Курсовая работа: Проект соляно-кислотной обработки призабойной зоны пласта на Верхнегрубешорском месторождении

Содержание гелия-выше кондиционного (0,048 % объемн.) только в залежах среднедевонских отложений, однако запасы его невелики и отнесены к забалансовым.

Всего по шести залежам начальные балансовые запасы нефти категории C1 составляют 25323 тыс. т, растворенного газа - 4046800000 м 3; прочие запасы нефти (категории С 2) - 4902000000 т, растворенного газа - 891500000 м 3.

1.4 Состав и свойства нефти, насыщающих продуктивные пласты

Нефть продуктивного горизонта относится к группе малосернистых. Свойства пластовой нефти: давление насыщения газом 4,8-9,3 МПа; газосодержание 52,2-66,2 %; суммарный газовый фактор 50,0; плотность, 766 кг/м 3; вязкость от 2,68 мПа; объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании 1,128-1,196; плотность дегазированной нефти 858,0-879,0 кг/м 3.

1.5 Состав и свойства пластовой воды

Пластовые воды по своему химическому составу рассолы хлор - кальциевого типа с общей минерализацией 252-280 г/л, в среднем 270 г/л в ионно-солевом составе преобладают хлориды (в среднем 168 г/л) и натрий (70,8 г/л). Плотность воды в среднем 1,186 г/см 3, вязкость 1,9 мПас.

В естественных, не нарушенных закачкой воды условиях в подземных водах терригенного девона сероводород отсутствует.

Газонасыщенность подземных вод 0,248-0,368 м 3/м 3, снижается по мере удаления от нефтяных залежей. В составе растворенного в воде газа преобладает метан.

1.6 Состав и свойства газов, насыщающих продуктивные пласты

Компонентный состав газа приведен в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Компонентный состав газов месторождения

Геолого-физические характеристики Верхнегрубешорского месторождения приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2. - Геолого-физические характеристики месторождения

2. Текущее состояние разработки месторождения

2.1 История разработки месторождения

Верхнегрубешорское нефтяное месторождение расположено на территории Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

Верхнегрубешорское месторождение открыто в марте 1971 г. первой поисковой скважиной № 1.

Поисковые работы на Верхнегрубешорской площади начаты нефтеразведочной экспедицией Ухтинского ТГУ.

Ею пробурена скважина № 1 - первооткрывательница залежей нефти в среднедевонских отложениях. Дальнейшие поисково-разведочные работы на Верхнегрубешорском месторождении производились нефтеразведочной экспедицией Ухтинского ТГУ.

Промыслово-геофизические исследования в скважинах и первичная обработка материалов производилась в Ухтинской геофизической экспедиции.

Лабораторная обработка керна, анализы флюидов и промысловые исследования в скважинах выполнены Ухтинской тематической экспедицией Ухтинского ТГУ

Проведенными разведочными работами выявлены три залежи нефти на Верхне-Грубешорском месторождении (две в песчаниках среднего девона и одна в карбонатных отложениях сирачойской свиты франского яруса верхнего девона).

Кроме того, выявлена незначительная по величине запасов залежь газа в песчаниках нижнего триаса.

В процессе подготовки отчета в сентябре 1979 г. группой работников и экспертов ГКЗ СССР в составе В.Г. Москвичевой, В.П. Гаттенбергера, Н.Н. Нарьенко и А.В. Ручкина были рассмотрены первичные геологические и геофизические материалы и обсуждены вопросы подсчета запасов. К этому времени все разведочные работы на Верхне-Грубешорской площади были уже закончены. Запасы нефти по залежи в терригенных отложениях нижней перми и газа в терригенных отложениях нижнего триаса в виду их незначительности на утверждение ГКЗ не представляются.

2.2 Рассматриваемые варианты разработки месторождения

В результате проведенного комплекса поисковых и разведочных работ на месторождениях подготовлены к промышленной разработке (категория C1) залежи нефти в терригенных коллекторах 1-2 пачек и частично 3 пачки среднего девона Верхнегрубешорского месторождение, массивная и пластовая надрифовая залежи.

Часть запасов в 3 пачке живетского яруса, представляемая по категории C2, является ближайшим резервом для перевода запасов в промышленные категории после окончания бурения поисковых скважин № 47, 48, задачей которых также является комплексное изучение всего разреза среднего девона.

Режим залежей в 1-3 пачках среднего девона оценивается как упруго-водонапорный с возможным переходом в процессе разработки в водонапорный.

Опытная эксплуатация залежей позволила оценить потенциальные возможности продуктивных пластов, доказать устойчивость дебитов во времени и стабильность величины пластового давления.

Непосредственная близость подготовленного к разработке Южно-Шапкинского нефтегазового месторождения обуславливает необходимость комплексного обустройства объектов нефтедобычи, наличие единого коридора внутрипромасловых и магистральных коммуникаций, что, в свою очередь, позволит значительно улучшить технико-экономические показатели разработки месторождений в целом.

Дальнейшие перспективы нефтеносности и прироста запасов на месторождениях связаны с более глубоко залегающими горизонтами среднего девона, где, судя по результатам региональных сейсмических исследований, обнаруживается сохранение структурных элементов залежей

2.3 Характеристика текущего состояния разработки месторождения

По состоянию на 01.05.2017 г. по среднедевонеким отложениям Верхнегрубешорского месторождения учтены суммарные извлекаемые запасы нефти категории C1 1,850 млн. т. В том числе по среднедевонским отложениям 0,966 млн. т. и по верхнедевонским.

В соответствии с принятыми подсчетными параметрами по величине суммарных балансовых запасов нефти и газа категории C1 (29370 млн. усл. т) и извлекаемых (11,825 млн. усл. т) месторождение относится к категории средних.

В процессе разбуривания залежей нефти установлено значительное изменение геологического строения залежей, связанное как с сокращением, так и расширением продуктивных площадей, а также с изменением коллекторских характеристик.

Различная степень выработки и интенсивности разработки объясняется различным геологическим строением пластов, разной коллекторской характеристикой, различной долей запасов.

Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,498. Попутно с нефтью отобрано 156,8 млн. воды. Средняя обводненность добываемой продукции за период разработки составила 68,9 %. Водонефтяной фактор - 1,76.

В 2013 году с площади отобрано 420 тыс. нефти. Темп отбора нефти составил 0,6 % начальных и 3,48 от текущих извлекаемых запасов. Попутно с нефтью отобрано 3046 тыс. т. воды. Обводненность добываемой продукции равна 86,8 %.

Среднесуточный дебит одной скважины по нефти равен 3,6 т/сут., по жидкости 27,3 т/сут. Годовой водо-нефтяной фактор - 6,6. Среднее пластовое давление в зоне отбора и забойное давление добывающих скважин составляет 16,0 и 9,6 МПа.

Все современные методы воздействия на пласт месторождения с целью МУН делятся на шесть основных групп:

1) рациональное размещение нефтяных и нагнетательных скважин;

2) гидродинамическое воздействие закачкой значительных масс воды для поддержания или увеличения начального пластового давления;

3) тепловое воздействие на систему пласт - насыщающие жидкости;

4) физико-химические методы, основанные на использовании химических реагентов типа ПАВ, полимеров, кислот и т. д.;

5) газовые методы, основанные на использовании азота, диоксида углерода, дымовых газов, метана, природного газа и других подобных веществ;

6) группа комбинированных методов, сочетающих одновременно различные принципы воздействия.

На площади постоянно идет обновление фонда скважин за счет бурения скважин с целью повышения нефтеизвлечения. Скважины, выполнившие свое назначение, или технически неисправные уходят в пьезометрические, в консервацию и в ликвидацию.

3. Проект соляно-кислотной обработки призабойной зоны пласта на Верхнегрубешорском меторождении

3.1 Соляно-кислотная обработка. Основные понятия

Различают несколько видов соляно-кислотных обработок, среди которых:

· простая СКО;

· кислотная ванна;

· СКО под давлением;

· пенокислотная обработка;

· термохимическая обработка;

· термокислотная обработка;

· поинтервальная или ступенчатая СКО.

Соляно-кислотная обработка - это обработка призабойной зоны пласта (ПЗП) раствором соляной кислоты и основана на ее способности растворять карбонатные породы по следующим реакциям. Известняк СаСО 3:

СаСО 3 + 2НС 1 = СаCl2 + Н 2О + СО 2 (3.1)

Доломит CaMg(CO3)2:

CaMg(CO3)2 + 4НС 1 = CaCL2 + MgCL2 + 2H2O + 2CO2 (3.2)

Продукты реакции хорошо растворимы в воде и сравнительно легко удаляются из призабойной зоны при вызове притока и освоении. Реакция начинается со стенки скважины, но особенно эффективна в поровых каналах. Установлено, что при этом диаметр скважины не увеличивается, а расширяются только поровые каналы, приобретая форму узких и длинных каверн. Основное назначение обычной соляно-кислотной обработки заключается в закачке кислоты в пласт (разветвленная система микротрещин и капиллярных каналов в ПЗП), по возможности, на значительное расстояние от стенки скважины с целью расширения размеров микротрещин и каналов, улучшения их сообщаемости между собой, что увеличивает проницаемость системы и дебит скважины. Глубина проникновения кислоты в пласт зависит от скорости реакции. В свою очередь, скорость реакции зависит от химического состава породы, удельного объема кислотного раствора (м 3/м 2 поверхности породы), от температуры, давления и концентрации кислоты. Скорость реакции кислотного раствора характеризуется временем ее нейтрализации при взаимодействии с породой и зависит от температуры следующим образом: в зависимости от вещественного состава карбонатной породы скорость реакции возрастает от 1,5 до 8 раз при повышении температуры от 20 до 60 °С. При этом изменение концентрации кислотного раствора от 5 до 15 % НС 1 не оказывает практического влияния на скорость реакции даже при температуре 60 °С.