На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


курсовая работа Соляно-кислотная обработка скважины на Приобском месторождении

Информация:

Тип работы: курсовая работа. Добавлен: 29.04.2012. Сдан: 2011. Страниц: 12. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


Федеральное агентство по образованию Российской Федерации
Санкт-Петербургский  государственный горный институт
им. Г.В. Плеханова 
(технический  университет) 
 
 
 

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений 
 
 

КУРСОВОЙ  ПРОЕКТ 
 


По дисциплине  _______________________________________________________
________________________________________________________________________
(наименование  учебной дисциплины  согласно учебному  плану) 

                

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА 


Тема: ___________________________________________________________________
________________________________________________________________________ 


Автор: студент гр. _______    ____________________     /______________/
                                        (подпись)   (Ф.И.О.) 
 

ОЦЕНКА: _____________ 
 

Дата: ___________________ 
 

ПРОВЕРИЛ 


Руководитель     ________       ________________        /_____________/
                      (должность)                           (подпись)                                  (Ф.И.О.) 
 
 
 
 
 

Санкт-Петербург
2008 
 
 

СОДЕРЖАНИЕ 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

ВВЕДЕНИЕ

 
     Составной частью геолого-технических мероприятий, направленных на повышение эффективности  использования эксплуатационного фонда скважин, являются методы воздействия на призабойную зону пласта, целью применения которых является увеличение нефтеотдачи добывающих скважин.
     Применение  их обусловлено тем, что процессы вскрытия и освоения пластов, мероприятия, связанные с ремонтом скважин, выполняются с использованием водных растворов на глинистой основе или водных растворов солей. Это приводит к кальматации порового пространства коллектора твердой фазой растворов, проникновению фильтрата в прискваженную зону, набуханию глинистых составляющих коллектора, образованию стойких малоподвижных систем «нефть-вода» с высоким градиентом сдвига. Следствием названных изменений, происходящих в призабойной зоне пласта, является снижение продуктивности скважин, а в ряде случаев невозможность вызова притока нефти, уменьшение действующей толщины пласта. Сокращение периода фонтанной эксплуатации скважин, снижение технико-экономических показателей механизированных способов добычи нефти.
     Среди используемых методов воздействия  доминирующее положение занимают физико-химические методы, в частности, кислотные обработки. К преимуществам кислотных обработок следует отнести простоту технологических решений, доступностью используемых материалов, низкие эксплуатационные затраты на проведение работ.
     Проведен  значительный объем работ по совершенствованию  кислотных композиций и технологии их применения в нашей стране и за рубежом. В результате проведенных исследований разработан широкий перечень кислотных композиций и технологических приемов их использования.
     Многообразие  видов кислотных обработок объясняется различием в геолого-физических характеристиках месторождений. Обобщение результатов применения тех или иных видов кислотных обработок в различных нефтедобывающих районах страны позволяет сделать вывод о том, что эффективность их применения в значительной степени зависит от того, насколько характеристика применяемого метода учитывает геолого-физические характеристики месторождения.
     На  промыслах Западно-Сибирского комплекса кислотные обработки призабойной зоны пласта получили широкое применение и составляют более 80% от всего объема работ по воздействию на призабойную зону пласта. Эффективность их применения, несмотря на значительный накопленный опыт, остается низкой.

1. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ И СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1. Общие сведения.

     ООО «Юганскнефтегаз» – одно из крупнейших нефтегазодобывающих предприятий России, дочернее предприятие нефтяной компании «РОСНЕФТЬ», входящей в десятку самых мощных нефтяных компаний России, которое было создано на базе 4 НГДУ ООО "Юганскнефтегаз" (НГДУ "Мамонтовнефть", НГДУ "Юганскнефть", НГДУ "Майскнефть", НГДУ "Правдинскнефть") в 2004 году.
     Приобское месторождение ЦДНГ-12, являющееся собственностью ООО «Юганскнефтегаз», открыто в 1982 г., введено в разработку в 1988 году. В административном отношении месторождение расположено в Ханты-Мансийском автономном округе Тюменской области, в 65 км к востоку от г. Ханты-Мансийска и в 100 км к западу от г.Нефтеюганска (рисунок 1). В непосредственной близости к Приобскому расположены крупные, находящиеся в эксплуатации месторождения: Приразломное (на юго-востоке), Салымское (20 км восточнее), Правдинское (57 км на юго-восток).
     Месторождение относится к чрезвычайно сложным  для освоения как с точки зрения разработки недр, так и работы на поверхности. Сложность в освоении  месторождения заключается также и в том, что левобережная и правобережная части имеют самостоятельные инфраструктуры.
     Левобережная  зона охватывает южную часть лицензионного  участка СЛТ. В пределах коренного левого берега, начиная с 1988 г., ведется разработка горизонтов АС10, АС11, АС12.
     На  сегодняшний день эксплуатационное бурение ведется в пределах пойменного участка. Всего на 01.01.2005 года пробурено 1081 эксплуатационных скважин.
     Правобережная зона занимает северную часть лицензионной территории месторождения. Начиная  с 1999 года, ведется эксплуатация правобережного участка, разбуривание приостровной части.
     Накопленная добыча нефти по месторождению на 01.01.2003 составила 28531 тыс.т., годовая добыча – 11883 тыс.т.
     Месторождение по площади и разрезу изучено  с разной степенью детальности. Сейсморазведочные  работы на площади их проведения позволили  выделить области распространения  песчаных тел, их толщины, и тем самым  увеличить степень достоверности прогнозов. Наименее разведан северный и северо-западный участок, занимающие территорию Горшковской площади, где пробурены единичные разведочные скважины и по редкой сети отработаны сейсмические профили МОГТ. 

     
Рис. 1.1. Месторождения ООО Юганскнефтегаз 
 
 
 

1.2. Состав и свойства  пород-коллекоров.

      Продуктивные  отложения на территории Приобского месторождения  сформированы в позднеюрское и меловое время. Промышленная нефтеносность установлена в неокомских пластах группы АС. По данным геофизических исследований, испытаний пластов наличие свободной воды не установлено. Залежи нефти представляют собой замкнутые линзовидные тела, полностью заполненные нефтью. Отложения генетически связаны с двумя основными типами литофаций: турбидитные и шельфовые осадки. Литологический состав пород представлен промежуточными разностями между песчаниками и алевролитами.
      Продуктивными  пластами  на  Приобском  месторождении  являются пласты группы "АС":  АС7, АС9,  АС10, АС11, АС12.  В стратиграфическом плане данные пласты  относятся к меловым отложениям верхнеевартовской свиты. Литологически верхне-вартовская свита сложена частым и неравномерным переслаиванием  аргиллитов с песчаниками и алевролитами. Аргиллиты темно-серые,  серые с зеленоватым оттенком,  алевритистые, слюдистые.  Песчаники и алевролиты серые, глинистые, слюдистые, мелкозернистые.  Среди аргиллитов  и песчаников  встречаются  прослои  глинистых  известняков,    конкреции сидерита.
      Горизонт  АС10. Основной пласт-коллектор на левой части месторождения. Подразделяется на пласты АС100, АС101, АС102-3. Имеет место увеличение зернистости вверх по разрезу, что свидетельствует об условиях бокового наращивания (фация авандельты). На месторождении горизонт АС10 представлен глубоководными фациями конуса выноса и дельтовыми отложениями на шельфовой части горизонта АС11. Эта глубоководная часть, которая в соответствии с кодировкой пластов называется АС102-3, формировалась в западной части, вниз по падению, клиноформы горизонта АС10. При низком уровне моря шельф горизонта АС101 был эродирован и осадки снесены в более глубокие части через подводные каньоны, прорезанные в склоне шельфа горизонта АС101. По каротажным и керновым данным пласт имеет слоистое строение. Детальная корреляция скважин эксплуатационных участков по продуктивному горизонту АС10 показала, пласт представляет собой единое песчаное тело. На левом берегу имеет место плавный переход от шельфовых отложений к склоновым. При этом пласт имеет двучленное строение с увеличенной мощностью.
      Горизонт  АС11. На Приобском месторождении это основной коллектор, который имеет лучшие коллекторские свойства и высокие дебиты при опробовании. Песчаник АС11 имеет схожее строение с пластом АС10, и он также формировался в процессе бокового наращивания. Пласт АС11 имеет зону большой мощности, которая параллельна палеобереговой линии, где имеет место постепенный переход песчаников в глины в западном направлении, вниз по падению клиноформ. Пласт легко коррелируется и имеет наибольшую степень выдержанности. По условиям осадконакопления это либо серия прибрежно-морского бара, параллельного палеобереговой линии, либо песчаник авандельты (берегового склона). Наибольшей мощностью пласт характеризуется на восточной части лицензионного участка.
      Горизонт  АС12. Пласт АС12 содержит более 50% начальных балансовых запасов на лицензионной территории. Песчаники мелкозернистые и интерпретируются как глубоководные осадки, представляющие собой конусы выноса склона или дна бассейна, переотложенные при эрозии шельфа горизонта АС12 при низком уровне моря.
      Песчаный  коллектор распространяется в области конуса выноса, где он характеризуется наибольшей мощностью. В конфигурации границ распространения пласта преобладают элементы меридионального простирания. Выделяются две области распространения пласта АС12. Одна из них занимает Горшковскую площадь, другая Селияровскую и Приобскую.
      В целом породы пластов АС10, АС11 и АС12 имеют достаточно близкие литологические и структурно-текстурные признаки. Структура порового пространства коллекторов в значительной степени сформировалась под влиянием постседиментационных процессов растворения и регенерации.
      Коллекторы  содержат в основном субкапиллярные и микрокапиллярные поры, доля капиллярных пор незначительна. Фильтрационно-емкостные свойства определяются составом глинисто-карбонатного цемента и формами его распределения. На месторождении выделяются два типа коллекторов: коллектор с рассеянной глинистостью и карбонатностью и микронеоднородный коллектор, представленный тонким переслаиванием песчаников или алевролитов с глинистыми или глинисто-карбонатными прослоями.
      Таблица 1
      Сводная таблица параметров продуктивных пластов  в пределах эксплуатационного участка.        
Пласт Средняя глубина, м
Средняя толщина Открытая  пористость, % Нефтенасыщенность, .%
Коэффициент песчанистости
Расчлененность
Общая, м Эффективая, м
АС100 2529 10,2 1,9 17,6 60,4 0,183 1,8
АС101-2 2593 66,1 13,4 18,1 71,1 0,200 10,5
АС110 2597 20,3 1,9 17,2 57,0 0,091 2,0
АС111 2672 47,3 6,4 17,6 66,6 0,191 6,1
АС112-4 2716 235,3 4,9 17,6 67,2 0,183 4,5
АС122 2752 26,7 4,0 17,7 67,5 0,164 3,3
АС123-4 2795 72,8 12,8 18,0 69,8 0,185 9,3

1.3. Состав и свойства  пластовых флюидов.

    Физико-химические характеристики пластовых и разгазированных  нефтей изучались на образцах проб, отобранных из горизонтов АС10, АС11, АС12. Исследование нефтей и газов выполнено специализированными подразделениями СибНИИНП и объединения «Юганскнефтегаз».
     Пластовые нефти по продуктивным пластам АС10, АС11 и АС12 не имеют значительных различий по своим свойствам. Характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окружённых краевой водой. В пластовых условиях нефти средней газонасыщенности, давление насыщения в 1,5 -2 раза ниже пластового (высокая степень пережатия).
     Экспериментальные данные об изменчивости нефтей по разрезу эксплуатационных объектов месторождения свидетельствуют о незначительной неоднородности нефти в пределах залежей.
     Нефти  пластов АС10, АС11, и АС12 близки между  собой, более лёгкая нефть в пласте АС11, молярная доля метана в ней 24,56%, суммарное содержание углеводородов С2Н65Н12  - 19,85%. Для нефтей всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.
     Количество  лёгких углеводородов СН4  - С5Н12 , растворённых в разгазированных нефтях, составляет 8,2-9,2%.
     Нефтяной  газ стандартной сепарации высокожирный (коэффициент жирности более 50), молярная доля метана в нём составляет 56,19 (пласт АС10) - 64,29 (пластАС12). Количество этана намного меньше, чем пропана, отношение С2Н63Н8 равно 0,6, что характерно для газов нефтяных залажей. Суммарное содержание бутанов 8,1-9,6%, пентанов 2,7-3,2%, тяжелых углеводородов С6Н14 + высшие 0,95-1,28%. Количество диоксида углерода и азота невелико, около 1%.
     Разгазированные нефти всех пластов сернистые, парафинистые, малосмолистые, средней плотности.
     Нефть пласта АС10 средней вязкости , с содержанием  фракций до 350 С  больше 55%, нефти  пластов АС11 и АС12 вязкие, с содержанием  фракций до 350 С от 45% до 54,9%.
     Технологический шифр нефтей пласта АС10 - II   Т1П2, пластов АС11 и АС12- II  Т2П2.
     Оценка  параметров, обусловленных индивидуальными  характеристиками нефтей и газов, выполнена  в соответствии с наиболее вероятными условиями сбора, подготовки и транспорта нефти на месторождении. 

          Значения физико-химических параметров нефти основных продуктивных пластов Приобского месторождения приведены в таблицах  2, 3, 4.  
    Таблица 2
Свойства  нефти. Пласт АС10
Наименование Диапазон  изменения Среднее значение (ТСР, 2001 г.) Рекомендуемое значение
Давление  насыщения газом, МПа 4,6-11,9 8,3 12,2
Газосодержание  при однократном разгазировании, м3 25-85 65 87
Объемный  коэффициент при однократном разгазировании, д.ед. 1,111-1,280 1,196 1,266
Плотность пластовой нефти, кг/м3 761-836 796 763
Плотность сепарированной нефти, кг/м3 866-875 868 877
Вязкость  пластовой нефти, мПа*с 1,13-3,91 1,52 1,28
Суммарное газосодержание при дифференциальном разгазировании, м3 40-76 59 71,1
Объемный  коэффициент при дифференциальном разгазировании, д.ед. 1,100-1,234 1,151 1,200
Коэффициент сжимаемости, 10-4 1/МПа
  9,8 12,2
      Таблица 3
Свойства  нефти. Пласт АС11
Наименование Диапазон  изменения Среднее значение (ТСР, 2001 г.) Рекомендуемое значение
Давление  насыщения газом, МПа 5,6-13,3 10,9 12,8
Газосодержание  при однократном разгазировании, м3 49-113 75 95
Объемный  коэффициент при однократном разгазировании, д. ед. 1,134-1,358 1,229 1,287
Плотность пластовой нефти, кг/м3 729-827 775 751
Плотность сепарированной нефти, кг/м3 858-885 866 875
Вязкость  пластовой нефти, мПа*с 0,86-2,54 1,36 1,15
Суммарное газосодержание при дифференциальном разгазировании, м3 38-90 64 77,7
Объемный  коэффициент при дифференциальном разгазировании, д.ед. 1,113-1,273 1,162 1,216
Коэффициент сжимаемости, 10-4 1/МПа
  10,4 13,3
 
      Таблица 4
Свойства  нефти. Пласт АС12
Наименование Диапазон  изменения Среднее значение (ТСР, 2001 г.) Рекомендуемое значение
Давление  насыщения газом, МПа 6,4-14,3 10,4 13,2
Газосодержание  при однократном разгазировании, м3 37,39-92,42 68 90
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, д.ед. 1,125-1,279 1,202 1,270
Плотность пластовой нефти, кг/м3 753-832 788 755
Плотность сепарированной нефти, кг/м3 852-873 863 872
Вязкость  пластовой нефти, мПа*с 1,08-2,60 1,36 1,15
Суммарное газосодержание при дифференциальном разгазировании, м3 32-82 66 73,6
Объемный  коэффициент при дифференциальном разгазировании, д.ед. 1.088-1.241 1,17 1,203
Коэффициент сжимаемости, 10-4 1/МПа
  10,9 12,6

1.4. Состояние разработки  и фонда скважин.

     Состояние фонда скважин на 01.01.2003 г выглядит следующим образом:
- на левом берегу насчитывается 579 скважин,
- на  правом – 357,
     Общий фонд скважин:
- 936 скважин, из них 7 разведочных;
- эксплуатационный фонд добывающих и нагнетательных скважин - 879,             
- действующий - 762 скважины.
     Согласно  утвержденному проекту разработки к 2021 году на Приобском месторождении планируется пробурить 4214 скважин эксплуатационного фонда. Таким образом, на данный момент месторождение разбурено на 21%.
     Общий фонд добывающих скважин на левобережном участке составляет 401 скважину, эксплуатационный – 397 скважин, действующий – 349 скважин. Всего в добыче на левом берегу перебывало 560 скважин. Доля скважин с дебитами нефти и жидкости менее 5 т/сут составляет 23% и 20% соответственно; доля скважин, дающих более 50 т нефти в сутки – 9%, жидкости – 17%. Обводненность продукции менее 5 % всего у 21% скважин, обводненность выше 30% также у 21% действующего фонда скважин. Средние дебиты по нефти и жидкости на 01.01.2003г составляют 20 и 26 т/сут соответственно; средняя обводненность скважин – 19%. При этом отношение суммарной добычи воды к добыче жидкости составляет 26%.
      На  правом берегу нефть давали 337 скважин, из них 257 составляют общий фонд добывающих скважин. Из них в эксплуатации находятся 255 скважина, а в действующем фонде – 255 скважин.
      Таблица 5
Состояние фонда скважин Приобского месторождения (На 01.01.2003г)
Фонд скважин Категория Количество  скважин
Всего АС10 Всего АС11 Всего АС12 Всего м/рожд
1 2 3 4 5 6
 Фонд   Пробурено                      488 563 568 897
добывающих  Возвращено с  других горизонтов  0 0 0 0
Скважин  Всего                          488 563 568 897
                          в т.  ч. действующие: 341 388 399 574
                              из них: фонтанные               14 10 16 26
                              УЭЦН                     287 332 298 445
          ШСНУ                     38 43 81 98
          УЭДН 2 3 4 5
                          бездействующие                 20 25 37 54
                          в освоении  после бурения       0 24 0 24
                          в консервации                  0 1 0 1
      переведено  на другие горизонты  0 0 0 0
                          передано  под закачку         108 109 126 221
      в ожидании  ликвидации 5 2 3 5
                          Ликвидированные 0 1 0 1
                          переведены  в другие категории                14 13 3 17
Фонд   Пробурено                      64 95 81 123
нагнетательных  Возвращено с других горизонтов 0 0 0 0
 скважин             Переведено из  добывающих       108 109 126 221
                       Всего                          172 204 207 344
                          в т.  ч. под закачкой 100 107 103 188
                          в бездействии    10 3 27 37
                          в освоении  после бурения 0 1 2 2
                          в консервации  0 0 0 0
                          в эксплуатации  на нефть 60 92 74 114
      переведено  на другие горизонты 0 0 0 0
     в ожидании ликвидации 0 0 0 0
      ликвидировано               0 0 0 0
                          переведено  в другие категории 2 1 1 3
Специальные  Всего                          3 1 10 51
Скважины     в том  числе контрольные: 0 0 7 7
      пьезометрические    3 1 3 6
      Поглощающие - - - 0
      Водозаборные - - - 38
      и др. 0 0 0 0
 
     Распределение действующего фонда по дебитам нефти  и жидкости и обводненности продукции  на 01.01.2003г приведено на рисунках 7 и 8. Средние дебиты на правобережном участке в несколько раз выше, чем на левобережном: 170 т/сут по нефти и 182 т/сут по жидкости. Обводненность в среднем также значительно ниже: 6%. При этом подавляющее большинство скважин (82%) обводнено менее чем на 5%. Дебит менее 100 т/сут по нефти и жидкости имеют, соответственно, лишь 24% и 20% скважин. Около половины добывающих скважин действующего фонда имеют дебит по нефти выше среднего, в отличие от левого берега, где охарактеризовать таким образом можно лишь треть скважин.  
 
 
 
 
 
 
 

Выводы  к 1-му разделу.

     Таким образом, Приобское месторождение характеризуется сложным строением продуктивных пластов и высокой степенью их неоднородности. Сложность в освоении  месторождения заключается в том, что левобережная и правобережная части имеют самостоятельные инфраструктуры.
     Кроме того, месторождение находится еще в начальной стадии разработки, однако достаточно значительный накопленный отбор нефти отмечался лишь по нескольким скважинам из общего количества отслеживаемых.
     Наиболее  благоприятно с работой добывающих скважин дела обстоят по горизонту  АС10. По этому горизонту в целом отмечается хорошее соответствие результатов эксплуатации скважин геолого-физическим свойствам. Низкая степень корреляции для двух других объектов эксплуатации свидетельствует о том, что для значительного количества скважин результаты их эксплуатации неадекватны исходным природным свойствам пластов в них, что позволяет говорить об определенном потенциале в эксплуатации многих скважин.
     Одним из способов, направленных на повышение эффективности использования эксплуатационного фонда скважин и, тем самым,  на увеличение технико-экономических показателей по добычи нефти являются методы воздействия на призабойную зону пласта, доминирующее положение из которых занимают физико-химические методы, в частности, кислотные обработки.
      Выбор метода воздействия на призабойную  зону скважин определяется пластовыми условиями. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах, также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества, что соответствует условиям Приобского месторождения.
      Снижение  продуктивности добычных скважин происходит в ряде множества случаев, как: при  бурении, в дальнейшем в результате проникновения бурового раствора или  его фильтрата в призабойную  зону пласта, некачественной перфорации, при эксплуатации скважин, при проникновении в неё рабочих жидкостей во время различных ремонтных работ, - которые возникают еще на этапах освоения скважины и в дальнейшем продолжается в ходе ее эксплуатации. Вот почему кислотная обработка является приемлемым методом воздействия на призабойную зону. 
 
 
 

2. СОЛЯНО-КИСЛОТНАЯ  ОБРАБОТКА НЕФТЯНЫХ  СКВАЖИН ПРИОБСКОГО  МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1. Типы загрязнения пласта

    Солевые отложения, органические отложения и бактерии — таковы три типа загрязнений, которые могут привести к повреждениям в любом месте — от НКТ до гравийной набивки и порового пространства пласта. Солевые отложения — это минеральные отложения, которые при низких давлении и температуре в эксплуатационной скважине могут выпадать из пластовой воды, образуя корку на породе пласта или на НКТ. Со временем эта корка твердеет, что затрудняет ее удаление. Рабочая жидкость зависит от типа породы, которая может быть карбонатными отложениями, сульфатным, хлоридным минералом или минералом с железистым основанием, силикатом или гидроокисью. Проблема заключается в том, чтобы выявить, какой тип солевого отложения препятствует притоку.
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.