Соляно-кислотные обработки скважин. Диплом Праведный. Дебит скважины зависит от проницаемости продуктивного пласта (главным образом его пзп), которая всегда меняется в процессе эксплуатации скважины

• Название: Дебит скважины зависит от проницаемости продуктивного пласта (главным образом его пзп), которая всегда меняется в процессе эксплуатации скважины
• Анкор: Соляно-кислотные обработки скважин
• Дата: 15.11.2022
• Размер: 440.13 Kb.
• Имя файла: Диплом Праведный .docx
• Тип: Документы; #789992
• страница: 1 из 6

ВВЕДЕНИЕ

Кислотная обработка скважин - эффективный метод очистки продуктивного пласта от продуктов загрязнения, попавших или образовавшихся в призабойной зоне в процессе бурения, цементажа обсадной колонны или при эксплуатации скважины.

Дебит скважины зависит от проницаемости продуктивного пласта (главным образом его ПЗП), которая всегда меняется в процессе эксплуатации скважины. Коллекторские свойства неизбежно ухудшаются вследствие набухания глин, выпадения солей из пластовых вод, образования стойких эмульсий, отложения смол, парафинов и продуктов коррозии в фильтровой части ствола, гидратации пород, размножения сульфатвосстанавливающих бактерий и глушении скважин перед ремонтом.

Методы восстановления, а порой и улучшения фильтрационных характеристик коллектора в ПЗП приобретают особое значение. Кроме того, поглотительная способность нефтяной скважины повышается после обработки ПЗП кислотными растворами, т.к. раскрываются поры и трещины закрытые отложившимися солями и парафинами.

Существует много технологических вариантов проведения кислотной обработки: начиная от небольших кислотных ванн и до объемных кислотных обработок с использованием кислотных оторочек. Современные кислотные композиции, кроме собственно соляной или глино - кислоты, содержат компоненты, выполняющие различные функции, в том числе добавки ПАВ, обеспечивающих более полное удаление из пласта отработанной кислоты и продуктов реакции. При контакте кислоты и нефти происходит образование стойких нефтяных эмульсий, негативно влияющих на проницаемость ПЗП, а значит, и эффективность кислотной стимуляции. Это могут быть как природные соединения, находящиеся в нефти, так и соединения техногенного характера, и, в первую очередь, ингибиторы кислотной коррозии. Отсюда, в частности, вытекает задача правильного составления кислотной композиции для эффективной обработки пласта.

Существует несколько методов кислотного воздействия на ПЗП, которые основаны на способности некоторых кислот растворять горные породы или цементирующий материал. Применение таких кислот связано с:

1. 
   обработкой ПЗС в залежах с карбонатными коллекторами;
   
2. 
   обработкой ПЗС в залежах с терригенными коллекторами;
   
3. 
   растворением глинистых или цементных частиц, попавших в ПЗС в процессе бурения и цементирования скважины;
   
4. 
   растворением выпавших в призабойной зоне скважины солей и парафина.
   

При эксплуатации скважин из - за отложений солей и парафинов выходит из строя погружное оборудование и происходит засорение призабойной зоны, что приводит к снижению нефтеотдачи скважин. Поэтому данная тема является актуальной сейчас, и будет актуальной в будущем.

Цель работы заключается в оценке технологической эффективности от воздействия солянокислотной обработки призабойной зоны скважины.

Задачи работы:

• 
  Рассказать про месторождение Хасырей;
  
• 
  Показать целесообразность применения различных способов солянокислотных обработок;
  
• 
  Произвести расчет экономических показателей применения химического реагента для проведения СКО.
  

Объектом исследования является месторождение Хасырей, предметом являются эксплуатируемые скважины, на которых проводятся операции по увеличению нефтеотдачи.

Практическая значимость работы состоит в том, что результаты работы можно использовать на месторождениях, для проведения СКО на скважинах.

1. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ХАСЫРЕЙСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ВАЛА ГАМБУРЦЕВА
1.1 Общие сведения о месторождении
Хасырейское месторождение расположено за полярным кругом на территории Ненецкого автономного округа и удалено от окружного центра г. Нарьян-Мара в восточном направлении на расстоянии 315 км. В географическом отношении приурочено к Большеземельской тундре северо-восточной части Европейского севера (См. ПРИЛОЖЕНИЕ А).
1.2 Основные этапы геолого - разведочных работ

С целью изучения геологического строения рассматриваемой территории, начиная с 1959 г. и вплоть до 2004 г., проводились аэромагнитные съемки, гравиметрические съемки, электроразведочные исследования различными методами и сейсморазведочные работы.

В результате аэромагнитной съёмки установлены общие закономерности изменения магнитного поля, проведено районирование Тимано-Печорской провинции и составлена схема основных структурообразующих элементов.

Проведенная в 1976-1980 гг. крупномасштабная аэромагнитная съемка позволила уточнить строение отдельных региональных структур (вал Гамбурцева, вал Сорокина, Варандей-Адзьвинская и Мореюская депрессии) и протрассировать разрывные нарушения, ограничивающие эти зоны.

В период с 1967 по 1975 гг. проведены поисково-рекогносцировочные исследования и поисково-детальные работы с целью поиска локальных антиклинальных структур и подготовки их к глубокому бурению по отражающим горизонтам в верхнем и среднем палеозое. В результате этих работ в пределах вала Гамбурцева были выявлены Нядейюская, Хасырейская и Черпаюская локальные.

В 1986-1990 гг. проведены детализационные сейсморазведочные работы методом общей глубинной точки (МОГТ) с целью уточнения структурных планов продуктивных горизонтов, оптимального размещения разведочных скважин в пределах открытых к тому времени Нядейюского, Хасырейского и Черпаюского месторождений и подготовки к глубокому бурению автохтонной части разреза Черпаю-Хасырейской структуры.

В 2002 году осуществлена новая интерпретация геолого-геофизических данных в пределах вала Гамбурцева. Построены структурные карты по отражающим горизонтам IIId(D₃dm), III1-3(D₃tm-sr), III1(D₁sk), III-IV(D₁op), V(O₃).

Детализационные 3Д сейсморазведочные работы МОГТ впервые были выполнены в 2002-2003 гг. в объеме 43,43 км² в северной части Хасырейского месторождения.

В 2004 г. в результате неудачного эксплуатационного бурения скважин 5 103, 5 105, 5 106, 5 109, 5 110, не вскрывших продуктивную часть разреза Хасырейского месторождения, проведена новая интерпретация материалов сейсморазведки 2Д, 3Д в рамках работ по созданию постоянно-действующих моделей вала Гамбурцева.
1.3 Тектоника
Хасырейское месторождение приурочено к одноименному локальному поднятию, являющемуся частью вала Гамбурцева. Находится в центральной части Варандей-Адзьвинской структурной зоны, заключенной между грядой Чернышева, Коротаихинской впадиной и Большеземельным сводом. Зона ограничивается валами-горстами: с запада – валом Сорокина, с юго-востока – Хоседаюским и с северо-востока – Медынско-Сарембойским. Вал Гамбурцева, также горстообразного происхождения, располагаясь меридионально в центральной части зоны, делит ее на две части: с запада находится Мореюская, а с востока Верхнеадзьявинская депрессия.

В целом вал Гамбурцева представляет собой взбросо-надвиговую структуру в зоне глубинных разломов. Вал – это серия кулисообразно расположенных чрезвычайно узких складок с относительно плоскими сводовыми частями, ограниченными нарушениями с обеих сторон - с запада и востока.

Хасырейская структура имеет два локальных куполовидных осложнения, между которыми находится прогиб с амплитудой 150 м. За пределами ниже взброса поверхность основного опорного горизонта круто падает на восток до глубины 3 600 м, а на запад породы погружаются до глубины 4 000 м. Складки построены довольно сложно.

На разных глубинах могут проявляться и другие куполовидные осложнения, обусловленные сложной разломной структурой. Однако вдоль оси складок строение их довольно простое.
1.4 Стратиграфия
В пределах Хасырейского месторождения вскрыт разрез от четвертичных до нижне-силурских отложений.

Нижний отдел силура (S₁) – ярусы ландоверский (S₁l) (горизонт филиппъельский) и венлокский. Ландоверский и венлокский ярусы, представленные карбонатами, перекрываются верхнесилурийскими терригенно-карбонатными породами, доломиты участками интенсивно трещиноватые.

Верхний отдел силура (S₂) – ярусы лудловский (S₂ld) и пржидольский (S₂p), представленные известняками с прослоями аргиллитов и доломитов, имеют очень сложное строение, как по разрезу, так и по площади. Суммарные отложения составляют 570 м.

Девонская система (D) представлена нижним (D₁) и верхним (D₃) отделами. Нижний отдел снизу вверх сложен последовательно известковой и доломитовой (Dop), глинисто-доломитовой и ангидрито-доломитовой (Dsk) пачками, толщина которых достигает около 200 м, далее на брекчиевом слое (D1-D3) залегает франско-фаменский ярус, составляющий по толщине около 600 м.

Каменноугольная система (С) представлена нижним (C₁) отделом. Нижний отдел сложен снизу вверх турнейским (C₁t), визейским (C₁v) и серпуховским (C₁s) ярусами, суммарная вскрытая толщина которых может достигать 600 м.

Пермская система (Р) представлена известняками и алевритов-глинисто-карбонатными породами. Толщина около 120 м.

Отложения юрской системы (J) представлены чередованием песчаников, алевролитов и глин. Толщина около 300 м.

Меловая система (К) – это песчаники, глины с прослоями песков и алевролитов. Толщина до 120 м.

Отложения четвертичной системы (Q) распространены повсеместно и представлены песками, глинами с включениями гравия и гальки. Толщина составляет от 130 м до 150 м.
1.5 Нефтегазоносность
В пределах Хасырейского месторождений выделяются следующие нефтегазоносные комплексы (НГК): среднеордовикско-нижнедевонский карбонатный, доманиково-турнейский карбонатный, средневизейско-нижнепермский карбонатный и юрско-меловой терригенный. Нижнепермско-триасовый терригенный НГК практически везде размыт и, соответственно, отсутствует. Среднедевонско-франский имеется в неполном объеме, т.к. в разрезе нет среднедевонских отложений.

Среднеордовикско-нижнедевонский НГК. Силурийские отложения нижнего отдела вскрыты в скважине 1п, в интервалах 3 824 - 3 790 м и 3 675 - 3 667 м получены небольшие притоки (0,3-0,8 м³/сут) минерализованной воды.

Верхний отдел силурийских отложений вскрыт всеми разведочными и поисковыми скважинами. По результатам опробования получены дебиты нефти в диапазоне 2,5 м³/сут до 145 м³/сут, в некоторых скважинах из исследуемого интервала получен приток минерализованной воды.

Характеристика толщин и неоднородности продуктивного пласта приведена в таблице Б.1 ПРИЛОЖЕНИЯ Б.

В нижней части доломитовой пачки по данным опробования получены дебиты нефти от 5,0 м³/сут.

Средняя часть доломитовых отложений по данным испытаний гораздо продуктивнее нижней пачки. Дебиты нефти меняются в очень широком диапазоне – от 0,6 м³/сут до 203,2 м³/сут.

Верхняя часть доломитовой пачки по результатам испытаний является самой продуктивной по всему разрезу Хасырейского месторождения. Средний дебит нефти составляет 80-120 м³/сут.

В результате проведенных исследований в пределах палеозойских отложений Хасырейского месторождения была выделена одна массивная залежь нефти, включающая карбонатные породы верхнесилурийского и нижнедевонского возраста.

По данным замеров пластового давления в пласте D₁ и результатов опробований в S₂gr получено одинаковое снижение пластового давления, что также подтверждает гидродинамическую связь.

Стоит отметить, что выделяемая глинистая пачка общей толщиной порядка 30 м на границе силурийской и девонской систем, в силу сложного тектонического строения и как следствие повышенной трещиноватости пород не является флюидоупором. В настоящее время разрабатываются только нижнедевонские отложения. Поэтому характеристики по залежи для верхнесилурийских и нижнедевонских пород приведены раздельно в
таблице 1.1.
Таблица 1.1 - Характеристика залежей нефти на Хасырейском месторождении

Залежь	Тип залежи	Размеры, км	Высота, м	ВНК, м	Эффективная нефтенасыщенная толщина, м
D1	Массивная тектонически экранированная	27·2,2	650	-2433	37,9
S2gr		21,9·1,2	350	-2433	11,9

Начальная пластовая температура – 42 ºС, тип залежи - массивная тектонически экранированная, начальное пластовое давление – 25 МПа, газовый фактор – 117 м³/т.

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов приведена в таблице Б.2 ПРИЛОЖЕНИЯ Б.

Продуктивные нижнедевонские отложения (D₁) залегают на глубинах с абсолютными отметками от -1 751 до -2 707 м. Общая толщина этих отложений изменяется в пределах от 226,6 до 649,6 метров. Нефтенасыщенные толщины по скважинам меняются в диапазоне 4,7 – 121,0 м, в среднем составляя по месторождению 37,9 м.

Общая пористость меняется в пределах 5 % – 18 %. В среднем по залежи общая пористость составляет 7 %, коэффициент нефтенасыщенности - 0,79 доли ед.

Продуктивные верхнесилурийские отложения (S₂) залегают на глубинах с абсолютными отметками от -2 028 до -3 181 м. Общая толщина этих отложений изменяется в пределах от 11,1 до 258,9 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины достигают 29,3 м, в среднем составляя по месторождению 12 м. Общая пористость меняется в пределах от 5,0 % до 18 %. В среднем по месторождению общая пористость составляет 8,0 %. Средний коэффициент нефтенасыщенности - 0,84 доли ед.

ВНК принят на абсолютной отметке -2 433 м, также как и для нижнедевонской залежи, по результатам испытания скважине 5 031 в открытом стволе (КИИ-3-95), где из интервала 2 600-2 690 м получен приток нефти дебитом 40,4 м³/сут. ВНК принят условно по последнему коллектору в скважине 5 031, выделяемому по данным ГИС.
1.6 Свойства и состав пластовых флюидов
Изучение физических свойств пластовых нефтей на образцах глубинных проб проводилось методами однократного (стандартного) и дифференциального (ступенчатого) разгазирования.

Диапазон изменения и средние значения основных свойств пластовых флюидов представлены в таблице Б.3 ПРИЛОЖЕНИЯ Б. Хасырейское месторождение представляет собой наклонно-залегающую структуру, что приводит к гравитационной сегрегации нефти по разрезу. Поэтому при определении свойств нефти, используемых для подсчета запасов и проектирования разработки, необходимо учитывать изменение свойств нефти в зависимости от глубины. В качестве рекомендуемых для разработки в таблице Б.3 ПРИЛОЖЕНИЯ Б представлены свойства нефти, приведенные к глубине 2 200 м.

Как видно из таблицы Б.3 ПРИЛОЖЕНИЯ Б, нефть в условиях пласта несколько недонасыщена газом, характеризуется большим газосодержанием. По значению вязкости в пластовых условиях нефть классифицируется как маловязкая.

Компонентный состав пластовой и разгазированной нефти, а также нефтяного газа определялся методом газожидкостной хроматографии. В пробах из скважины 2п (интервал опробования 2 185-2 200 м) и скважины 32п (интервал опробования 2 140-2 224 м) в составе пластовой нефти обнаружен сероводород в количестве 0,03 % и 0,20 % соответственно.

Нефтяной газ жирный: коэффициент жирности составляет 41,4. По значению плотности при стандартном разгазировании нефть является средней, это видно из таблицы Б.4 ПРИЛОЖЕНИЯ Б.

Поверхностные пробы разгазированной нефти отбирались с устья скважин. На основании данных по физико-химическим свойствам и фракционному составу разгазированной нефти, представленных в сводной таблице Б.5 ПРИЛОЖЕНИЯ Б, можно заключить, что в соответствии с технологической классификацией нефть пласта является сернистой, высокопарафинистой, малосмолистой. В связи с высоким содержанием парафина нефть имеет повышенную температуру застывания - около 21 ºС. Этим же обстоятельством объясняется аномально высокая вязкость нефти при 20 ºС (65,8 мм²/с). Выход фракций при разгонке до температуры кипения 350 ºС составляет около 50 % объемных.

По товарным свойствам нефть Хасырейского месторождения пригодна для получения осветительного керосина. Дизельные фракции характеризуются высоким цетановым числом и пригодны для получения летнего и зимнего дизельного топлива.

2. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ПРОВЕДЕНИИ СОЛЯНОКИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК

Из-за того, что на месторождениях Республики Коми пласты переживают последнюю стадию разработки, то есть снижение пластового давления, низкая подача и проницаемость, операции по увеличению проницаемости просто необходимы. Именно к таким операциям и относятся солянокислотные обработки.