Материал: Особенности применения солянокислотной обработки в Бобровском месторождении

Максимальная нефтенасыщенная мощность залежь Западно-Проскуринского купола - 9,7 м. в скважине 98 .

Залежь пласта В₁- турнейского яруса имеет аналогичное бобриковское расположение на площади. Нефтеносный пласт находится на 0,8÷3 м. ниже кровли яруса. Коллекторами служат прослои пористых, слабо трещиноватых известняков, перекрытые маломощным пропластком плотных известняков турнейского яруса, которые совместно с аргиллитами Малиновского надгоризонта образуют покрышку залежам.

Опробован пласт в тринадцати скважинах. Безводная нефть получена из скважины 97 Западно-Проскуринского, 72 Проскуринского и 54 и 55 Савельевского куполов.

Водонефтяные контакты установлены на основании опробования скважин с учетом геофизического материала. Для Западно-Проскуринского купола ВНК принимается на абсолютной отметке (минус 2599 м.) (скважина 97), для Проскуринского купола - минус 2593 м.(скважина 72), для Савельевского минус 2594 (скв. 54, 55).

Залежи массивные. Площадь нефтеносности составила на Западно-Проскуринском куполе -562,3га., Проскуринском 788,3га., Савельевском- 1145,8га.

Соответственно этаж нефтеносности равен: 8,7; 8,5 и 18,4; средневзвешенные нефтенасыщенные мощности составили: 1,68; 1,57 и 5,04 м.

Максимальная нефтенасыщенная мощность пласта Б₂ вскрыта скважинами на Майском копале в скв. 55.

1.5 Физико-химическая характеристика нефти, газа и воды

Физико-химическая характеристика нефти и газа пласта А4 башкирского яруса и продуктивной пачки пластов О₁+О₂+О₃ окского надгоризонта.

Определения физико-химических свойств нефти и газа как по поверхностным, так и по глубинным пробам производились лабораториями институтов "Гипровостокнефть" и ВНИИ НПУ "Бугурусланнефть" и Центральной лабораторией ОГУ.

Пласт А₄.

Нефть изучена по двум поверхностным пробам из скв. 78 и 91 и одной глубинной из скв. 91. Как показали результаты анализов содержание серы находится в пределах 0,98÷1,04 %, парафина 6,21÷6,79 %, селикагелевых смол 8,32÷11,19%; температура плавления парафина +47,6÷51,7 ^оС, застывания -10 ^оС.

Удельный вес на поверхности колеблется от 0,8431 до 0,8460 г/см³, при подсчете запасов для обоих залежей принят 0,8384 г/см³ с учетом разгазированных глубинных проб. Газовый фактор, замеренный на трапе, при I_ат- 68,5 м³/т.

Нефть в пластовых условиях характеризуется следующими параметрами удельный вес в среднем по залежи составляет 0,7790 г/см³, вязкость ~ 1,7 сп.

Газовый фактор при подсчете запасов в пластовых условиях принят по глубинной пробе из скв. 91-80,7 м³/т.

Газ не исследовался.

Продуктивная пачка пластов О₁+О₂+О₃.

В пределах основной залежи физико-химические свойства нефти определялись по 21 поверхностным и четырем глубинным пробам, отобранным в первом случае из скв. № 54, 55, 68, 71, 72, 81, 82, 85, 89, 92, 98, 107 и во втором - из скв. № 68, 71, 72 и 89. Кроме того, проведен полный анализ нефти из скв. 71.

Нефть сернистая (серы 1,7%), смолистая (смол силикагелевых 8,09%, сернокислых 20%, асфальтенов- 1,28%), парафинистая (парафина 3,6% с температурой 54 ^оС).

Удельный вес на поверхности определен по 13 поверхностным и 4-м разгазированным глубинным пробам из скв. № 54, 55, 68, 71, 72, 81, 82, 85, 89, 92, 98, 107. При подсчете запасов он принят равным 0,8419 г/см³

Вязкость в условных единицах при 20 ^оС составляет 1,46-9,43. Газовый фактор принят 62,9 м³/т.

Содержание светлых фракций выкипающих от 28% до 200 ^оС - 36,3% - до 350 ^оС - 64,1%, считая на нефть.

Бензиновые фракции не являются благоприятным сырьем для каталитического риферлинга в следствии невысокого содержания нафтеновых углеводородов (53-62 %), содержание ароматических углеводородов составляет 38-45 %.

Физико-техническая характеристика нефти по поверхностным пробам приведена в таблице 1.

Удельный вес колеблется в пределах от 0,7477 до 0,7871 г/см³, газовый фактор от 55,4 до 78,1 м³/т. При подсчете запасов газовый фактор в пластовых условиях принят 66,43 м³/т.

Газ растворенный в нефти, жирный, содержание метана 27,16-30,21%, азота + редких 10,03 - 11,92. Сероводород отсутствует. Содержание гелия достигает 0,271%. Удельный вес газа 1,183 - 1,240

Нефть из залежи на Майском куполе пачки пластов О₁+О₂+О₃.

Нефть характеризуют анализы поверхностных проб из скв. % 90, 106, 132 и одной глубинной пробы из скв. 106.

Нефть сернистая (серы 1,11-2,11%), смолистая (смол силикагелевых 10,3-14,16%), парафинистая (парафина 4,79-6,69%).

Удельный вес в поверхностных условиях колеблется от 0,8534 до 0,9006 г/см3. При подсчете запасов принят 0,8603 г/см³ с учетом разгазированной глубинной пробы из скв. 106. Газовый фактор принят 55,1 м³/т.

Выход легких фракций при температуре 100 ^оС - 1,6 - 11%, при 200 ^оС - 7,6-28,6%, при 300 ^оС-31- 48%.

Таблица 1 - Физико-техническая характеристика нефти по поверхностным пробам.

1.6 Состояние разработки объекта

Разработка месторождения ведется с 1969 г. МГТО был достигнут в 1977 году - 5,3 % от НИЗ находящихся в разработке. Месторождение является одним из основных в НГДУ.

В разработке находятся залежи нефтяных пластов Т₂,Т₁ - Турнейского яруса; Б₂ - Бобриковского горизонта; О₁-О₅ - окского надгоризонта; А₄ - башкирского яруса; Б₀ - тульского горизонта.

Основным по запасам нефти является пласт А₄ башкирского яруса, представлен залежами приуроченными к Проскуринскому поднятию, Савельевскому и Майскому куполам.

Запасы нефти пласта Б₂ приурочены к группе Западно-Проскуринских куполов, Проскуринскому, Савельевскому и Семеновскому купалам. Промышленная нефтеносность установлена лишь на Савельевском куполе.

Анализируя проектные фактические показатели разработки видно,что фактические показатели разработки близки к проектным, а некоторое отсутствие в накопленной добыче жидкости, закачке воды объясняется отставанием в фонде скважин. Фактическая обводненность ниже проектной.

За период введены из бурения 3 добывающих скважины. Дополнительная добыча нефти из новых скважин составляла 2196 тонн нефти. Действующий добывающий фонд скважин составил на 1.01.2000 год 300 скважин; в бездействии - 160 скважин. Действующий нагнетательный фонд 74 скважины, в бездействии 86 скважин.

За счет проведения ГТМ на 120 скважина дополнительно добыто 101256 тонн нефти. За счет применяемых американских компрессоров (фирмы Нью-Тек) для снижения затрубного давления добыто дополнительно 8449,7 тонн нефти, за счет ГРП 55054 тонн нефти.

В 1999 году среднесуточные показатели разработки составили:

нефти 2186 т/сут;

жидкости 9023 т/сут;

закачки 8182 м³/ сут;

обводненность 75,8 %.

В 2000 году добыто 798,0 тыс.тонн нефти.

Залежи нефти пласта А₄ - Башкирского яруса.

Разработка яруса ведется с октября 1969 г. МГТО был достигнут в 1975 г. - 7,1 % от НИЗ находящихся в разработке. С 1981 г. ведется разработка залежи на Савельевском и Майском куполах. Начальное пластовое давление - 22,9 МПа. Текущее пластовое давление по залежи А₄ Проскуринского купола стабилизировалось и составила 20,8 Мп. По залежи А₄ Савельевского купола давление составляет 16,2 МПа.

По Майскому куполу, где желательно ввести закачку воды в пласт, текущее пластовое давление составляет 19,2 МПа.

На 01.01.2000 г. из залежи отобрано 86,7 % от НИЗ. Фонд действующих добывающих скважин составил 48, в бездействии 28 скважин. Фонд действующих нагнетательных скважин 17, в бездействие 18 скважин.

За счет проведения ГТМ на 22 скважинах дополнительно добыто 839,1 тонн нефти.

В 1999 году среднесуточные показатели разработки составили:

нефти 439 т./сут.

жидкости 2354 т./сут.

закачки 2442 т. /сут.

обводненность 86,7 %

В 2000 году добыто 146,2 тысяч тонн нефти.

Остаточный фонд:

добывающих- 5

нагнетательных- 5

2. Технико-технологический раздел

.1 Существующие способы повышения производительности скважин

Известно, что в период эксплуатации нефтяных скважин их производительность со временем снижается. Для определения направлений и методики исследований, имеющих целью повышение производительности скважин, необходимо проанализировать и систематизировать причины их дебита.

Результаты научных исследований отечественных и зарубежных ученых дают основание полагать, что одной из основных причин снижения производительности скважин в период их эксплуатации является естественная кольматация поровых каналов призабойной зоны адсорбционными слоями, состоящими из мелкодисперсных частиц асфальтенов, смолистых веществ, кристаллов парафина и других поверхностно-активных органических соединений нефти

Основное назначение методов воздействия на призабойную зону пласта или интенсификации добычи нефти и газа состоит в увеличении проницаемости призабойной зоны за счет очистки поровых каналов и трещин от различного рода материалов, отложившихся в них (смолы, асфальтены, парафин, глина, соли и др.)., а также их расширения и создания новых трещин и каналов, улучшающих гидродинамическую связь пласта со скважинами.

По характеру воздействия на призабойную зону пласта все методы делятся на химические, механические, тепловые и комплексные (физико-химические).

В основу химических методов положено воздействие различными кислотами на породы призабойной зоны пласта с целью растворения частиц, засоряющих поровое пространство, и увеличения диаметров поровых каналов. Наиболее распространенным методом химического воздействия на призабойную зону пласта является солянокислотная обработка.

Кислотные обработки скважин, составляющие основу химических методов, нашли наиболее широкое применение вследствие своей сравнительной простоты, дешевизны, доступности реагентов и часто встречающихся благоприятных условий для их проведения. Основной компонент кислотных растворов, применяемых при воздействии на ПЗП - соляная кислота. Растворами соляной кислоты обрабатываются карбонатные породы, содержащие известняки, доломиты или терригенные коллекторы, в составе которых присутствуют карбонатные цементирующие вещества. Известняк и доломит растворяются в соляной кислоте:

СаСОз + 2НСl = СаСl2 + СО2 + Н2О(CO3)2 + 4НСl = СаСl2 + MgCl2 = 2СО2 + 2Н2О

Хлористый кальций и хлористый магний - соли, хорошо растворимые в воде - носители кислоты, и легко удаляются из скважины, а при давлении 7,6 МПа растворяются в той же воде.

Механические методы воздействия направлены на нарушение целостности горных пород за счет расширения существующих или создания новых трещин. Их применение наиболее эффективно в плотных, низкопроницаемых коллекторах. Основной метод механического воздействия - гидравлический разрыв пласта. К ним относятся также гидропескоструйная перфорация, торпедирование, виброобработка.

Методы комплексного воздействия на призабойную зону пласта, сочетающие в себе элементы химического, механического и теплового воздействий, применяются в сложных горно-геологических условиях, где проявляются одновременно несколько факторов, ухудшающих фильтрационные свойства пласта. К ним относятся термохимические обработки, внутрипластовые термохимические обработки, термогазохимическое воздействие.

Кроме перечисленных методов широкое применение получила обработка призабойной зоны пласта поверхностно-активными веществами, снижающими поверхностное натяжение на жидкой или твердой поверхности раздела вследствие их адсорбции на этих поверхностях.

Выбор конкретного метода воздействия осуществляется на основе комплекса исследований, направленных на изучение состояния призабойной зоны пласта, состава пород и жидкостей, а также систематического обобщения и изучения геолого-промыслового материала по рассматриваемому объекту.

2.2 Выбор скважины под кислотную обработку, технико-эксплуатационная характеристика скважины №927

Для стабильности уровня добычи нефти применяются различные методы воздействия на призабойную зону пласта. Выбор конкретного метода зависит от многих показателей, от геологического строения месторождения, состава пород.

В условиях Бобровского месторождения наиболее эффективным методом воздействия на призабойную зону пласта с целью увеличения проницаемости пород и улучшения условий притока жидкости является солянокислотная обработка. Для проведения СКО была выбрана скважина №927, продуктивный пласт О₃. На основание таблицы 2 рассмотрим конструкцию скважины.

Способ эксплуатации - УЭЦН

Продуктивный пласт - О₃

Сложен - карбонатными породами

Таблица 2 - Конструкция скважины

Текущий забой - 2553 м

Интервал перфорации - (2529 ÷ 2543) м

Вскрытая перфорированная мощность - 14 м

Глубина зумпфа - 10 м

Пластовое давление - 9,9 МПа

Дебит скважины - 15 м³ / сут

Обводненоость - n_в = 15 %

Плотность нефти - ρ_н = 788 кг / м³

Плотность воды - ρ_в = 1170 кг / м³

Вязкость нефти - µ_н = 1,56 · 10-3 Па · с

Подземное оборудование:

Погружной агрегат - УЭЦН25÷2650

НКТ d = 73 мм

Глубина спуска L = 2370 м

Вид ремонта: Соляно - кислотная обработка

Причина ремонта - снижение дебита скважины

Цель ремонта - увеличение производительности скважины

2.3 Оборудование, применяемое при кислотных обработках

Установку, монтируют на трехосном грузовом автомобиле высокой проходимости КрАЗ-257Б1А. В состав оборудования установки входят трехплунжерный горизонтальный насос одинарного действия, коробка отбора мощности, промежуточная силовая передача, манифольд, цистерна основная на агрегате и цистерна на прицепе.