МИНОБРНАУКИ РОССИИ
Ухтинский Государственный Технический Университет
Кафедра РЭНГМ и ПГ
Задание на курсовой проект
"Проект соляно-кислотной обработки призабойной зоны пласта на Верхнегрубешорском месторождении"
Студент Казанкова Е.М.
Содержание
Введение
1. Геолого-промысловая характеристика Верхнегрубешорского нефтяного месторождения
1.1 Общие сведения о месторождении
1.2 Тектоника и стратиграфия разреза
1.3 Состав и свойства пород продуктивных пластов
1.4 Состав и свойства нефти, насыщающих продуктивные пласты
1.5 Состав и свойства пластовой воды
1.6 Состав и свойства газов, насыщающих продуктивные пласты
2. Текущее состояние разработки месторождения
2.1 История разработки месторождения
2.2 Рассматриваемые варианты разработки месторождения
2.3 Характеристика текущего состояния разработки месторождения
3. Проект соляно-кислотной обработки призабойной зоны пласта на Верхнегрубешорском меторождении
3.1 Соляно-кислотная обработка. Основные понятия
3.2 Методика расчета технологических показателей СКО профессора Мищенко И.Т.
3.3 Обработка скважины
4. Технико-экономическое обоснование проведения соляно-кислотной обработки призабойной зоны
Заключение
Библиографический список литературы
Графическое приложение
Список сокращений
ВНК - водо-нефтяной контакт
ГИС - геофизические исследования скважин
ГТМ - геолого-технические мероприятия
КИН - коэффициент извлечения нефти
НКТ - насосно-компрессорные трубы
МУН - методы увеличения нефтеотдачи
ПАВ - поверхностно-активные вещества
ПЗП - призабойная зона пласта
ППД - поддержание пластового давления
СКО - соляно-кислотная обработка
ЭЦН - электроцентробежный насос
Введение
Соляно-кислотная обработка (СКО) необходима для очистки забоя, призабойной зоны пласта и НКТ от солевых и парафино-смолистых отложений, также для увеличения проницаемости породы.
Цель данного курсового проекта - это проектирование СКО на скважине Верхнегрубешорского месторождения для увеличения дебита.
Для достижения поставленной цели необходимо выполнить следующие задачи: пласт месторождение кислотный
1. Изучить геолого-промысловые характеристики месторождения;
2. Изучить текущее состояние разработки месторождения;
3. Найти скважины с низким дебитом и проницаемостью породы;
4. Изучить методические указания по теме СКО;
5. Рассмотреть технику и технологию проведения кислотных обработок скважин;
6. Рассмотреть методику расчета технологических показателей;
7. Выполнить расчёт СКО;
8. Проанализировать технико-экономическую сторону проекта.
1. Геолого-промысловая характеристика Верхнегрубешорского нефтяного месторождения
1.1 Общие сведения о месторождении
Верхнегрубешорское нефтяное месторождение расположено в 115 км к юго-востоку от г. Нарьян-Мара на территории Республики Коми Российской Федерации и относится к Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции.
Лицензия: СЫК 14694НЭ (дата регистрации 15.06.2009)
Недропользователь: ООО "Лукойл-Коми".
Территория Верхнегрубешорского месторождения расположена в южной части Большеземельской тундры в зоне развития многолетнемерзлых пород, глубина подошвы которых составляет 190-350 м (рисунок 1.1).
Верхнегрубешорское нефтяное месторождение относится к комплексному цеху по добыче нефти и газа КЦДНГ-8 территориально-производственного предприятия ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" - структурного подразделения компании ООО "ЛУКОЙЛ-Коми".
ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" - крупнейшее нефтедобывающее предприятие в Республике Коми и Ненецком Автономном Округе (НАО), в состав которого входят 16 цехов добычи нефти и газа. Поиск, разведка и добыча нефти и газа ведётся в 7-ми административных районах Республики Коми (Усинский, Печорский, Вуктыльский, Ухтинский, Сосногорский, Ижемский, Усть-Цилемский) и Ненецком автономном округе.
Находящиеся в промышленно разработке Возейское и Усинское месторождения расположены в 100 и 120 км на ЮВ, откуда начинается нефтепровод "Уса-Ухта-Ярославль".
Рельеф - заболоченная лесотундра. Дороги отсутствуют. Доставка грузов по зимнику и авиатранспортом. Многолетнемерзлые породы (ММП) в 2 слоя: верхний - до глубины 50-70 м, нижний - от 60-90 до 200-220 м. Температура ММП до минус 1,5°С.
Район не освоен. Населенных пунктов на площади нет. Ближайшими крупными населенными пунктами являются г. Нарьян-Мар и г. Усинск.
Рисунок 1.1 - Расположение Верхнегрубешорского месторождения
В 30 км к северо-западу располагается Южно-Шапкинское месторождение, в 75 км к северо-востоку - Лаявожское газоконденсатное месторождение, в 100 км к востоку - разрабатываемое Возейское нефтяное месторождение, через территорию которого проходит магистральный нефтепровод Возей-Ухта-Ярославль. В 150 км к юго-востоку в райцентре г. Усинск имеются железнодорожная станция и аэропорт, размещены буровые, нефтегазодобывающие и строительные компании. Материально-техническое снабжение в настоящее время осуществляется с баз из г. Усинска по бетонной дороге Усинск-Харьяга протяженностью 130 км, а затем 75 км по зимнику до месторождения. В летний период транспортировка грузов возможна только вертолетным транспортом.
Климат района резко континентальный. Суровая, холодная зима с сильными буранами и жаркое лето. Преобладающее направление ветров - Юго-Западное. Самым холодным месяцем является январь, имеющий среднюю месячную температуру - 13,7-14,4 ?. Наиболее теплым месяцем является июль - от 18 до 19 ?. Абсолютный минимум температуры достигает в некоторые годы до -49 ?. Максимальная летняя - 38 ?.
Наибольшее количество осадков выпадает в июне (до 60 мм). Минимальное - в феврале (до 17 мм). Грозовая деятельность от 40 до 60 мин. в год.
Основные полезные ископаемые (ПИ): нефть и горючий газ.
Основным объектом разработки месторождения являются запасы нефти, приуроченные к терригенным коллекторам пашийского горизонта Д 1, которые представлены двумя группами: высокопродуктивные с проницаемостью более 0,100 мкм 2 и малопродуктивные с вариацией проницаемости 0,30-0,100 мкм 2. В свою очередь в рамках первой группы выделены коллекторы с объемной глинистостью менее и более 2 %. Таким образом объект разработки Д 1 представляется совокупностью трех типов пород - коллекторов с различной фильтрационной характеристикой, которые имеют прерывистый характер строения, выражающийся в смене одного типа коллекторов другим, а также и полным их замещением неколлекторами.
1.2 Тектоника и стратиграфия разреза
Нефтегазоносными в пределах Шапкино-Юрьяхинского вала являются карбонатные породы пермского, каменноугольного и триасового возраста. Отложения северной части вала отличаются газоностью, южной - газо- и нефтеносностью. В северной части вала открыто несколько газовых месторождений - Кумжинское, Коровинское и Василковское, а в южной - нефтегазовые Южно-Шапкинское, Верхнегрубешорское и Ваннейвисское месторождения.
Наиболее изученной является массивная залежь в рифогенных образованиях верхнефранского подъяруса Верхнегубешорского месторождения, содержащая подавляющую часть учтенных запасов рассматриваемых месторождений.
Залежь характеризуется высокой плотностью запасов в гребневой (центральной) части рифа, высокой продуктивностью разреза, благоприятными коллекторскими свойствами пластов, высокой газонасыщенностью и малой вязкостью нефти. Доказана высокая эффективность солянокислотных обработок пластов.
Вскрытие продуктивной части разреза на ИБР позволило прямым методом оценить нефтенасыщенность коллекторов и обеспечить необходимые условия для качественного опробования объектов испытания. Режим залежи замкнутый упруго-водонапорный, что обуславливает необходимость искусственного воздействия путем внутриконтурного заводнения.
Разрез площади представлен отложениями девонской, каменноугольной и пермской систем палеозоя.
Наиболее древними отложениями, вскрытыми на рассматриваемой территории являются нижнеордовикские. Общая толщина осадочного чехла предположительно достигает 3500 м, вскрытая - 2900 м. Низы его сложены терригенными красноцветными отложениями нижнего ордовика в составе седьёльской и нибельской свит общей толщиной 300-500 м. Выше с угловым несогласием залегают карбонатные отложения среднего и верхнего ордовика толщиной до 170 м и нижнего силура толщиной до 250 м.
Отложения среднего девона, залегающие со стратиграфическим перерывом и представленные в основном песчаниками, имеют толщину от 60 м на востоке до 15 м на западе.
Перекрывающие их отложения джьерского, тиманского и саргаевского горизонтов, толщиной 100-110 м, представлены в подошве, в основном, песчаниками, которые выше сменяются на алевролиты и глины с прослоями известняков.
Доманиковый горизонт на площади сложен депрессионными фациями небольшой толщины, а верхнефранские отложения - разнофациальными отложениями: шельфового, рифового и депрессионного типов, причем смена типов разреза происходит, соответственно, с севера на юг. Общая толщина доманиково-верхнефранских отложений составляет 330-380 м, причем максимальные толщины приурочены к гребневым частям барьерных рифов, минимальные - к предрифовым зонам. На площади месторождения в субширотном направлении протягивается ухтинский барьерный риф, к облекающим отложениям которого, в основном и, приурочены залежи. Более древний сирачойский барьер, по-видимому, протягивается параллельно к северу. Наиболее полно разрезы верхнефранских отложений вскрыты в скважинах 4, 21, 28, 31.
Рифовые массивы сложены доломитами с реликтовой водорослевой структурой, в разной степени выщелоченной, с прослоями обломочных водорослевых известняков.
Фаменский ярус выделяется в основном в составе нижнего подъяруса и в сокращенном объеме среднего подъяруса. Отложения задонского горизонта площади представлены в сокращенном стратиграфическом объеме (пласт Фо).
Разрез сложен известняками серыми, иногда коричневатыми, зеленовато-серыми, преимущественно тонкозернистыми, участками глинистыми, прослоями обломочными и органогеннодетритовыми, реже водорослевыми, неравномерно пористокавернозными. Отмечаются прослои мергелей и аргиллитов в подошве горизонта, толщина которых, а также пласта Ф 0 уменьшается в гребневой части ухтинского рифа. Толщина горизонта меняется от 30 до 20 м. Отложения елецкого горизонта на площади представлены сокращённом объеме, так как отсутствует нижняя глинистая толща.
В подошве горизонт сложён известняками глинистыми, мергелями и глинами толщиной 30-40 м. Завершается разрез горизонта ритмично чередующимися пластами-коллекторами Ф 1, Ф 2, Ф 3, Ф 4 с межпластовыми глинисто-карбонатными пачками. Пласты-коллекторы представлены переслаиванием известняков тонкозернистых, органогенно-обломочных.
Известняки пятнисто-доломитизированные, неравномерно кавернозно-пористые, сульфатизированные, волнисто-слоистые. Общая толщина елецких отложений 190-240 м, причем четко наблюдается закономерное уменьшение толщины над гребневыми частями франских рифов, постепенное их увеличение к зарифовым зонам и очень резкое увеличение к предрифовым зонам. Изменение происходит как за счет различной полноты разреза, так и за счет различных толщин отдельных пачек. Среднефаменский подъярус имеет толщину 5-55 м, в общем увеличиваясь к востоку и уменьшаясь в гребневых частях франских рифов за счет предвизеиского размыва. Представлен подъярус доломитизированными известняками.
Отложения карбона представлены всеми тремя отделами общей толщиной 250-270 м. Сложены различными известняками и доломитами, с редкими прослоями глин.
Карбонатная часть нижнего отдела перми в объеме ассельского и сакмарского ярусов имеет толщину 150 м. Перекрывающие пестро цветные терригенные отложения нижней и верхней перми имеют толщину около 600 м. Отложения триаса сложены песчано-глинистыми отложениями толщиной 300-320м.
Юрская система сложена сероцветными песчаниками, алевролитами с подчиненными прослоями глин. Толщина отложений системы 200-250 м. Четвертичными отложения представлены суглинками, супесями плотными с примесью гравия, гальки с прослоями песков, галечников. Толщина до 150 м.
1.3 Состав и свойства пород продуктивных пластов
Дебиты нефти из среднедевонских отложений составляют до 208,1 т/сут., плотность нефти - 801-808 кг/м 3, газовый фактор - 57-60 м 3/т на Верхнегрубешорской площади.
Коллектор гранулярный, пористость: 8,6-9,4 %, нефтенасыщенность: 79-80 %, проницаемость: 28-36 Д.
Из сирачойских отложений на Верхнегрубешорской площади получены притоки нефти до 7,9 м 3/сут.
Плотность разгазированной нефти - 828 кг/м 3, газовый фактор составляет 113,3 м 3/сут. Коллектор представлен неглинистыми трещиноватыми известняками. Пористость принята равной 0,02 %, нефтенасыщенность 100 %, проницаемость - 0,4 Д.
Содержание серы и сероводорода в растворенном газе выше установленного предела промышленного содержания. Балансовые запасы серы составляют 52396 т.