Проектирование технологии СКО на добывающей скважине № 1040 Харьягинского месторождения

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ  И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное автономное образовательное  учреждение   высшего профессионального образования

  

Северный (Арктический) Федеральный Университет  имени М.В. Ломоносова 

Кафедра «Разработки и  эксплуатации нефтяных и газовых месторождений»

(наименование  кафедры) 

  Амахин Андрей Владимирович                                                        

  (фамилия, имя, отчество) 

Факультет ИНиГ     курс 4     группа 0906 
 
 

КУРСОВАЯ  РАБОТА 

По дисциплине:  Скважинная добыча нефти.  

На тему:    Проектирование технологии СКО на добывающей скважине № 1040 Харьягинского месторождения.

(наименование  темы) 
 

Проект  допущена к защите  _____________________________________________

                                                      (подпись руководителя) (дата) 
 

Руководитель        ст. препод.           _____________                      Л. Н. Иконникова

                             (должность)              (подпись)                             (и.о. фамилия) 

 

Решением комиссии от    « ___»___________________________2012 г.

признать, что  проект

выполнен  и защищён с оценкой                              
 

Члены комиссии                            

                                         

                                                      

                                               ( должность )                     ( подпись )                               (И.О. Фамилия ) 
 
 

Архангельск

2012

     

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ  И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ   Федеральное государственное автономное образовательное  учреждение высшего профессионального образования

Северный (Арктический) Федеральный Университет  имени М.В. Ломоносова

Кафедра «Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых скважин»

(наименование  кафедры)

ЗАДАНИЕ  НА  КУРСОВУЮ  РАБОТУ

по

Скважинная  добыча нефти

(наименование дисциплины)

студенту

ИНиГ

факультета

IV

курса

0906

группы

Амахину Андрею Владимировичу

(фамилия,  имя, отчество студента)

ТЕМА:

Проектирование  технологии СКО на добывающей скважине № 1040 Харьягинского месторождения

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ:

Срок  проектирования с «   »

2012  г. по «     »

2012   г.

Руководитель  проекта    ст. преп.

Л.Н.Иконникова

(должность)

(подпись)

(и.,о., фамилия)

 

Лист  для замечаний

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     ОГЛАВЛЕНИЕ

     ВВЕДЕНИЕ          5

      1 ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ       7

      1.1 Общие сведения о месторождении      7

      1.2 Стратиграфия         12

      1.3 Тектоническая характеристика месторождения    15

      1.4 Характеристика геологического строения продуктивного пласта 16

      1.5 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов  21

     1.6 Конструкция скважины       23

1.7 Порядок проведения СКО       25

     2 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ        27

      2.1 Расчет простой кислотной обработки     28

      2.2 Расчет реагентов, добавляемых в раствор    28

      2.3 Порядок приготовления раствора и обработки скважины  31

      2.4 Выбор агрегата и скорости закачки     34

      2.5 Расчет технологической эффективности от СКО (максимальное увеличение дебита нефти)        34

      СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ       35

 

     ВВЕДЕНИЕ

 

     Кислотная обработка скважин - эффективный метод очистки продуктивного пласта от продуктов загрязнения, попавших или образовавшихся в призабойной зоне в процессе вскрытия бурением, цементажа обсадной колонны или при эксплуатации скважины.

     Дебит скважины во многом зависит от проницаемости  продуктивного пласта (главным образом  его призабойной зоны – ПЗП), которая всегда меняется в процессе заканчивания и эксплуатации скважины. Коллекторские свойства неизбежно ухудшаются вследствие набухания глин, выпадения солей из пластовых вод, образования стойких эмульсий, отложения смол, парафинов и продуктов коррозии в фильтровой части ствола, гидратации пород, размножения сульфатвосстанавливающих бактерий. Методы восстановления, а порой и улучшения фильтрационных характеристик коллектора в ПЗП приобретают особое значение. Кроме того, после снижения кольматации (процесс естественного и искусственного проникновения мелких, главным образом глинистых и коллоидных частиц в поры и трещины горных пород) солями жесткости (привносимыми закачиваемой водой) повышается приемистость нагнетательных скважин в терригенных коллекторах.

     Существует  множество технологических вариантов  проведения кислотной обработки: начиная  от небольших кислотных ванн и  до объемных кислотных обработок  с использованием потокоотклоняющих технологий. Современные кислотные композиции, кроме собственно соляной или глино-кислоты, содержат компоненты (выполняющие различные функции), в том числе добавки поверхностно-активных веществ (ПАВ), обеспечивающих более полное удаление из пласта отработанной кислоты и продуктов реакции. При контакте кислоты и нефти происходит образование стойких нефтекислотных эмульсий, негативно влияющих на проницаемость ПЗП, а значит, и эффективность кислотной стимуляции. Стойкость эмульсии зависит от ряда факторов, среди которых определяющим является наличие в компонентах эмульсии ПАВ-эмульгаторов. Это могут быть как природные соединения, находящиеся в нефти, так и соединения техногенного характера, и, в первую очередь, ингибиторы кислотной коррозии. Отсюда, в частности, вытекает задача правильного (гармоничного) составления кислотной композиции для эффективной обработки пласта.

     Известно много методов кислотного воздействия, которые основаны на способности некоторых кислот расстворять горные породы или цементирующий материал. Применение таких кислот связано с:

     1. Обработкой ПЗС в залежах с  карбонатными коллекторами.

     2. Обработкой ПЗС в залежах с  терригенными коллекторами.

     3. Растворением глинистых или цементных  частиц, попавших в ПЗС в процессе бурения и цементирования скважины.

     4. Растворением выпавших в призабойной зоне скважины солей.

     Для обработки карбонатных коллекторов  наибольшее распространение получила соляная кислота, а для обработки  терригенных коллекторов - смесь соляной и плавиковой кислот (глиняная кислота).

     Различают несколько видов солянокислотных обработок, среди которых:

     — Обычная СКО.

     — Кислотная ванна.

     — СКО под давлением.

     — Поинтервальная или ступенчатая  СКО и др.

 

 
 
 
 

     1. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 

1.1 Общие сведения о месторождении.

     Харьягинское нефтяное месторождение было открыто в 1970 г. Геологоразведочные работы на нём были проведены в 1977-1984 гг., по результатам которых ПГО «Ухтанефтегазгеология» был выполнен подсчёт запасов нефти с утверждением их в ГКЗ. В опытно-промышленную эксплуатацию вступило в 1987 г.

     Месторождение многопластовое, в его геологическом  разрезе выделено 17 продуктивных пластов, которые объединены в 6 эксплуатационных объектов. Владельцем лицензии на право  пользования недрами и добычи нефти по объектам 2 и 3 является Тимано-Печорский  филиал компании «Тотальфинаэльф» Разведка Разработка Россия» (далее ТПФ «ТРРР»).

     После завершения геологоразведочных работ  на месторождении, в основном силами производственного объединения  «КомиНефть», были пробурены более 200 эксплуатационных скважин, из которых объект 2 вскрыли 91 скважина, объект 3 – 151. Силами ТПФ «ТРРР» был проведен капитальный ремонт ранее пробуренных скважин 2045, 2046, 2056 для разработки объекта 2 и были пробурены разведочная скважина Del-1 и четыре наклонно-направленные (КНА-1, КНА-2, КНА-3, КНА-4).

     В 1986 г. институтом ВНИИнефть была составлена технологическая схема разработки всех шести объектов разработки месторождения, которая была рассмотрена и утверждена ЦКР 27.05.86 г. (протокол № 1203). В этой работе по объекту 2 была запроектирована сетка скважин 1000x1000 м при применении законтурного и внутриконтурного заводнения (общее количество скважин – 88), а по объекту 3 – блоковое трехрядное заводнение в сочетании с очагово-избирательным (общее число скважин – 113) при сетке 600x600 м. Принятые проектные решения реализуются только по 1, 4, 5 и 6 объектам российскими производственными предприятиями. Объекты 2 и 3 по причине повышенного содержания парафина и сероводорода в попутном газе нефти этих горизонтов в разработку вовлечены не были.

     Компания  «ТРРР» получила лицензию на добычу нефти  по объектам 2 и 3 в июле 1996 г. на условиях Харьягинского СРП, подписанного 20 декабря 1995года. Работы по этим объектам были начаты после вступления СРП в силу.

     ТЭО разработки 2 и 3 объектов Харьягинского месторождения с привлечением инвестиций французской компании «ТРРР» было одобрено ЦКР Минтопэнерго РФ 20.08.92 (Протокол № 1477).

     Первым  проектным документом по объектам 2 и 3 является проект пробной эксплуатации второго объекта (пласта Д₃-III), выполненный специалистами компании «ТРРР» и принятый ЦКР Минтопэнерго 19.02.1998 г. (протокол № 2231). Реализация проекта практически началась в октябре 1999 г., когда были введены в эксплуатацию первые скважины №№ 2045, 2046 и 2056 (куст № 108).

     Следующим проектным документом была технологическая  схема опытно-промышленной разработки объекта 2, выполненная специалистами  НИПП ИНПЕТРО и компании «ТРРР». После ее рассмотрения ЦКР МЭ воздержалась от принятия проекта в качестве проекта  опытно-промышленной разработки и приняла  решение о продлении действия проекта пробной эксплуатации объекта 2 до 01.01.2003 г. (протокол № 2683 от 15.03.2001 г.)

     Технологическая схема разработки выполнена специалистами ООО «Гео Дэйта Консалтинг» в соответствии с решениями ЦКР МЭ от 15.03.2001 г. (протокол № 2683) и 05.06.2001 г. (протокол № 2714) по договору с компанией «ТРРР» № DE/02/03 от 14.01.2002 г.

     В административном отношении Харьягинское месторождение расположено на территории Ненецкого автономного округа Архангельской области, в районе с достаточно развитой инфраструктурой. В ближайших крупных городах Нарьян-Маре (в 165 км к северо-западу), Усинске и Печоре (140 и 220 км к юго-востоку) имеются аэропорт, речной порт, железные и автомобильные дороги, магистральный нефтепровод Возей - Уса - Ухта - Ярославль - Москва, газопровод Уса - Печора, линии электропередач (рисунок 1). Круглогодичная транспортировка материалов и оборудования на месторождение осуществляется вертолётным транспортом, в зимнее время функционирует автомобильная дорога типа «зимник». На расстоянии 85–220 км расположены Шапкинское, Возейское, Усинское и др. месторождения, находящиеся в разработке.

     В орогидрографическом отношении  территория расположения месторождения  представляет собой слабо всхолмленную, полого-волнистую равнину с абсолютными отметками рельефа от + 45 до 160 м над уровнем моря. Главной водной артерией территории является р. Колва с основными притоками реками Харьяга и Сандивей. Питание рек осуществляется за счёт таяния снега, летних атмосферных осадков и грунтовых вод. По рекам Колва и Харьяга в периоды весеннего и осеннего паводков возможно продвижение мелких судов с баржами.

     Климат  района умеренно–континентальный с  продолжительной зимой (с абсолютным минимумом - 52°С) и прохладным дождливым  коротким летом (максимальная температура +33°С). Среднегодовое количество осадков составляет 420–450 мм, большая часть которых приходиться на весенне-осенний периоды.

     Территория  месторождения входит в зону южной  кустарниковой тундры, что во многом определило специфику растительного  покрова в виде сфагн, лишайников и кустарников. В долинах рек имеются незначительные массивы низкорослого леса: ели, берёзы, ольхи. Деловой древесины в районе месторождения нет.

     Месторождение находится на территории сплошного  распространения многолетнемёрзлых  пород (ММП), которые развиты на всех геоморфологических уровнях. Вся толща  ММП состоит из двух слоев, разделённых  слоем талых пород. Толщина верхнего слоя составляет 20 – 90 м. Слой талых пород залегает в южной части территории на глубинах от 20 до 110 м, на севере – исчезает вследствие слияния верхнего и нижнего слоев ММП. Под руслами рек Колва и Харьяга талые породы начинаются с поверхности и здесь верхний слой мерзлоты отсутствует. Глубина подошвы ММП заметно увеличивается с 190 – 230 м на юге до 300 – 350 м на севере месторождения.