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:


Курсовик Методы воздействия на призабойную зону пласта

Информация:

Тип работы: Курсовик. Добавлен: 23.2.2014. Сдан: 2011. Страниц: 68. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


СОДЕРЖАНИЕ
Введение 4
1. Геологическая характеристика конитлорского месторождения 5
1.1 Геологическая характеристика месторождения 5
1.2 Продуктивные пласты 5
2. Обработка скважин соляной кислотой 15
2.1 Общие сведения о соляно-кислотной обработке 15
2.2 Кислотные ванны 19
2.3 Простые кислотные обработки 20
2.4 Кислотная обработка под давлением 22
2.5 Термокислотные обработки 24
2.6 Поинтервальная или ступенчатая СКО 26
2.7 Кислотные обработки терригенных коллекторов 27
3. Техника и технология кислотных обработок скважин 32
4. Гидравлический разрыв пласта 36
4.1 Общие сведения о гидравлическом разрыве пласта 36
5. Тепловая обработка призабойной зоны скважины 46
6. Термогазохимическое воздействие на призабойную зону скважины 49
7. Другие методы воздействия на призабойную зону скважин 55
8. Расчет обработки скважины раствором соляной кислоты 59
9. Анализ эффективности проведения СКО 65
Заключение 67
Список использованной литературы 68


Введение
Призабойная зона скважин (ПЗС) - наиболее уязвимое место системы пласт-скважина. Поэтому от ее проводимости в значительной мере зависит дебит скважин. Эта зона подвергается интенсивному воздействию буровым и цементным растворами, которые в ряде случаев значительно ухудшают фильтрационные свойства пород. Дебиты скважин со временем могут падать в связи с отложением в поровых каналах призабойной зоны парафина, смолистых веществ и минеральных солей. В зависимости от причин низких фильтрационных свойств пород этой зоны предложены различные методы воздействия на них с целью повышения дебитов скважин.
Сущность большинства этих методов одинакова как для нефтяных, так и газовых залежей. Различия могут быть лишь в некоторых деталях технологии осуществления процессов воздействия, вытекающих из специфики строения и свойств пластов газовых и газоконденсатных месторождений и различия условий в скважинах нефтяных и газовых залежей.
В основе всех методов воздействия на призабойную зону скважин лежит принцип искусственного увеличения проводимости пород, осуществляемый химическими, механическими или тепловыми средствами, которые мы рассмотрим.


1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА КОНИТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ [6]
1.1 Геологическая характеристика месторождения
Геологический разрез рассматриваемого района представлен породами двух структурных комплексов: мезозойско-кайнозойского платформенного чехла и доюрских образований.
Стратиграфия мезозойско-кайнозойского платформенного чехла приводится в сокращенном виде согласно унифицированной стратиграфической схеме 1975 (ЗапСибНИГНИ, г.Тюмень) на основании данных глубокого поискового и разведочного бурения на Конитлорской и Западно-Конитлорской площадях.
Сводный литолого-стратиграфический разрез приводится на граф. прил. рис.2.1.
В системе (отложения) Конитлорского месторождения выделяют: доюрская, юрская, меловая, палеогеновая.
1.2 Продуктивные пласты
В региональном плане Конитлорское месторождение приурочено к Конитлорской, Сукур-Яунской, Восточно-Конитлорской структурам III порядка, расположенных в пределах Венглинского структурного носа, осложняющего северный склон Сургутского свода.
Теологический разрез месторождения характеризуется широким диапазоном нефтеносности -начиная с отложений юрского возраста и кончая нижне-меловыми осадками. Нефтяные залежи выявлены в пластах Ю2(тюменская свита), Ю1 (васюганская свита), Aч1 и Ач2 (ачимовская толща), БС100(верх) и БС100(низ) (мегионская свита).


Рисунок 1.1 - Сводный литолого-стратиграфический разрез

Залежь пласта Ю2
Коллектора пласта Ю2 залегают в виде узкой полосы, направленной с юго-запада на северо-восток и двух фациальных окон в районе скв.156-157 и скв. 172-193 расположенных восточнее. Пласт продуктивен на юго-западе месторождения. Для пласта Ю2 характерен регрессивный тип разреза с опесчаниванием кровли. Южная залежь вскрыта двумя скважинами на глубинах 2739 - 2806 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от О м (на границе зон глинизации) до 5.0 м (скв. 153). В проводится условно по подошве нижнего нефтеносного прослоя в скв. 193, т.е. на а. 2723.9 м. Дебит нефти в этой скважине составил 5.1 м3/сут. при СДУ - 1274 м. Размеры залежи составляют 5 х 3.2 в км, высота - 68 м, тип - литологически экранированный
Залежи пласта Ю1
Пласт Ю1 в песчаных фациях представлен двумя небольшими зонами нефтеносности приуроченными к северной части месторождения (район скв. 181 и 182). Каждая из них содержит литологически экранированную залежь нефти. Покрышкой для залежей пласта I01 являются черные плитчатые аргиллиты георгиевской свиты. Толщина покрышки занимаемая этими залежами 4 м и 3 м соответственно.
Залежь района скв. 181 вскрыта одной скважиной на глубинах 2875 - 2887 м Нефтенасыщенная толщина в ней составляет 1.2 м. При испытании получена безводная нефть дебитом 4.5 м3/сут. при СДУ-1256м. ВНК принимается по подошве нижнего нефтеносного прослоя на а.о. -2794 м. Размеры литологически экранированной залежи составляют 9.2 х 2.2 км, высота -4м.
Залежь района скв. 182 вскрыта одной скважиной на глубинах 2864-2914 мНефтенасыщенная толщина - 7.2 м. ВНК принимается по подошве нижнего нефтеносного прослоя наа.о. -2818м. Дебит нефти - З,9 м3/сут. при СДУ - 1382м. Размеры залежи литологически экранированного типа равны 4 х 2.1 км, высота - до 38 м.
Схема контуров нефтеносности этих залежей приведена на рис. 1.2.
Пласт Ач2
Пласт Ач2 вскрыт большинством пробуренных скважин на глубинах 2671 - 2736 м. Пласт состоит из нескольких песчаных тел, разделенных зоной глинизации. Раздел зоны глинизации пластов Ач1 и Ач2 проводится в центре месторождения и делит ее на западную и восточную части. Продуктивной для обоих пластов, в основном, является западная часть. Эффективные толщины коллекторов изменяются в широких пределах от 1,9 м до 15.2м, причем зоны повышенных значений параметра представляют из себя цепочку "желваков", вытянутую вдоль перегиба палеорельефа. С востока распределение эффективных толщин более равномерное: наряду с "желваками" в районе скв. 177 и 193 отмечается постепенное закономерное уменьшение эффективных толщин к глинизации.


Рисунок 1.2- Схема контуров нефтеносности пластов ЮС1-1 и 1 Конитлорского месторождения
Основным контролирующим фактором является палеорельеф, а не современный структурный план.Коллектора пласта Ач2 перекрываются темно-серыми тонко-отмученными плитчатыми аргиллитами, толщина которых изменяется от 0.8 м до 1.2 м. Непосредственно над залежами толщина покрышки невелика: от 3.2 м до 8.0 м.
Основная залежь вскрыта четырьмя скважинами на глубинах 2671 - 2705 м и контролируется на востоке глинистым экраном. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.0 до 8.6 м. Все скважины испытаны: в двух получены безводные притоки с дебитом до 15 м3/сут. при ДУ - 769 м (скв. 199), а в двух других - совместные притоки нефти с водой.
ВНК на севере залежи отбивается на а.о. -2621.8 - 2622.3 м (соответственно скв. 180 и 182), на юге на а.о. -2621 - 2613 м, соответственно, в скв. 191 и 198.
Таким образом, при наклонном уровне ВНК (а.о. -2613 -2622 м) размеры залежи равны 8.5 х 5.5 км, а высота - 22.4 - 31.4 м (в среднем 27 м).
Схема контуров нефтеносности основной залежи приведена на рис.2.3.
Пласт Aч1
Породы-коллектора пласта Ач1 занимают наиболее обширную территорию на месторождении и наблюдаются в виде мощного, вытянутого с юго-запада на северо-восток линзовидного песчаного тела, разделенного узкой зоной глинизации на западную и восточную части. Кроме того, в районе скв. 173, 177 встречена отдельная зона песчаников.
Нефтенасыщенны коллектора в западной части месторождения и в районе скв. 173 - 177. Пласт вскрыт практически всеми пробуренными скважиннами на глубинах 2659 - 2856 м и является первым по величине запасов нефти на месторождении. Эффективные толщины изменяются от 1.2 м до 20 м, в среднем -12м.
Основная залежь вскрыта 16 скважинами на глубинах 2641-2722 м и контролируется литологическим экраном.
Нефтенасыщенные толщины изменяются в широком диапазоне: от 1.2 до 20 м.В 14 скважинах пласт испытан и безводные дебиты достигают 28.8 м3/сут. на штуцере. Наиболее высокая отметка фиксируется в скв. 155 (-2560 м), а наиболее низкая - та, в которой получена безводная нефть, в скв. 193 -2613.6 м.
ВНК не является горизонтальным по залежи. На севере и западе он проводится на глубину a.o.-2631 - 2635 м. B северной скв. 187 ВНК проведен на а.о. -2606м (средняя), далее на юг снижается до -2610 м (скв. 196), а в скв. 193 - на а.о. -2617.8 м (по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя).
Размеры залежи 32х10 км, высота 46 - 75 м (в среднем 60м), тип залежи - литологически экранированный. Восточная залежь пласта Ач1 вскрыта тремя скважинами на глубинах 2605 - 2637 м и контролируется литологическим экраном. Нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 8.6 до 20 м. В двух скважинах получена безводная нефть дебитами 7.5 и 10.2 м3/сут. при динамическом напоре соответственно 1296 и 1495 м. ВНК установлен в скв. 172 на а.о. -2660 м (средний). Размеры залежи 10.5х4.5 км, высота 44м. Тип залежи - литологически экранированный. Схема контуров нефтеносности этих залежей приведена на рис. 1.3.



Рисунок 1.3 - Схема контуров нефтеносности пластов Ач1 и Ач2 Конитлорского месторождения
Горизонт БС10
Горизонт БС10 на Конитлорском месторождении в песчаных фациях представлены лишь пластом БС100. который при корреляции был разделен на два подсчетных объекта: БС100(верх) и БС100(низ).
Для пласта БС100 можно выделить три типа разреза:
1. Зона, где оба продуктивных пласта являются коллекторами - западная и северо-западная часть месторождения;
2. Часть месторождения, где оба пласта глинизируются - юго-запад месторождения и линия перегиба палеорельефа в центре месторождения (скв. 156,157).
3. Район, где имеет распространение только верхний пласт - восточная часть месторождения (скв. 158,172,174,175,176).
Нефтенасыщенны коллекторы пласта БС100 в пределах первого типа
разреза. На структурном плане основные залежи пластов БС100(н) и БС100(в) совпадают. Общая толщина пласта БС100 изменяется от 13.8 до 33.2 м и в среднем составляет 24.9 м. Суммарные эффективные нефтенасыщенные толщины пластов БС100(н) и БС100(в) по разведочным скважинам изменяются от 6.0 до 23.4 м и в среднем составляют 16.4 м. Максимальные залегания эффективных нефтенасыщенных толщин приурочены к центральным частям залежи.
Эксплуатационное разбуривание пласта БС100 начато в 1996 году в районе разведочной скважины 195 (центральная часть залежи). По состоянию на 1.06.97 г на Конитлорском месторождении пробурено 53 скважины. По результатам эксплуатационных скважин эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 6.0 до 30.4 м, в среднем толщина составляет 17.7 м.
Из вышесказанного видно, что ожидаемая нефтенасыщенная толщина
(разведочных скважин 195-151) практически соответствует нефтенасыщенной толщине, полученной при эксплуатационном разбуривании залежи пласта БС100.
Коллекторы пласта БС100(н) вскрыты 17 скважинами на глубинах 2463 - 2567 м и представляют из себя вытянутую зону субмеридионального простирания, ограниченную с трех сторон областью глинизации, и двумя фациальными окнами в районе скв. 187 - 204, а также скв. 173-177.Эффективные толщины пласта изменяются от 2.2м до 11.2м. Распределение эффективных толщин по площади контролируется структурным фактором и зоной замещения.Покрышкой для залежей пласта БС100(н) являются аргиллиты серые, алевритистые, плотные. Над залежью толщина покрышки изменяется от 1.0м до 2.8м, увеличение толщин происходит на север.
Основная залежь пласта БС100(н) вскрыта 8 скважинами на глубинах 2461 2525м.Нефтенасыщенные толщины изменяются от 2.2 до 12.4 м. В шести скважинах пласт опробовался. Дебиты нефти изменяются от 2.7 м3/сут. При ДУ - 574 м до 55.2 м3/сут. через 8 мм штуцер при совместном испытании с вышезалегающим пластом.
Наиболее высокая отметка залежи - 2380 м зафиксирована в скв. 193, а наиболее низкая, с которой получена безводная нефть - 2427.3 м (скв.180).
ВНК проведен условно, по подошве нижнего нефтеносного прослоя в скв. 193 2442 м. Размеры литологически экранированной залежи 28 х 4 км, высота 62 м.
ПластБС100(в) вскрыт всеми пробуренными на месторождении скважинами на глубинах 2419 - 2622 м. Также как и для нижележащих пластов, поле коллектора в пределах месторождения делится на два тела: восточное и западное, разделенное зонами глинизации. Распространение западного песчаного тела контролируется линиями замещения с юга и запада. Эффективные толщины пласта изменяются в широких пределах: от 0.4 м до 17.1 м.
Области максимальных значений эффективных толщин приурочены к центральной части западного тела и имеют субмеридиональную направленность. К линиям глинизации происходит закономерное уменьшение параметра. В субширотном направлении в районе скважин 204 и 187 отмечается пережим, где происходит значительное уменьшение эффективных толщин.
Покрышкой для пласта БС100(в) является пачка глин и аргелитов, разделяющая горизонт БС10 и пласта БС9, толщина ее изменяется от 10 до 44 м с тенденцией увеличения на запад и юго-запад. Сложена покрышка аргелитами серыми и темно-серыми, плотными, участками рассланцованными, с редкими прослоями глинистого сидерита и алевролита.
Основная залежь пласта БС100(в) вскрыта 15 скважинами на глубинах 2449-2515 м и контролируется зонами глинизации. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.4 до 12.2 м.
В 14 скважинах пласт испытан: дебиты нефти изменяются от 0.6 м3/сут. При ДУ 1139 м до 55.2 м3/сут. (на 8 мм штуцере) при совместном испытании с нижележащим пластом БС100(н).Наиболее высокая отметка в скважине 193 - а.о.-2367 м, а наиболее низкая, с которой получена нефть - в скважине 191 ( а.о.-2414.2 м ).

2. ОбраБотка скважин соляной кислотой [1]
2.1 Общие сведения о соляно-кислотной обработке
Обработка скважин соляной кислотой нашла наиболее широкое распространение вследствие своей сравнительной простоты, дешевизны и часто встречающихся благоприятных для ее применения пластовых условий.
В нефтесодержащих породах нередко присутствуют в тех или иных количествах известняки, доломиты или карбонатные цементирующие вещества. Такие породы соляная кислота хорошо растворяет, при этом происходят следующие основные реакции.
При воздействии на известняк

При воздействии на доломит

Хлористый кальций (CaCL2) и хлористый магний (MgCL2) - это соли, хорошо растворимые в воде - носителе кислоты, образующейся в результате реакции. Углекислый газ (CO2) также легки удаляется из скважины, либо при соответствующем давлении (свыше 7,6 МПа) растворяется в той же воде.
В количественных соотношениях реакция соляной кислоты с известняком запишется следующим образом:


Таким образом, при взаимодействии с известняком 73 г чистой НСL при полной ее нейтрализации растворяется 100 г известняка. При этом получается 111 г растворимой соли хлористого кальция, 18 г воды и 44 г углекислого газа. Таким образом, на 1 кг известняка надо израсходовать следующее количество чистой НСL - 730 г.
Известно, что 1 л 15%-ного раствора кислоты содержит 161,2 г чистой НСL. Следовательно, для растворения 1 кг известняка потребуется 4,53 л раствора.
Аналогично для второй реакции воздействия НСL на доломит при взаимодействии 146 г чистой НСL с 184,3 г доломита [CaMg (CO3)2] при полной нейтрализации получается 111 г растворимой соли хлористого кальция; 95,3 г MgCL2; 36 г воды (Н2О) п 88 г углекислоты. Для растворения 1 кг доломита потребуется кислоты - 4,914 л 15%-ного раствора HCL.
Однако в кислоте всегда присутствуют примеси, которые при взаимодействии с ней могут образовать не растворимые в растворе нейтрализованой кислоты осадки. Выпадение этих осадков в порах пласта снижает проницаемость ПЗС. К числу таких примесей относятся следующие.
1. Хлорное железо (FeCL3), образующееся в результате гидролиза гидрата окиси железа [Fе(ОН)3], выпадающего в виде объемистого осадка.
2. Серная кислота H2SO4 в растворе при ее взаимодействии с хлористым кальцием СаСL2 образует гипс (CaS04?2H2O), который удерживается в растворе лишь в незначительпых количествах. Основная масса гипса выпадает в осадок в виде волокнистой массы игольчатых кристаллов.
3. Некоторые реагенты, вводимые в раствор кислоты в качестве антикоррозионных добавок (например, ингибитор ПБ-5).
4. Фтористый водород и фосфорная кислота, которые при некоторых технологических схемах производства соляной кислоты в ней присутствуют и при реагировании с карбонатами образуют в пласте нерастворимые осадки фтористого кальция (CaF2) и фосфорнокислого кальция [Сa3 (РO4)2].
Для обработки скважин обычно готовится раствор соляной кислоты с содержанием чистой НСL в пределах 10 - 15%, так как при большом ее содержании нейтрализованный раствор получается очень вязким, что затрудняет его выход из пор пласта. Температура замерзания 15 %-ного раствора НСL равна минус 32,8 °С.
Рецептуру приготовления раствора отрабатывают либо в промысловых лабораториях, либо в исследовательских институтах. К раствору НСL добавляют следующие реагенты:
1. Ингибиторы - вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование, с помощью которого раствор НСL транспо........


Список использованной литературы

1. Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. «Увеличение продуктивности и приемистости скважин» М. Недра, 1985 г.;
2. Амиров А.Д., Карапетов К.А. «Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин» М. Недра, 1979 г.;
3. Газизов А.А.. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002 - 639 с.;
4. Коршак А.А., Шамазов А.М.. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов. Уфа.: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2001. - 544 с.;
5. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ. ред. Ш. К. Гиматудинова/ Р. С. Андриасов, И. Т. Мищенко, А. И. Петров и др. М., «Недра», 1983.- 455 с.;
6. Годовой геологический отчет за 2001 год. НГДУ «Комсомольскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз», 2002.-193с.




Перейти к полному тексту работы


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


Смотреть похожие работы


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