Курсовая работа: Повышение эффективности соляно-кислотных обработок скважин Татышлинского месторождения

Попутные газы Татышлинского месторождения - жирные, содержат в своем составе бензиновые фракции.

Осредненные по площадям значения состава газа, полученного в пластовой нефти, приведено в таблице 3. Характерным для Татышлинского месторождения является высокое содержание азота в попутном газе.

Наряду с обычным исследованием состава газа, газ исследовался на содержание редких компонентов: гелия и аргона.

Содержание газа в водах терригенной толщи составляет 190-250 см³/л. В составе газов концентрация азота 84-90%, метана 6-12%, этана 2.4-2.5%, тяжелых углеводородов 2.5-2.7%, углекислого газа 0,3-1.5%.

Таблица 3

Компонентный состав газа в пластовой нефти

1.1.5 Нефтегазоносность

Общая вскрытая толщина осадочного покрова на Татышлинском месторождении превышает более 3000 метров. При этом на долю девонских отложений приходится свыше 1200 метров. Девонские отложения представлены: внизу - терригенными и терригенно-карбонатными породами; в верхней части - карбонатными отложениями.

Основными промышленными объектами являются песчаные пласты терригенной толщи нижнего пласта карбона, кроме того, нефть обнаружена в известняках турнейского яруса и среднего карбона.

В турнейском ярусе выявлено несколько залежей нефти, приуроченные к наиболее приподнятым участкам залегания известняков, представлены чередованием органогенно-обломочных сгустков и органогенно-шламовых разностей. ТТНК стратиграфически соответствует елховскому, на отдельных участках - радаевскому, бобриковскому, тульскому горизонтам визейского яруса. Залежи пластовые сводовые, литологически экранированные, сводовые, пластовые литологически экранированые. Продуктивные пласты каменноугольного возраста характеризуются литологической изменчивостью пород, отсутствием надежных маркирующих элементов.

В разрезах многих скважин в бобриковском горизонте встречены угленосно-глинистые сланцы с прослоями каменного угля мощностью oт 30 см до 20 м.

Малевский и упинский горизонты - известняки серые и светлосерые, мелкокристаллические и пелитоморфные. Толщина 20-30 м, в эрозионно-карстовых зонах частично или полностью размыты.

Черепетский и кизеловский горизонты - известняки светло-серые, органогенно-обломочные, пелитоморфные, мелкосгустковые. В верхней части глинистые и окремнелые.

Общая толщина горизонтов 25-35 м, на отдельных участках отложения размыты частично или полностью.

Визейский ярус. Елховский горизонт - аргиллиты темно-серые, толщиной 0,5-5 м, иногда размыты.

Радаевский горизонт - пачка аргиллито-песчаных пород (нижняя часть пласта VI). Песчаники светло-серые, слабоглинистые. Алевролиты темно-серые, кварцевые, крупно и разнозернистые, в разной степени углистые и глинистые.

Аргиллиты темно-серые, плотные, углистые, зачастую замещаются углями. Толщина отложений горизонта - от 1 до 20 м.

Бобриковский горизонт - песчаники, алевролиты, аргиллиты и угли. Толщина-до 35 м.

Тульский горизонт переслаивание песчаников, алевролитов и аргиллитов с подчиненными прослоями известняков. Толщина до 25 м.

Окский надгоризонт - известняки и доломиты серые и буровато-серые, плотные, кристаллические, трещиноватые и кавернозные. В нижней части - русловые пески и песчаники кварцевые. Толщина горизонта 100-150 м.

Серпуховский надгоризонт - доломиты серые и буровато-серые, плотные, кристаллические, с прослоями известняков, в верхней части разреза сильно кавернозные. Толщина 95-125 м.

Средний карбон, башкирский ярус. Известняки серые и светло-серые, плотные, кристаллические, прослоями органогенные, пористые. Толщина 38-55 м.

Московский ярус. Верейский горизонт - переслаивание известняков, мергелей, аргиллитов, известковых песчаников и алевролитов. Основная масса известняков - серые и светло-серые, кристаллические и органогенные. Последние часто пористые и кавернозные. Мергели темно-серые. Алевролиты и аргиллиты темно- и зеленовато-серые. Толщина горизонта 40-50 м.

Каширский горизонт - известняки с прослоями доломитов. Известняки серые и буровато-серые, кристаллические, прослоями органогенно-обломочные, пористые, пористо-кавернозные. Толщина 70-90 м.

Подольский горизонт - преимущественно известняки серые и светло-серые, кристаллические, прослоями органогенные, пористые. Встречаются прослои доломитов. Толщина 60-100 м.

Мячковский горизонт - известняки серые и светло-серые, кристаллические прослоям органогенные, иногда доломитизированные, окремнелые. Доломиты светло-серые, коричневато-серые, кристаллические, окремнелые, прослоями пористые. Толщина 70-110 м.

Тектоническое строение Татышлинской антиклинальной складки изучено неравномерно. По результатам региональных и площадных сейсмических исследований, с учетом тектонического строения соседних регионов можно предполагать сложное строение древних толщ. Мощные свиты и толщи выпадают из разрезов, что свидетельствует о наличии широко развитой сети разломов и размывов. Глубокое залегание пород фундамента также подтверждает его блоковую расчлененность.

По кровле ТТНК складка имеет асимметричное строение - с более крутым до 50 юго-западным крылом и пологим до 10 северо-восточным. Амплитуда структуры по з Татышлинской структуры по кровле ТТНК выделяется большое число локальных структур меньших размеров и амплитуды. Их размеры сильно различаются и не превышают 1-5 км. В большинстве своем они сохраняют ориентировку основной структуры.

ТТНК является основной продуктивной толщей на месторождении. Сложена она переслаивающимися пластами песчаников, алевролитов, аргиллитов, углей в меньшей степени - известняков.

В разрезах скважин наблюдаются самые различные сочетания песчаных, алевролитных и аргиллитовых пластов. Максимальное их число 9 (включая алексксинские). Однако в отдельных случаях нет ни одного песчаного пласта.

Разрез ТТНК характеризуется следующими особенностями строения:

1. Наличие мощной толщи песчаников (до половины толщины разреза);

2. Расчлененность разреза (до 9 песчанных пластов);

3. Широкое развитие глинистых и углистых пород;

4. Наличие глубоких размывов турнейских известняков;

5. Крайняя неравномерность развития пласта песчаников по площади, особенно пластов т.н. промежуточной пачки (IVo, IV, V, VIo);

6. Резкие изменения толщины основных песчаных пластов (II, III, IV).

Пласт VI - один из двух основных продуктивных пластов ТТНК. Представлен мелкозернистыми кварцевыми песчаниками, иногда крупнозернистыми алевролитами. Пористость песчаников пласта VI по многочисленным образцам составляет в среднем 24%. Нефтенасыщенная толщина по площадям в среднем около 5м. Проницаемость 1,83 мкм2 - на Арланской.

Пласт VI^o сложен темно-серыми сильно глинистыми известковистыми, плохо отсортированными песчаниками. Пористость песчаников сильно меняется в зависимости от глинистости. По данным лабораторных определений она составляет в среднем по площадям: на Татышлинской -17, на Четырманской - 20%. Проницаемость составляет 0,540 мкм2 на Новохазинской площади. При уменьшении толщины возрастает глинистость, что сопровождается снижением коллекторских и фильтрационных свойств. Нефтенасыщенность пластов составляет по Татышлинской площади - 76%, Югомашевской - 72%.

Пласт V представлен мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Проницаемость песчаников в среднем по Татышлинской площади 0,461, Югомашевской - 0,367, Четырманской -0,491 мкм2. Пористость коллекторов в среднем составляет 19-21%. Нефтенасыщенность песчаников пласта в среднем по площадям различается незначительно и составляет 73-76%.

Песчаники пласта IV присутствуют примерно в одной трети скважин. Характер залегания чаще линзовидный. Цемент глинистый углисто-глинистый, реже карбонатный. Пористость изменяется от 12 до 30% в зависимости от отсортированности и глинистости, в среднем по площадям лучшая по коллекторским и фильтрационным свойствам - на Татышлинской площади. Нефтенасыщенность - 72 до 76% (в среднем по площадям).

Пласт IVo линзовидный, наихудший из всех пластов ТТНК. Толщина менее 2м (в среднем 0,2-0,9м). Пористость довольно высокая и достигает 21% в среднем. Нефтенасыщенность - 65-71% (в среднем). Проницаемость до 0,26 иногда до 0,9 мкм2.

Песчаники пласта III развиты в основном на северо-западной половине месторождения, хотя встречаются и на южной в пределах Югомашевской площади. Пористость в среднем по площадям составляет: на Татышлинской - 24%, Четырманской - 20%. Нефтенасыщенность: на Татышлинской и Югомашевской 86%. Проницаемость песчаников высокая и в среднем по площади достигает 1,6 мкм2.

Пласт II - основной продуктивный пласт Татышлинского месторождения. Пласт представлен песчаниками в большинстве разрезов. Пористость песчаников составляет в среднем по площадям 22%. Проницаемость песчаников составляет: по Татышлинской - 1,5, Четырманской - 0,84. Нефтенасыщенность коллекторов по площадям в среднем равна: на Татышлинской - 0,87, Югомашевсой - 0,82, Четырманской - 0,85 дол.ед.

Пласт I - один из наименее развитых пластов месторождения -встречен лишь в 28% скважин на Татышлинской площади. Пористость песчаников 18-20%. Проницаемость средняя-около 0,65мкм2. Нефтенасыщенность 72-73% 4.

1.2 Методы решения задач и их сравнительная оценка, описание выбранной общей методики проведения исследований

1.2.1 Назначение и условия проведения кислотных обработок

Кислотная обработка - это метод стимуляции призабойной зоны пласта за счет химического растворения минералов, составляющих поверхность порового пространства и заполняющих его.

Дезагрегирование и разрушение терригенного коллектора в зоне обработки глинокислотой предупреждается подбором концентраций HF в смеси кислот и удельного расхода смеси. Оптимальным считают содержание в смеси 3-5% HF и 8-10% HCI. Удельный объем для первичных обработок глино-кислотой ограничивается 0,3-0,4 м3 на 1 м обрабатываемой толщины пласта.

Скорость растворения ограничена главным образом скоростью доставки кислоты к поверхности породы. Это приводит к быстрому образованию каналов неправильной формы, называемых “червоточинами”. Кислота повышает продуктивность, создавая обходные каналы вокруг загрязненного участка, но, не прочищая последние.

Кислотную обработку применяют как в эксплуатационных, так и в нагнетательных скважинах. Во-первых - для увеличения дебита, во-вторых - приемистости скважин.

Для обработки скважин применяют в основном соляную кислоту, которая, реагируя с известняками или доломитами, слагающими породу продуктивного пласта, образует осадки, хорошо растворимые в воде и легко удаляемые из призабойной зоны пласта. Реакция серной кислоты с этими материалами дает нерастворимые в воде осадки, которые будут закупоривать поры породы.

Обычно для обработки скважин используют 8-15%-ю соляную кислоту. Кислота более высокой концентрации, вступая в реакцию с металлическим оборудованием, быстро разрушает его, а менее высокой - снижает эффективность взаимодействия с породой пласта.

Объем раствора кислоты для обработки пласта обусловлен его толщиной, химическим составом породы, пористостью и проницаемостью пласта, а также числом предыдущих кислотных обработок.

В среднем на 1 м обрабатываемого интервала пласта требуется 0,4-1,5 м3 раствора, причем небольшие объемы применяют при первичной обработке малопроницаемых пластов. Чем больше проницаемость пласта, тем больший объем кислоты необходим для его обработки. По мере увеличения числа обработок также увеличиваются, и объем кислоты. В раствор помимо соляной кислоты целесообразно добавлять ингибиторы пример АЗОЛ-4020, которые при малой дозировке (0,1-0,5%) снижают коррозионное действие кислоты на оборудование в десятки раз. Для изменения скорости реакции соляно-кислотного раствора, (увеличения в плотных слаборастворимых породах и уменьшения в хорошо растворимых) добавляют интенсификаторы, представляющие собой различные поверхностно-активные вещества (ПАВ).