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

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 методом 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 кислотном 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 изучению его совместимости с пластовыми флюидами и опреде-лению скорости растворения образцов карбонатной породы. Только после этого кислотный состав может быть рекомендован к применению с соответствующим дизайном, учитывающим его активность, результаты физического моделирования процесса кислотной обработки на керне (изменение фильтрационных свойств и минералогического состава породы-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 принимается 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 высокой 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 специалистов нефтяной и газовой отраслей к практическому использованию 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 вводимые в разработку залежи, как правило, представлены низ-копродуктивными, высоконеоднородными и слабопроницаемыми 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 прошлые годы наблюдался неоправданно интенсивный отбор нефти, что привело к наруше-нию оптимальных режимов эксплуатации, высокому обводнению добывае-мой продукции, существенному загрязнению призабойных зон нагне-тательных скважин и даже пластов из-за недопустимо низкого 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 невозможность освоения скважин после бурения или ремонта, связанные со сложными физико-геологическими характеристиками месторождений, например с низкой про-ницаемостью 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-онных 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 нагнетательные.
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 нерентабельности их дальнейшей эксплуатации.
В результате практически во всех нефтяных регионах страны суще-ствует весьма значительный фонд бездействующих скважин. Если учесть, что стоимость восстановления - реанимации бездействующих, аварийных сква-жин во много раз меньше объема капитальных вложений на бурение новых скважин с эквивалентной добычей нефти, то ввод последних в эксплуатацию оказал бы более чем заметное влияние на показатели эффективности 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 обладают достаточной как технологической, так и экономической 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, исключающим последующее использование других, более перспектив-ных методов, которые могли бы появиться в будущем. Но что особенно важ-но - при этом также наносится ущерб экологическому равновесию природ-ной среды.
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.

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.