соответствуют показате-лям разработки II пласта.
В целом по месторождению годовые уровни отборов нефти в первые три года после ввода в пробную эксплуатацию интенсивно увеличивались: в 1983 -1985 г.г. соответственно составляли 52.1, 90.0 и 85.0 тыс.т., затем рез-ко снизились до 54.3 тыс.т. в 1986 г. и до 37.5-21.6 тыс.т. в 1990-1995 г.г. Причинами резкого снижения текущей добычи нефти явились: обводнение добывающих скважин (особенно приконтурных), выбытие из эксплуатации в 1986 г. из-за обводнения действующих добывающих скважин залежи I пласта байосского яруса.
По состоянию на 01.01.2011 накопленная добыча нефти составила 820,1 тыс.т. в (том числе I пласт- 59.2 тыс.т.), нефтяного газа 25,2 млн.м , по-путной воды 600 тыс.т., накопленная закачка воды 685 тыс.м3. Действуют де-вять добывающих и две нагнетательные скважины, продолжается поддержа-ние пластового давления с помощью заводнения.
В процессе пробной эксплуатации и промышленной разработки зале-жей обводненность продукции изменялась от 0.2% (первый год) до 49.4-41.1% в 2002-2005 г.г. Значение газового фактора практически не изменя-лось. Текущее пластовое давление снизилось незначительно (до 13.4 МПа), по сравнению с первоначальным (15.1 МПа), даже несмотря на приостановку закачки воды в пласт в 2004 г. в течение девяти месяцев из-за остановки ком-прессора при эрлифтной добыче воды в вододобывающих скважинах.
Фонтанирующие скважины (21) в результате роста обводненности продукции снижают дебит жидкости, нефти и их переводят на глубиннона-сосную эксплуатацию.
Снижение текущих годовых уровней отбора нефти из основной залежи второго пласта по сравнению с проектным уровнем до 2006 г. объясняется в основном более значительным (до 30%) по сравнению с проектным нижени-ем фактических уровней добычи жидкости из-за сокращения действующего фонда добывающих скважин в результате их полного обводнения и с отста-ванием перевода снизивших дебит скважин на механизированный способ до-бычи.
Из приведенных выше данных эксплуатации скважин и исследований пластовой нефти следует, что залежи нефти I и II пластов байосского яруса Бешкульского месторождения разрабатывались и разрабатываются при ак-тивном упруговодонапорном режиме.
Нефтеотдача основной залежи II пласта на упругом режиме (при сни-жении пластового давления с 15.1 до 13.4 МПа) в соответствии с расчетами составила бы 0.8% от утвержденных запасов (9.9 тыс.т.). Возможная сум-марная добыча нефти в конце разработки на этом режиме 43.4 тыс.т. Факти-чески добыто на начало 2006 г. 653.2 тыс.т., т.е. 643.3 тыс.т. или 96.5% от всей добычи извлечено из продуктивного пласта за счет энергии контурных вод.
Данная залежь характеризуется хорошими коллекторскими свойствами продуктивных пластов, высокой продуктивностью скважин, высокими тем-пами отборов и незначительным падением пластового давления по сравне-нию с первоначальным.





Комментарии: 5.2 Выводы и предложения

Экономическая эффективность внедрения мероприятий научно – тех-нического прогресса определяется как превышение стоимости оценки ре-зультатов над затратами по внедрению данного мероприятия.
В результате выбора оптимального кислотного состава для проведе-ния СКО произошло увеличение дебита скважины на 5,3 тонны. Рост де-бита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 1709 тонн.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 242593 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – го-довую экономию от применения в сумме 6,71 млн. руб. Фактическая сумма прибыли составила 10,27 млн. руб. и превысила сумму прибыли получае-мую до внедрения мероприятия на 8,91 млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти и в результате внедрения мероприятия она выросла на 2425,93 руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономиче-ской целесообразности выбора оптимального кислотного состава для про-ведения СКО в карбонатных коллекторах.






















ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1 К настоящему времени на месторождениях Астраханской области по-стоянно увеличивается доля добычи нефти из пластов карбонатного нефте-носного комплекса,. одновременно- происходит существенное падение доли добычи из терригенных пластов. Доля нефти, добываемая из карбонатных пластов верхнедевонско-турнейского нефтеносного комплекса, составила 61%, что превысило долю добываемой нефти из ТДНК (20%) и ТТНК (19%).
Значительные остаточные запасы нефти месторождений приурочены к залежам карбонатного верхнедевонско-турнейского нефтеносного комплек-са., Выработка карбонатных продуктивных горизонтов от извлекаемых за-пасов в среднем составила 56,3%, от геологических запасов отобрано в сред-нем 14%. На основе обобщения разработана классификация: литолого-коллекторских свойств пород по карбонатному нефтеносному комплексу ме-сторождений.
Анализ разработки карбонатных пластов позволил установить, что по настоящее время основным методом интенсификации притока нефти остают-ся различного вида солянокислотные обработки. Однако в связи с осложня-ющимися* условиями разработки залежей нефти в карбонатных пластах (рост обводненности) необходимо проведение двухстадийных обработок — осуществление водоизоляционных работ с последующим солянокислотным: воздействием. Наиболее эффективными оказались ГКО скважин.
2 Изучение основных показателей эксплуатации скважин до и после; ГКО позволило установить их эффективность. В результате выполненного статистического анализа результатов 257 успешных ГКО были получены за-висимости позволяющие оценивать эффективность ГКО скважин по дебиту и обводненности скважин до и после ГКО скважин с достоверностью аппрок-симации 71 — 79%. За все время проведения ГКО 22 обработки (7,9%) ока-зались мола эффективными. Использование полученных зависимостей при проведении ГКО для подобных геолого-промысловых условий позволит прогнозировать результаты планируемых обработок- скважин с достаточно высокой: точностью.
3 Проведен многофакторный регрессионный анализ результатов ГКО скважин. Получены математические: модели и построены частные зависимо-сти, позволяющие наиболее полно выявлять влияние геолого-физических и технологических параметров проведения ГКО на эффективность обработок скважин. В качестве независимых переменных использовались 14 геолого-технологических параметров/ проведения ГКО; в качестве функций отклика - 6 основных критериев эффективности ГКО скважин. Проведена интерпрета-ция результатов многофакторного регрессионного анализа; выявлены ос-новные группы факторов, наиболее влияющих на результаты эффективности ГКО.
4 Предложено совершенствование технологии закачки гелеобразую-щих реагентов в зависимости от приемистости скважины. Рекомендованы расчеты: определения объемов и концентраций реагентов для : образования качественной; гелевой системы и создания кислотного состава повышенной активности. После обобщения результатов проведения ГКО разработана ме-тодика, подбора оптимального соотношения количества гелеобразующих компонентов (гивпана и хлористого кальция).
5 В результате проведенных лабораторных исследований предложено применение ацеталей типа 4,4-диметил-1,3-диоксан, в качестве добавки 0,1- 0,5% в состав \' полимера для придания ему пластичных свойств и увеличения доли образующегося осадка после коагуляции в среднем на 8%, что, позво-лит достичь качественное перекрытие водопроводящих каналов. Для расши-рения границ применимости полимера «гивпан», снижения температуры кристаллизации до температуры -25 °0, предложено в состав гивпана добав-лять 10% хлористого натрия. Добавление в состав соляной кислоты 0,1 — 0,5% ДМД позволяет снизить поверхностное натяжение на границе нефть - раствор соляной кислоты в среднем на 60%, что обеспечит проникновение кислоты к поверхности породы. Применение вышерассмотреиных реагентов в качестве добавок в составы гивпана и соляной кислоты может существенно повысить общую эффективность гивпанокислотиого воздействия.
6 Предложена последовательность расчетов технологических парамет-ров закачки реагентов и проведения технологии ГТКО скважин. Разработана временная инструкция «Технология гивпано-термокислотной обработки скважин для интенсификации притока нефти из карбонатных трещиновато-пористых гидрофобизированных коллекторов с высокой обводненностью». По разработанной технологии ГТКО проведено 20 обработок высокообвод-ненных гидрофобизированных карбонатных коллекторов и получены ре-зультаты, подтвержденные справкой о внедрении: средняя дополнительная добыча нефти от обработок составила 222 т./обр.; среднее снижение попутно добываемой воды — 567 т./обр.; средняя продолжительность эффекта — 8,5 месяцев. По всем обработанным скважинам происходило увеличение дебита по нефти в среднем в 3,3 раза, снижение обводненности в среднем в 1,5 раза.


Размер файла: 4,7 Мбайт
Фаил: (.rar)

Скачать

Добавить в корзину

Занесено в корзину

        Коментариев: 0

Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них.
Опять не то? Мы можем помочь сделать!

Некоторые похожие работы:

К сожалению, точных предложений нет. Рекомендуем воспользоваться поиском по базе.