Курсовая работа_ПКРС_VI курс. Курсовая работа по дисциплине Подземный и капитальный ремонт скважин

• Название: Курсовая работа по дисциплине Подземный и капитальный ремонт скважин
• Дата: 24.03.2023
• Размер: 0.69 Mb.
• Имя файла: Курсовая работа_ПКРС_VI курс.doc
• Тип: Курсовая; #1011511

Ф едеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

Самарский Государственный Технический Университет

Нефтетехнологический факультет

Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений»

курсовая работа
по дисциплине «Подземный и капитальный ремонт скважин»
Вариант №2

Выполнил:	Студент: VI-ЗФ-8В спец.130503
	Бабицкий А.И.
Принял:	Заведующий кафедры РиЭНиГМ
	Кантария С.Н.
	«____» _____________2012г.
	_____________/_____________
	(оценка/роспись руководителя)

Самара 2012 г.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение 3

1. Геолого-физическая характеристика месторождения 5

1.1 Общие сведения о месторождении 5

1.2 Коллекторские свойства пласта Б₁ 6

1.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов 7

2. анализ состояния эксплуатационного фонда скважин

2.1 Анализ фонда действующих скважин 8

2.2 Анализ геолого-технических мероприятий 13

3. Описание технологий и видов подземного и капитального ремонта 16

4. КраткАЯ характеристикА применяемого оборудования и ловильного инструмента при переходе на другие горизонты и приобщение пластов 22

5. Расчет потребного количества реагентов для СКО 24

Выводы 28

Библиографический список 29
Введение

Причины, вызывающие необходимость проведение СКО и ГКО следующие. Снижение дебита по нефти и жидкости в первую очередь связанное с процессами кольматации, которые происходят в призабойной зоне пласта (ПЗП) на протяжении всего периода эксплуатации. Вследствие этого происходит снижение проницаемости ПЗП. Основными причинами снижения проницаемости ПЗП являются:

• 
  несовершенная технология бурения, цементирования и вторичного вскрытия продуктивных пластов, когда под воздействием репрессии задавливается значительное количество фильтрата бурового раствора, цемента и других технологических жидкостей;
  
• 
  глушение скважин некачественными технологическими жидкостями и рассолами;
  
• 
  выпадение в ПЗП твердых компонентов нефти, солей сложного химического состава;
  
• 
  засорение перфорационных отверстий и т. д.
  
• 
  в условиях недостаточной подготовки закачиваемой в пласт воды, в ПЗП нагнетательной скважины поступает значительное количество илистых и глинистых частиц (при закачке пресной воды) , остаточной нефти (при закачке подтоварной воды). В последнее время все меньше производится защита водоводов от процессов коррозии, благодаря чему закачиваемая в пласт вода насыщается окислами железа. В результате в ПЗП как в фильтре откладывается значительное количество загрязнителей.
  

Для удаления загрязнителей, очистки ПЗП и восстановления проницаемости применяется целый ряд обработок.

Производительность скважины, т.е. ее дебит, может быть увеличена за счет повышения проницаемости пород призабойной зоны. Для этого необходимо искусственно увеличить число и размеры каналов фильтрации, повысить трещиноватость пород, а также очистить стенки поровых каналов от грязи, смол, парафинов и т.д.

В этих условиях значительным резервом увеличения производительности скважин и нефтеотдачи пласта является разработка высокоэффективных вторичных и третичных методов добычи. Развиваются новые технологии, которые призваны обеспечить максимальное нефтеизвлечение, снизить себестоимость добычи нефти, повысить рентабельность и увеличить инвестиционные ресурсы нефтедобывающих компаний. К числу таких технологий относятся различные методы интенсификации притока нефти. Наиболее простой (и недорогой) способ - обработка кислотой.

Кислотная обработка скважины - солянокислотная, пенокислотная и грязекислоная обработка призабойной зоны пласта.

1. Геолого-физическая характеристика месторождения

1.1 Краткие сведения о месторождении

Верхозимское месторождение открыто в 1954 году. Залежи нефти установлены в пластах Б₀ тульского и Б₁, Б₂ бобриковского горизонтов. С 1957 года месторождение пребывало в консервации и введено в промышленную разработку в 1977 году.

Начальные геологические и извлекаемые запасы нефти согласно протоколу от 19.05.2006 г. составляют12872/ 4496 тыс. т. Принятый КИН равен 0,35.

Залежи нефти пластов Б₀, Б₁, Б₂ разрабатываются без поддержания пластового давления на естественном упруго-водонапорном режиме системой вертикальных добывающих скважин.

В административном отношении территория Верхозимского месторождения располагается в Кузнецком-Камешкирском районах Пензенской области в 35 км к югу от г.Кузнецка. Рядом с месторождением находится рабочий поселок Верхозим.

Через г. Кузнецк проходит железнодорожная магистраль Ряжск-Сызрань.

Район месторождения промыслово обустроен и экологически поддерживается в удовлетворительном состоянии благодаря закрытым нефтесборным сетям и иным сооружениям.

Район представляет собой слабопересеченную местность с незначительной сетью густых оврагов и балок, приуроченных к пойменной и надпойменной террасам реки Кадада.

Абсолютные отметки рельефа колеблются в пределах от плюс 190 до плюс 300 м с увеличением величины с юго-запада на северо-восток. Площадь месторождения разделена на две части рекой с нешироким, но сильно изменяющимся руслом, обширной поймой, затопляемой во время весенних паводков. В осенне-зимний период глубина реки не превышает 2 м, летом 0,5-1,0 м, весной достигает 4-6 м. Левобережье реки – безлесная равнина, а правый берег покрыт густым, смешанным и хвойным лесов.

В качестве источников водоснабжения используются грунтовые воды аллювиальных песков, слагающих надпойменные террасы реки.

Климат района умеренно континентальный, с жарким сухим летом с температурой до плюс 35°С и холодной снежной зимой с температурой минус 32°С.

Разработку месторождений осуществляет ОАО НГДУ «Пензанефть».
1.2 Коллекторские свойства пласта

Всего по месторождению пористость определялась на 107 образцах, проницаемость на 41 образце керна. В пределах выделенных продуктивных пластов выполнено 103 определений пористости и 41 определение проницаемости, из них 45 определений пористости и 16 проницаемости использовано для определения фильтрационно-емкостной характеристики коллекторов.

В целом изученность коллекторов продуктивных пластов по данным анализа керна достаточно низкая. Особенно это касается определений фильтрационных свойств коллекторов.

Пласт Б₀. По результатам геофизических исследований проницаемость в среднем по пласту равна 0,025 мкм², пористость – 0,188 доли ед., нефтенасыщенность – 0,611 доли ед.

Пласт Б₁. По результатам геофизических исследований проницаемость в среднем по пласту равна 1,012 мкм², пористость – 0,192 доли ед., нефтенасыщенность – 0,811 доли ед.

Пласт Б₂. По результатам геофизических исследований проницаемость в среднем по пласту равна 1,166 мкм², пористость – 0,204 доли ед., нефтенасыщенность – 0,725 доли ед.

1.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов

По результатам проведенных исследований и расчетов проб нефти 2004-2006 гг. плотность пластовой нефти составила 923 кг/м³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре равно 4,21 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти - 8,96 м³/т, динамическая вязкость пластовой нефти - 151,1 мПа*с.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти - 937 кг/м³, газосодержание - 8,79 м³/т, объемный коэффициент - 1,023, динамическая вязкость разгазированной нефти - 376.67 мПа*с.

Таким образом по результатам проведенных исследований и расчетов, нефть пластов Б₀, Б₁ и Б₂ по товарной характеристике относится к категории высокосернистых (массовое содержание 2,65%), смолистых (10,5%) и высокопарафинистых (10%). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300º - 20%.
2 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ФОНДА СКВАЖИН

2.1 Анализ фонда действующих скважин

На 01.01.2011 г. фонд добывающих скважин состоит из 37 скважин, из них действующих – 35. На месторождении 24 скважин оборудованы ШВН, 3 скважины - ШГН, 8 скважины – ЭЦН (рис 2.1). Большая часть скважины, оборудованные ЭЦН, эксплуатируют пласт Б_1.
Распределение действующего добывающего фонда скважин по способам эксплуатации


рис.2.1

Залежи нефти пластов Б₀, Б₁ и Б₂ тульского и бобриковского горизонтов разрабатываются без поддержания пластового давления на естественном упруго-водонапорном режиме системой вертикальных добывающих скважин.

Всего на месторождении на 01.01.2010 г. добыто 1341,2 тыс. т нефти. Накопленный отбор жидкости составляет 3123,1 тыс. т, при водонефтяном факторе – 3,76.

Анализ работы фонда скважин, оборудованных УЭЦН, Верхозимского месторождения представлен на рисунках 2.2-2.10
Распределение добывающих скважин по дебиту жидкости



рис.2.2

Как видно из рисунка, значительная часть скважин эксплуатируется с дебитами по жидкости до 100 т/сут., а также с дебитами более 200 т/сут.

Распределение добывающих скважин по дебиту нефти



рис.2.3

Распределение скважин по дебиту показывает, что основное количество скважин на месторождении работает с дебитом нефти от 10 до 25 т/сут (38 % фонда) и с дебитом выше 25 т/сут работают 16 % фонда добывающих скважин. Также 16% добывающих скважин работают с дебитами от 5 до 10 т/сут. С дебитом нефти менее 5 т/сут работает 30% добывающих скважин.

Распределение добывающих скважин по обводненности



рис.2.4

Из рисунка 2.4 видно, что большая часть скважин (78% фонда) эксплуатируется с обводненностью более 50%, так 24 % фонда эксплуатируется с обводненностью от 50 до 70 %, с обводненностью от70 % до 90% работают 38 % скважин. Обводненности более 90% достигли 16% фонда добывающих скважин. С обводненностью менее 50% работают 22% скважин.

Распределение добывающих скважин по накопленной добыче нефти



рис.2.5

Анализ накопленной добычи по скважинам за весь период разработки месторождения показывает, что основная часть фонда скважин характеризуется значениями 10-20 тыс. т нефти на скважину – 26%, 20-50 тыс. т нефти на скважину – 29% фонда добывающих скважин. На 19% фонда добывающих скважин накопленная добыча превысила 50 тыс. т нефти на скважину.

Распределение скважин по номинальной производительности УЭЦН



рис.2.6

Скважины эксплуатируются установками ЭЦН с номинальной производительностью 100, 125, 145 и 190 м3/сут, причем преобладают установки производительностью 145 м3/сут.

Распределение скважин по глубине спуска насоса



рис.2.7

Глубины установки насосов в скважинах месторождения изменяется от 936 до 1100м.

Распределение скважин по динамическому уровню



рис.2.8

Динамические уровни жидкости в скважинах находятся в пределах от 470 до 1040м.

Распределение скважин по заглублению насосов под динамический уровень



рис.2.9

Как видно из представленного рисунка большинство скважин эксплуатируется с величиной заглубления под уровень жидкости 100-200 метров. Однако 50% скважин эксплуатируется с заглублением под уровень жидкости более от400 до 500 метров.

Распределение скважин по коэффициенту продуктивности



рис.2.10

Как видно из графика у большинства скважин коэффициент продуктивности превышает 5 м³/сут/атм.
2.2 Анализ геолого-технических мероприятий

Оптимизация режимов работы скважин

В период 2010-2011 гг. было проведено 27 мероприятий по оптимизации режимов работы насосного оборудования, из них одно мероприятия по оптимизации режима работы наземного оборудования на скважине №15, оборудованной штанговым насосом - увеличение числа качаний.

На 6 скважинах (№№59, 64, 70, 85, 86, 87), оборудованных штанговыми винтовыми насосами, оптимизация заключалась в изменении производительности насосных установок путем изменения рабочих частот в системе электропривода насоса.

На 13 скважинах Верхозимского месторождения (№28, 33, 34, 60, 62, 63, 67, 71, 74, 76, 78, 83, 84) проведена оптимизация режима работа путем замены наземного оборудования

В 14 скважинах проведена замена насосного оборудования: в скважинах №№10, 75 штанговые винтовые насосы заменены на ЭЦН; в скважине №19-бис винтовой насос заменен на ШГН, большей производительности; в скважинах №№28, 60, 61, 62, 65, 67, 76, 78, 79 и 81 установлены более производительные ШВН; на скважине №73 штанговый глубинный насос заменен на винтовой.

Так как на большинстве скважин, охваченных геолого-технологическими мероприятиями, оптимизация имела комплексный характер (изменение характеристик работы установки, смена насоса, реперфорация и т.д.) не всегда возможно оценить эффективность конкретных мероприятий. В целом, эффективность работ по оптимизации режима работы скважин составила 81% - 22 мероприятия из 27 следует признать успешными. Суммарный прирост добычи нефти на 01.01.2012 составил 21373 т.

Интенсификация притоков

В 2011 году на Верхозимском месторождении проведено 3 перестрела продуктивных интервалов, одна соляно-кислотная обработка призабойной зоны с целью интенсификации притока жидкости в скважинах.

По пласту Б₁ реперфорация проведена в скважине №61 в интервалах 1070 – 1072 м, 1074 – 1078 м и в скважине №77 в интервале 1033 – 1036 м. По пласту Б₂ перестрел проведен по скважине №19-бис в интервале глубин 1131,2 – 1137,2 м. Целью мероприятий являлось, используя более мощные кумулятивные заряды, обеспечить возможно большую глубину перфорационных каналов.

В феврале 2011 года на скважине №34 была проведена соляно-кислотная обработка призабойной зоны пласта Б₁. Вскрытый интервал пласта обработан раствором соляной (18%) и плавиковой (36%) кислот. Целью мероприятия являлось восстановление продуктивности скважины, за счет разрушения частиц минеральных пород, выносимыми из удаленной части пласта в призабойную зону, и растворения глинистого цемента в поровом пространстве коллектора. В результате проведенной обработки дополнительная добыча нефти на 01.01.12 г. по скважине составила 2004 т нефти,
3. Описание технологий и видов подземного и капитального ремонта

Основные виды ремонтных работ представлены на рисунке 3.1


Подземным ремонтом скважин (ПРС) называют комплекс работ, включающих частичную или полную замену подземного оборудования, очистку забоя скважины, а также проведения геолого – технических мероприятий и аварийных работ.

Различают 2 вида ПРС- текущий и капитальный.

К текущему ремонту относят планово – предупредительные мероприятия и внеплановые ремонты. Основные виды текущего ремонта:

- Смена насосов и деталей

- Ликвидация обрыва и отворота штанг

- Смена НКТ и штанг

- Чистка забоя скважин

- Спуск – подъем ЭЦН

- Обработка призабойной зоны реагентами

- Очистка труб и штанг от парафина

Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.

К КРС относятся следующие виды работ:

1.Исправление смятых участков эксплуатационных колонн.

2.Ремонтно-изоляционные работы.

3.Устранение негерметичности обсадной колонны.

4.Крепление слабосцементированных пород в ПЗП.

5.Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации скважин.

6.Перевод на другие горизонты и приобщение пластов.

7.Перевод скважин на использование по другому назначению.

8.Зарезка новых стволов.

9.Работы по интенсификации добычи нефти.

10.Кислотные обработки.

11.Гидроразрыв пластов.

12.Консервация и расконсервация скважин.

13.Ликвидация скважин.

14.Ловильные работы.

Агрегаты капитального и подземного ремонта предназначеные для проведения СПО и др. при проведении текущего и капитального ремонта скважин включают следующие основные узлы и механизмы:

- транспортная база или шасси

- вышка 2 секционная, телескопическая, кроме агрегата К703 (1 секция)

- талевая система – кронблок,талевый блок, крюкоблок, талевый канат, приспособление крепления мертвого конца каната.

- Лебедка

- Трансмиссия или кинематическая схема для передачи мощности от двигателя на барабан лебедки

- Гидросистема для подъема и опускания мачты, для привода АПР, для опускания задних опор вышки.

- Пневмосистема для включения и вкл лебедки, пневмотормоза лебедки, для срабатывания противозатаскивателя, управления клиньями верхней секции вышки, для включения гидронасоса.

- Электрооборудование напр 12-24 V

- Противозатаскиватель

- Задник опоры вышки (домкраты)

- Пульты управления

Агрегат А-50М предназначен для разбуривания цементной пробки в трубах диаметром 5-6 дюймов и связанных с этим процессом операций (спуска и подъема бурильных труб, промывки скважин и т.д.) спуска и подъема насосно-ком-прессорных труб; установки эксплуатационного оборудования на устье скважин;проведения ремонтных работ и работ по ликвидации аварий; проведение буровых работ. Все механизмы агрегата, кроме промывочного насоса, смонтированы на шасси КрАЗ-250. Промывочный насос НБ-125 (9мгр) смонтирован на двухосном прицепе. В качестве привода навесного оборудования используется ходовой двигатель шасси КрАЗ-250.

Привод навесного оборудования агрегата и насосного блока от тягового двигателя автомобиля через коробку скоростей, раздаточную коробку, коробку отбора мощности и раздаточный редуктор. От раздаточного редуктора вращение передается промывочному насосу и редуктору масляным насосом, питающим гидромотор привода ротора и гидроцилиндры подъема вышки. На вышке размещены подвески ключа и бурового рукава, соединенного с промывочным насосом при помощи манифольда. При необходимости к талевому блоку может быть подвешен вертлюг с квадратной штангой. Нагрузка на крюке определяется при помощи индикатора веса, закрепленного на “мертвом” конце талевого каната. Цепные передачи на подъемный вал барабана лебедки включается шинно-пневматическими муфтами.

Агрегат подъемный АПРС-40 предназначен для производства спуско-подъемных операций при ремонте скважин, не оборудованных вышечными сооружениями, для производства тартальных работ, для чистки песчаных пробок желонкой и для возбуждения скважин поршневанием (свабированием). Кроме того с его помощью промывочным агрегатом и ротором с индивидуальным приводом можно проводить промывку скважин и разбуривание песчаных пробок.

Агрегат является самоходной нефтепромысловой машиной, смонтированной на шасси трехосного автомобиля высокой проходимости “Урал-4320” или “КрАЗ-260” и состоит из однобарабанной лебедки и двухсекционной телескопической вышки с талевой системой.

Вышка агрегата имеет повышенную прочность, изготовляется из низколегированной морозостойкой стали.

АзИНмаш37 предназначены для спуско-подъемных операций с укладкой труб и штанг на мостки при текущем и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин, не оборудованных вышечными сооружениями.

Подъемные установки этого типа подразделяются на АзИНмаш-37А, АзИНмаш-37А1, АзИНмаш37БЮ, смонтированные на базе автомобилей повышенной проходимости КрАЗ-255Б и КрАЗ-260.

Подъемные установки АзИНмаш-37А и АзИНмаш-37А1 комплектуются автоматами АПР для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб и автоматическим ключами типа КШЭ с электроприводом для свинчивания насосных штанг.

Подъемные установки оснащены ограничителем подъема крюкоблока, системой звуковой и световой сигнализации установки вышки, контрольно-измерительными приборами работы двигателя и пневмосистемы, а также другими системами блокировки, обеспечивающими безопасность ведения работ при монтаже установки вблизи скважины и спуско-подъемных операциях.

Управление всеми механизмами установки при спуск-подъемных операциях осуществляется из трехместной отапливаемой кабины оператора, расположенной между лебедкой и кабиной автомобиля. Управление установкой вышки в рабочее и транспортное положения осуществляется дистанционно - с ручного выносного пульта.

Подъемная установка АзИНмаш-37Б в отличие и АзИНмаш-37А1 оснащена спайдером СГ-32 и манипулятором МТ- 3 с гидравлическим дистанционным управлением для свинчивания и развинчивания НКТ.

Установки АзИНмаш-37А1 и АзИНмаш-37Б смонтированы на шасси автомобиля КрАЗ-260 с относительно повышенной грузоподъемностью и мощностью двигателя и обладают высокими скоростями подъема крюка.

Питание системы освещения - от электрооборудования автомобиля.

Лебедка с приводом от двигателя автомобиля оснащена однодисковой фрикционной муфтой.

Подъемные установки типа УПТ. К данным подъемным установкам относятся УПТ-32, УПТ1-50, УПТ1-50Б, предназначенные для спуско-подъемных операций в процессе текущего и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин. Установки самоходные: смонтированы на гусеничных тракторах.

Состоят из следующих основных узлов: однобарабанной лебедки, установленной на специальном основании под оборудование, вышки с талевой системой, задней и передней опор вышки, кабины водителя. В отличие от УПТ-32 установки УПТ-50 и УПТ1-50Б снабжены узлом привода ротора, а также укомплектованы гидрораскрепителем.

Привод лебедки и других механизмов УПТ-32 - от двигателя трактора; подъем вышки и механизма для свинчивания-развинчивания труб - гидравлический; включение фрикционных муфт - пневматическое.

Привод исполнительных узлов и механизмов УПТ1-50 и УПТ1-50Б - от двигателя трактора; лебедки и ротора - через трансмиссию; подъем вышки, привод гидроскрепителя и механизма для свинчивания-развинчивания труб - гидравлические; включение фрикционных муфт - пневматическое.

4. Краткую характеристику применяемого оборудования и ловильного инструмента при переходе на другие горизонты и приобщение пластов
Переход на другие горизонты и приобщение пластов (КР-4) включает в себя:

• 
  КР4-1-Переход на другие горизонты. Осуществляют для выполнения заданного объема работ и получения дополнительного нефтепритока.
  
• 
  КР4-2 -Приобщение пластов производится для получения притока из нового интервала и увеличения дебита нефти
  

Технология проведения КР-4

• 
  Геофизическими исследованиями оцениваются нефтеводонасыщенность продуктивных горизонтов и состояние цементного кольца между ними и соседними водоносными пластами.
  
• 
  Производится отключение нижнего перфорированного горизонта и вскрытие перфорацией верхнего продуктивного горизонта или наоборот.
  
• 
  Для перехода на верхний горизонт, находящийся на удалении 50—100 м и более от нижнего, устанавливают цементный мост над нижним горизонтом. При этом может использоваться предварительная установка разбуриваемого пакера.
  
• 
  Для перехода на нижний горизонт, находящийся на значительном удалении от верхнего, проводят ремонтные работы по технологии отключения верхнего пласта.
  
• 
  Ремонтные работы по переходу на верхний горизонт, находящийся в непосредственной близости от нижнего, проводят по технологии отключения нижних пластов тампонированием под давлением, установку цементного моста, а также установку разбуриваемых пакеров самостоятельно или в сочетании с цементным мостом.
  
• 
  Метод тампонирования применяют как при герметичном цементном кольце, так и в случае негерметичности цементного кольца, но при планируемой депрессии на продуктивный горизонт после ремонта более 5 МПа.
  
• 
  Цементный мост устанавливают при герметичном цементном кольце и высоком статическом уровне в скважине
  
• 
  Засыпку песком применяют при герметичном цементном кольце, низком статическом уровне в скважине, депрессии, после ремонта на продуктивный горизонт до 5 МПа и небольшой глубине искусственного забоя (10—20 м ниже отключаемого горизонта).
  
• 
  Установку разбуриваемых пакеров применяют при герметичном цементном кольце, низком статическом уровне, планируемой депрессии на пласт после ремонта до 5 Мпа.
  
• 
  Установку металлических пластырей применяют в условиях герметичного цементного кольца между горизонтами и отсутствия признаков разрушения цементного кольца в интервале перфорации отключаемого горизонта.
  
• 
  Сочетание методов тампонирования под давлением и установки металлических пластырей применяют в случаях, когда не удается добиться полной герметичности отключаемого горизонта.
  
• 
  При отключении верхних горизонтов с целью перехода на нижние используют тампонажные материалы в зависимости от геологической характеристики пласта.
  

5. Расчет потребного количества реагентов для СКО

Исходные данные для расчета по скважине

1. Вскрытая эффективная мощность карбонатного пласта h= 5,5м;

2. Ниже вскрытого пласта имеется зумпф глубиной Нз= 8,5м;

3. Внутренний диаметр скважины D= 0,122м;

4. Концентрация солянокислотного раствора x= 8,5%;

5. Исходная концентрация товарной соляной кислоты z= 24,5%;

6.Содержание в соляной кислоте солей железа f = 0,51%;

7.Исходная концентрация уксусной кислоты c_ук= 46%.

Проектирование солянокислотной обработки сводится к выбору концентрации кислотного раствора, устанавливаемой эксперимен­тально, а также к расчету необходимого количества товарной кислоты и химических реагентов. Норма расхода кислотного раствора v_р состав­ляет 1—1,2 м³ на один метр обрабатываемой толщины пласта. Отсюда находим.

1. Общий объем солянокислотного раствора по формуле:

Q = V·h =1,2·5=6,6м (1)

V - средняя норма расхода раствора соляной кислоты на 1 м интервала обработки, принимаемая равной 1,2 м³;

h - вскрытая эффективная мощность карбонатного пласта, м.

2. Количество концентрированной товарной соляной кислоты солянокислотного раствора определяется по формуле:

Q_к = Q*x (5,09 x + 999) / [z (5,09 z + 999)] (2)

Q_к =6,6*8,5·(5,09·8,5+999)/[24,5·(5,09·24,5+999)]=2,12

z - концентрация товарной кислоты, %;

Q - общий объем солянокислотного раствора, м³.

3. В качестве стабилизатора против выпадения из солянокислотного раствора содержащихся в нем солей железа добавляем уксусную кислоту, количество которой определяется по формуле:

_ук = = =0,187 (3)

где - концентрация уксусной кислоты, %

4. b - процент добавки уксусной кислоты к объему раствора, доли единиц, который определяется по формуле:

b=f + 0,8 =0,51+0,8=1,31 (4)

где f - содержание в соляной кислоте солей железа, %

В товарной соляной кислоте второго сорта содержится примесь серной кислоты до 0,6% - параметр а (в пересчете на SO₃), которая после реакции ее с углекислым кальцием образует гипс, выпадающий в виде кристаллов, закупоривающих поры карбонатного пласта.

5.Против выпадения гипса добавляем к соляной кислоте хлористый барий, количество которого определяется по формуле:

(5)

=0,007

где 21,3- масса хлористого бария, необходимая для нейтрализации 10 кг серной кислоты, кг;

- объем солянокислотного раствора, м³;

а - объемная доля серной кислоты в товарной соляной кислоте, %; (а=0,6%)

х - концентрация солянокислотного раствора, %;

z - концентрация товарной соляной кислоты, %;

0,02 - допустимая объемная доля серной кислоты в растворе, когда после реакции ее с карбонатными породами соли не выпадают в осадок;

ρ_хб - плотность раствора хлористого бария, кг/м³ (ρ_хб=4000 кг/м³).

6. Необходимый объём ингибитора коррозии определяется по формуле:

Q_и=b_иQ/c_и, = 0,2·6,6/100=0,013 (6)

где b_и— норма добавки ингибитора, %. (b_и=0,2%)

Если в качестве ингибитора используют реагент В-2, то b_и= 0,2 %; c_и— объемная доля товарного ингибитора, % (c_и = 100 %)

7. Необходимый объём интенсификатора для понижения поверхностного натяжения ПАВ:

Q_ин=b_инQ/c_ин =0,3·6,6/100=0,02 (7)

где b_ин— норма добавки интенсификатора, %.

Если в качестве интенсификатора используют Марвелан-К, то b_ин = 0,3 %, c_ин— объемная доля товарного интенсификатора, % (c_ин = 100 %)

8. Для изоляции зумпфа при обработке применяется раствор хлористого кальция (бланкет). Объем закачиваемого бланкета определяется по формуле:

Q_бл=0,785·D²·H_з = 0,785·0,122²·8,5=0,1 (8)

D- внутренний диаметр скважины, м;

Н_з - глубина зумпфа, м.

9. Суммарный объем всех добавок к солянокислотному раствору (стабилизатор, хлористый барий, ингибитор, интенсификатор, бланкет), м³.

(9)

ΣQ=0,187+0,007+0,013+0,02+0,1=0,327

10.Количество воды для приготовления принятого объема солянокислотного раствора определяется по формуле:

=6,6-2,12-0,327=4,153 (10)

- объем солянокислотного раствора, м³

- объем концентрированной товарной соляной кислоты, м³

- суммарный объем всех добавок к солянокислотному раствору (уксусная кислота, хлористый барий), м³.

Кислотный раствор приготавливают в следующем порядке: наливают в емкость воду, добавляют к воде расчетные объемы ингибитора Qи , уксусной кислоты Q_ук , а затем расчетное количество товарной соляной кислоты, тщательно перемешивая. Затем добавляют хлористый барий, бланкет и интенсификатор. Перемешивают раствор и оставляют для реакции и осветления.

Затем проверяют ареометром полученную концентрацию раствора соляной кислоты и, если она не соответствует заданной, добавляем к раствору воду или концентрированную соляную кислоту

В результате расчета для приготовления солянокислотного раствора рекомендуем следующие объемы компонентов, которые представлены в таблице 1.

Название компонента	Единица измерения	Объем компонента
Вода	м3	4,153
Концентрированная соляная кислота	м3	2,12
Концентрированная уксусная кислота	м3	1,187
Хлористый барий	м3	0,007
Ингибитор коррозии (реагент В-2)	м3	0,013
Интенсификатор марвелан-К	м3	0,02
Хлористый кальций (бланкет)	м3	0,1
Общий объем раствора	м3	6,6

Выводы

Верхозимское месторождение открыто в 1954 году. Залежи нефти установлены в пластах Б₀ тульского и Б₁, Б₂ бобриковского горизонтов.

Всего по месторождению пористость определялась на 107 образцах, проницаемость на 41 образце керна.

По результатам проведенных исследований и расчетов проб нефти плотность пластовой нефти составила 923 кг/м³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре равно 4,21 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти - 8,96 м³/т, динамическая вязкость пластовой нефти - 151,1 мПа*с.

На 01.01.2010 г. фонд добывающих скважин состоит из 37 скважин, из них действующих – 35. На месторождении 24 скважин оборудованы ШВН, 3 скважины - ШГН, 8 скважины – ЭЦН. Большая часть скважины, оборудованные ЭЦН, эксплуатируют пласт Б_1.

В период 2010-2011 гг. было проведено 27 мероприятий по оптимизации режимов работы насосного оборудования.

В 2011 году на Верхозимском месторождении проведено 3 перестрела продуктивных интервалов, одна соляно-кислотная обработка призабойной зоны с целью интенсификации притока жидкости в скважинах.

В курсовой работе приведена характеристика основных видов подземного ремонта скважин, а так же приведено описание процесса перехода на другой горизонт и приобщение пластов.

Был проведен расчет потребного количества реагентов для проведения соляно-кислотной обработки.
Библиографический список

1. Дополнение к технологической схеме разработки Верхозимского нефтяного месторождения Пензенской области.

2. Авторский надзор за разработкой Верхозимского и Комаровского месторождений ОАО НГДУ «Пензанефть».

3. Мищенко И. Т. Скважинная добыча нефти. М:РГУ нефти и газа, 2003г.

4. Андреев В.В., Уразаков К.Р., Далимов В.Ю. и др. Справочник по добыче нефти. М: ООО Недра-Бизнесцентр, 2000г.

5. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. /Под ред. Ш.К. Гиматудинова/. М: Недра, 1983г.

6. Муравьев М.Н. Спутник нефтяника. М: Недра, 1977г.

7. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений. /Под ред. Ш.К. Гиматудинова/. М: Недра, 1978г.

8. Муравьев В.М. Основы нефтяного и газового дела. М.: Недра, 1967.