Анализ и путем совершенствования Эффективности методов соляно-кислотных обработок

МИНИСТЕРСТВО  ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО 

ОБРАЗОВАНИЯ РФ

 

МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

 

 

Кафедра: “Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений”

 

 

 

 

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

 

 

 

На тему: “Анализ и путем совершенствования Эффективности методов соляно-кислотных обработок  ”

Объект: “Красноленинское месторождение, Пальяновская площадь,

                 ТПДН “Пальяновский”

 

 

 

 

 

 

Выполнил:

Студент группы 18-12        

 

 

 

Проверил:

Преподаватель кафедры                 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Альметьевск 2010 г.

           СОДЕРЖАНИЕ:

      1. Введение ……………………………………… 5                                                    
      2. Краткая характеристика геологического строения продуктивного горизонта………………………………………6
      3. Основные параметры продуктивных пластов…….……………………………………15
      4. Физико – химические свойства флюидов…………………………………………16
      5. Технико – эксплуатационная характеристика эксплуатационного фонда скважин…………….……………………………18
      6. Анализ причин снижения продуктивности скважин….………………………………………21
      7. Анализ технологической эффективности выполняемых СКО………………………………………………23
      8. Рекомендуемая технология

    проведения  СКО……………………………….24

      1. Расчет процесса проведения СКО и подбор необходимого оборудования..…………………………………..26
      2. Определения технологической эффективности рекомендуемой технологии проведения СКО………………………………………………31
      3. Выводы и рекомендации……………………34

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.Введение.

 

Одним из основных методов ОПЗ с  целью поддержания текущих темпов добычи нефти в скважинах с  карбонатными трещиновато-пористыми  коллекторами является соляно-кислотная  обработка. При высокой проницаемостной неоднородности по толщине и простиранию продуктивного пласта кислота поглощается в основном хорошо проницаемыми зонами пласта и реагирует в призабойной зоне. Проблемой подключения в работу бездействующих зон пласта и увеличения радиуса обработки может решаться двумя путями:

        Кратным снижением скорости реакции  соляной кислоты с карбонатной  породой за счет специальных  добавок-замедлителей;

         Диспергированием соляной кислоты  до мельчайших глобул, покрытием  этих глобул в защитную оболочку с последующей доставкой в глубину пласта и разрушением бронирующей оболочки;

Кислотная обработка скважин явилась  первым и весьма эффективным методом  интенсификации добычи нефти и до настоящего времени находит промышленное применение на всех нефтяных промыслах. Эффективность солянокислотных обработок скважин зависит от концентрации кислоты, ее количества, давления при обработке, температуры на забое, характера паров и других факторов. Для проведения кислотных обработок объем и концентрация раствора кислоты планируется для каждой скважины индивидуально, так как точно подсчитать эти параметры затруднительно.

При обработке скважин  к раствору соляной кислоты добавляют  следующие компоненты :   интенсификаторы – поверхностно-активные вещества (ПАВ), снижающие в 3…5 раз поверхностное натяжение на границе «нефть-нейтрализованная кислота», ингибиторы – вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование, стабилизаторы – вещества, необходимые для удержания  в растворенном состоянии продуктов реакции примесей раствора соляной кислоты с железом, цементом и песчаниками.

2. краткая  характеристика геологического  строения продуктивного горизонта

 

 

В тектоническом  отношении Площадь приурочена к  восточной части Потымецкого  куполовидного поднятия, расположенного в центральной части Красноленинского свода.

Промышленная  нефтеносность на исследуемом участке  была установлена скважиной 22 в 1971 году. В дальнейшем результаты глубокого  бурения и детальные сейсморазведочные  работы уточнили строение этой части Красноленинского свода.

В основу построения структурных карт по продуктивным пластам (графические приложения 4.1.-4.5.) положены структурные карты по данным сейсмических исследований, переобработанных и увязанных  с данными бурения. Выполненные  исследования позволили уточнить строение Площади.

По отражающему  горизонту "Т" в пределах исследуемой  площади выделяются Пальяновское и  Сиговское поднятия. Пальяновское поднятие расположено в восточной части  Красноленинского свода и имеет  по изогипсе -2400 м размеры 18´11 км, амплитуду около 75 м и субмеридиональное простирание длинной оси. В пределах этой изогипсы Пальяновское поднятие объединяется с Сиговским поднятием целым рядом более мелких куполков. По изогипсе -2400 м Пальяновское поднятие раскрывается в сторону Ем-Еговского поднятия.

По кровле отражающего  горизонта "К" все отмеченные поднятия сохраняются.  Сиговское поднятие по изогипсе -1400 м имеет размеры 7´2.5 км, амплитуду около 20 м и субмеридиональное простирание длинной оси. Пальяновское поднятие по этой же изогипсе   -1400 м имеет изометричную форму, размеры 5´5 км, амплитуду 17 м. Изогипсой -1420 м Пальяновское поднятие объединяется с Сиговским и раскрывается в сторону Ем-Еговского поднятия.

Следует отметить, что наблюдается выполаживание  структурных планов снизу вверх  по разрезу (графические приложения 4.6.-4.7.).

 

Меловая система

 

В составе меловых  отложений Красноленинского нефтеносного района выделяются верхняя часть  отложений баженовской свиты, фроловская, кошайская, викуловская, ханты-мансийская, уватская, кузнецовская, березовская, ганькинская свиты.

 

Фроловская  свита

 

Фроловская  свита согласно залегает на баженовской  и распространена в пределах Красноленинского района повсеместно.

Нижняя часть  фроловской свиты представлена морскими серыми и темно-серыми глинами с  линзовидными прослоями глинистых  известняков и сидеритов. В низах  свиты в южной и юго-восточной  части Красноленинского нефтеносного района появляются линзовидные прослои мелкозернистых песчаников.

Верхняя часть  фроловской свиты представлена серыми глинами с прослоями алевролитов  и многочисленными линзами и  гнездами мелкозернистых песчаников, обусловливающих линзовидно-гнездовую  текстуру глинистых пород. Возраст  свиты по положению в разрезе и спорово-пыльцевым спектрам принимается в объеме берриаса, валанжина, готерива, баррема и нижнего апта. Общая толщина фроловской свиты 527-625 м.

 

Кошайская свита

 

Кошайская свита  имеет широкое распространение  в западной и центральной частях низменности. Осадки ее согласно залегают на породах фроловской свиты. Свита разделяется на две пачки: нижнюю и верхнюю. Нижняя пачка отличается существенно глинистым составом. Верхняя же пачка содержит, кроме глин, алевролиты и алевриты с прослоями известняков. Характерно обилие линз и гнезд песчаного материала. Наиболее выдержана на больших территориях нижняя пачка. Она является хорошим маркирующим горизонтом.

Породы содержат спорово-пыльцевые комплексы апта. По спорово-пыльцевым комплексам возраст кошайской свиты принимается аптским. Общая толщина свиты 50-65 м.

 

Викуловская свита

 

Викуловская свита (апт-альб) имеет региональное распространение  в пределах западной части низменности. Залегает на кошайской и перекрывается  ханты-мансийской свитой. Подразделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита сложена морскими глинисто-алевритовыми породами с подчиненными прослоями глинистых известняков с текстурой "конус в конус". Вверх по разрезу количество алевритового материала увеличивается. Содержит обугленные растительные остатки, желваки сидерита. Возраст по спорово-пыльцевым спектрам принят в объеме верхов верхнего апта. Верхняя подсвита имеет преимущество алеврито-песчаный состав с линзами и прослоями глин. Глины серые и темно-серые, обогащенные алевритовым материалом. Песчаные и алевролитовые пласты часто имеют микрослоистое линзовидное строение. С отложениями викуловской свиты на Красноленинском своде связаны залежи нефти.

Возраст свиты  по спорово-пыльцевым комплексам принимается  в объеме нижнего альба. Толщина викуловской свиты 225-290 м.

 

Ханты-мансийская свита

 

Ханты-мансийская свита (альб) согласно залегает на породах  викуловской и перекрывается  отложениями уватской свиты. По литологическому  составу разделяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю.

Нижняя подсвита сложена морскими темно-серыми аргиллитами, с тонкими прослоями алевролитов, известняков и сидеритов. Возраст нижней подсвиты ханты-мансийской свиты принимается в объеме среднего альба. Возраст верхней подсвиты принят в объеме верхнего альба.

Верхняя подсвита представлена прибрежно-морскими сероцветными алевролитами и глинами с редкими прослоями песчаников. Породы содержат многочисленный обугленный детрит. Подсвита разделяется на две пачки. Нижняя пачка представлена чередованием песчаников и глин. Характерной особенностью пачки является выдержанность песчаных пластов и разделяющих их глинистых перемычек. Верхняя пачка представлена чередованием алевролитов и глин с прослоями песчаников. Общая толщина ханты-мансийской свиты  240-275 м.

 

Уватская  свита

 

Уватская свита (сеноман)  имеет широкое распространение  в западной части низменности. Она  согласно залегает на породах ханты-мансийской и перекрывается кузнецовской свитой. Несколько условно разделяется  на две пачки: нижнюю - глинисто-алевролитую  и верхнюю - алевролито-песчаную. Слагается серыми и зеленовато-серыми песками, песчаниками, алевролитами и глинами с многочисленными обугленными органическими остатками. Породы содержат  спорово-пыльцевые  комплексы  сеномана.  Толщина  свиты 225-275 м.

 

Кузнецовская свита

 

Кузнецовская  свита (турон) широко развита на территории низменности. Породы свиты трансгрессивно залегают на подстилающих отложениях уватской свиты. Кузнецовская свита  преставлена темно-серыми глинами, серыми и зеленовато-серыми глинами, с единичными прослойками алевролитов, реже глауконитовых песчаников. Фауна позволяет принять возраст кузнецовской свиты туронским. Общая толщина свиты  35-50 м.

 

Березовская свита

 

Березовская свита (верхи турона - кампан) повсеместно  развита в пределах изучаемого района. Свита согласно залегает на породах кузнецовской и без видимого перерыва перекрывается отложениями ганькинской свиты.

Свита подразделяется на две подсвиты: нижнюю (верхний  турон-коньяк-сантон) и верхнюю (кампан).

Нижняя подсвита cложена серыми, темно-серыми и голубовато-серыми опоками, кремнистыми глинами и аргиллитами.

Верхняя подсвита представлена серыми, а в верхней  части - зеленовато-серыми глинами, опоковидными, с редкими прослоями опок. Возраст  березовской свиты принят в объеме верхов верхнего турона, коньяка, сантона, нижнего кампана и большей части верхнего кампана. Общая толщина березовской свиты 190-240 м.

 

Ганькинская свита

 

Ганькинская свита (верхи кампана - маастрихт-дат). Отложения  ганькинской свиты имеют широкое  распространение в пределах Западно-Сибирской низменности. Ганькинская свита представлена характерной толщей известковистых зеленовато-серых глин, иногда опоковидных, с прослоями алевролитов и мергелей. Известковистость глин уменьшается в северном направлении. Низы ганькинской свиты отнесены к верхам кампанского, маастрихского ярусов. К датскому ярусу условно отнесена верхняя часть разреза ганькинской свиты. Толщина свиты 40-60 м.

 

Кайнозойская  группа

 

Палеогеновая  система

 

Палеогеновые  отложения широко развиты в пределах Красноленинского района. Они согласно залегают на меловых отложениях. Отложения палеогеновой системы представлены всеми тремя отделами: палеоценовым, эоценовым и олигоценовым. Палеоцен, эоцен и часть олигоцена сложены преимущественно морскими осадками. Породы верхов нижнего, среднего и верхнего олигоцена имеют континентальный генезис. В составе палеогеновых отложений выделяются талицкая, люлинворская, тавдинская, атлымская, новомихайловская и журавская свиты.

 

Талицкая  свита

 

Талицкая свита (палеоцен) имеет широкое распространение в пределах изучаемого района. Свита разделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита представлена темно-серыми массивными глинами, участками глауконитовыми, с редкими линзами сидеритов и алевритового материала.

Нижняя часть  верхней подсвиты талицкой свиты представлена темно-серыми, почти черными глинами с многочисленными гнездами и линзами, выполненными алевролито-песчаным материалом и редкими прослоями алевролитов. Породы содержат стяжения пирита, глауконита. Верхняя часть подсвиты представлена однородными, тонкоотмученными, иногда опоковидными глинами. Возраст свиты по положению в разрезе принят в объеме палеоцена. Общая толщина талицкой свиты 115-150 м.

 

Люлинворская  свита

 

Осадки люлинворской свиты (эоцен) имеют повсеместное распространение в пределах Красноленинского района. Они согласно залегают на породах талицкой свиты и без следов видимого перерыва перекрываются отложениями тавдинской свиты.

Свита разделена  на три подсвиты. Нижняя подсвита представлена опоками и опоковидными глинами серыми, с присыпками кварцево-глауконитового песка в нижней части. В подошве подсвиты часто наблюдается пачка зеленовато-серых кварцево-глауконитовых песчаников. Возраст подсвиты принимается в объеме нижнего и среднего эоцена.

Cредняя подсвита  сложена диатомитами и диатомовыми глинами, светло-серыми, иногда алевритистыми с неровным и полураковистым изломом. Встречаются прослои опоковидных глин. Возраст свиты принимается в объеме низов верхнего эоцена.

Породы верхней  подсвиты характеризуются зеленовато-серыми и темно-серыми тонкослоистыми диатомовыми глинами. В глинах отмечаются ходы червей, желваки марказита. Встречаются прослои опоковидных глин. Возраст верхней подсвиты условно принят в объеме средней части верхнего эоцена.  Общая толщина свиты 200-225 м.

 

Тавдинская  свита

 

Тавдинская свита (верхи эоцена - нижний олигоцен) имеет почти повсеместное распространение в пределах Красноленинского района. Свита сложена толщей голубовато-зеленых  и оливково-зеленых пластичных глин с тонкими линзочками светло-серого алевритового материала. Возраст свиты принимается в объеме верхов верхнего эоцена, низов и середины нижнего олигоцена. Верхняя подсвита отличается от нижней более высоким содержанием алевритовых примесей и наличием прослоев песчаников. Возраст нижней подсвиты условно принят в объеме верхов верхнего эоцена и низов нижнего олигоцена. Возраст верхней подсвиты - середина нижнего олигоцена. Общая толщина тавдинской свиты 120-160 м.

 

Атлымская свита

 

Атлымская свита (нижний олигоцен). Породы свиты залегают на отложениях тавдинской свиты согласно или участками с небольшим перерывом. Свита сложена аллювиальными, аллювиально-озерными и озерными светло-серыми кварц-полевошпатовыми, сахаровидными мелко- и разнозернистыми песками с прослоями зеленых и бурых глин. Мощность свиты 60-80 м.  Возраст свиты принят в объеме верхов нижнего олигоцена.

 

Новомихайловская  свита

 

Новомихайловская  свита (средний олигоцен). Свита сложена  чередованием серых и бурых глин, алевролитов, серых и светло-серых  кварцевых и кварц-полевошпатовых песков с прослоями и пластами углей и лигнитов. Возраст отложений свиты определяется как нижне-среднеолигоценовый. Толщина свиты 50-70 м.

 

Журавская свита

 

Журавская свита (верхний олигоцен) распространена в восточной части данного  района, залегает на отложениях новомихайловской свиты и с перерывом перекрывается четвертичными отложениями. Свита представлена серыми и зеленовато-серыми глинистыми алевролитами с прослоями песков и алевритов, с включениями глауконита. Возраст свиты принят в объеме низов верхнего олигоцена. Толщина  свиты - 10-30 м.

 

Неогеновые  отложения на данной территории отсутствуют. Четвертичные отложения несогласно перекрывают различные горизонты  палеогеновых пород от журавской  свиты на востоке до чеганской  свиты на западе.

 

Четвертичная система

 

 

Четвертичные  образования имеют повсеместное распространение. Отложения четвертичного  возраста представлены супесями, песками  серыми и желтовато-серыми, кварц-полевошпатовыми, с прослоями глин серых, бурых, песчанистых, иногда с включениями вивианита. Встречаются мощные слои торфа, линзы валунных галечников. На севере и востоке данной территории развиты ледниковые отложения, в составе которых встречаются различные по размерам отторженцы. Размеры отторженцев по площади достигают 3-5 кв.км. и высотой до 100 м.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. ОСНОВНЫЕ  ПАРАМЕТРЫ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ.

Промышленная нефтегазоносность  на Пальяновской площади выявлена в  терригенных меловых (пласты ВК1 и ВК2)  и юрских отложениях (пласты Ю0-1,ЮК2-9, базальный горизонт).

В 1986 году в ГКЗ СССР был принят отчет «Подсчет запасов нефти и растворенного газа в викуловских отложениях Ем-Еговской и Пальяновской площадей Красноленинского месторождения», выполненного ЗапСибНИГНИ Главтюменьгеологии по состоянию на 1.04.86 года. 

По состоянию изученности на 1.01.2001 г. в пределах лицензионного участка пробурено 34 (28 непосредственно в границах Площади) разведочных и 20 эксплуатационных скважин. Юрские отложения, породы коры выветривания и фундамента на Пальяновской площади вскрыты 30 скважинами. Отложения викуловского горизонта вскрыты  54 скважинами, в 13 скважинах  проведено его испытание и 16 скважин находятся в промышленной эксплуатации. Притоки нефти из викуловских отложений  изменяются от 3,7 до 18,7 м3/сут в разведочных скважинах и от 6 до 12 м3/сут в эксплуатационных. После проведения гидравлического разрыва пласта ВК-1 на эксплуатационных скважинах был получен приток нефти дебитом более 20 м3/сут. Нефтегазоносность пластов тюменской свиты и коры выветривания, а в ряде случаев и совместно с баженовской и абалакской свитами подтверждено 30 скважинами. В 9 скважинах получены фонтанирующие притоки нефти от 0,9 до 220 м3/сут,  в четырнадцати – непереливающие притоки с дебитами от 0,147 до 21,96 м3/сут.

Подсчет запасов нефти  Пальяновской площади в пределах лицензионного участка №11 ТПДН Пальяновский выполнен в Научно-Аналитическом центре рационального недропользования Ханты-Мансийского автономного округа.

 

 

 

 

4. Физико-химические свойства флюидов.

На площади глубинные  и поверхностные пробы нефти  отобраны из пластов викуловской и тюменской свит. Отбор и исследование нефти проведены ЦЛ Главтюменьгеологии и институтом СибНИИНП.

Свойства пластовой  нефти в пределах залежей резко  отличаются между собой. Нефть викуловской  свиты имеет низкое газосодержание, давление насыщения, усадку. Нефть пластов ЮК2-5 находится в условиях повышенных пластовых давлений ( 24 МПа ) и температур ( 102-105оС ). Газосодержание изменяется в диапазоне 163-211 м3/ т. Давление насыщения ниже пластового. Нефть в пласте очень легкая. Доля метана в них составляет 32-33 %. Для нефти всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами. Нефтяной газ высокожирный. Поверхностная нефть пластов ВК и ЮК малосернистая, парафинистая и малосмолистая с выходом фракций до 350оС не менее 45%. Нефть пласта ВК вязкая, средней плотности, пласта ЮК- маловязкая, легкая.

Свойства и  состав воды.

Минерализация пластовой  воды колеблется  от 11,2 г/л до 16,7 г/л. В пластовых условиях плотность  воды составляет 970-977 кг/м3, вязкость 0,3 Мпа. Основные солеобразующие компоненты представлены ионами  Na+, Ca++, Mg++, Cl-, HCO3-. Содержание сульфат ионов колеблется от 0,03 до 0,66 моль/м3.

При изменении начальных  пластовых условий возможно выпадение  солей на нефтепромысловом  оборудовании и установках подготовки нефти. Свойства и состав воды приведены в таблице 1 

 

 

 

 

 

 

 

Средние физико-химические свойства пластовых вод Пальяновской площади.

таблица 1

 

Отложения

ph

Ρ,кг/м3

Состав ионов

Общая

Минерализация

Мг-экв/л

 

NH4

 

B

 

J

 

Br

 

Fe

Clˉ

SO4ˉ

HCO3

Ca2+

N, Mg

Na+, K+

ЮК0-1

8,1

1005,3

31,26

37,8

3,62

27,44

14,58

50,67

165,37

–

–

–

–

–

ЮК2-3

7,9

1025,1

423,7

122,3

3,5

47,26

24,81

477,39

1098,96

21,6

12,57

4,13

28,86

–

ВК-1

6,6

1150

3879,1

18,45

3,8

719,25

392,5

2790,7

8803,8

-–

–

7,07

394,5

–

ВК-2

4,8

1184

4927,5

0,53

0,22

1032,1

328,9

3563,9

9853,15

195,7

11,1

8,3

763,1

165,3

Баз.гор.

4,9

1186

-405,3

0,04

–

92,7

27,7

289,4

815,4

185,4

8,58

8,3

788,2

43


 

 

 

 

5. Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин.

 

 

В 1985 году на Площади введена в промышленную разработку скважина № 44 и затем в 1992 году скв. № 27. Проектным документом, на основании которого разрабатывалась тюменская свита, была пояснительная записка к технологической схеме опытно-промышленной разработки площади, утвержденная техсоветом Главтюменьнефтегаза (протокол № 42 от 4 августа 1983 года).

В 1992 году  на Пальяновскую площадь  институтом СибНИИНП составлена технологическая  схема разработки, которая была рассмотрена  и утверждена Центральной комиссией  по разработке Российской Федерации ( протокол № 1527 от 23 декабря 1992 года) и предусматривающей реализацию следующих проектных решений:

  • общий проектный фонд скважин: по объекту ВК – 646 (416 добывающих и 230 нагнетательных); по объекту ЮК – 529 (407 добывающих и 122 нагнетательных);
  • максимальные годовые уровни:

добычи нефти: объект ВК – 394 тыс. тонн; объект ЮК – 545 тыс. тонн;

добыча жидкости: объект ВК – 1500 тыс. тонн; объект ЮК – 1400 тыс. тонн;

закачка воды: объект ВК – 1820 тыс. м3; объект ЮК – 2170 тыс. м3;

  • накопленная добыча нефти за 5 лет разработки в целом по площади – 1640 тыс. тонн; за 10 лет – 4390 тыс. тонн; за 15 лет – 8270 тыс. тонн; за 20 лет – 11100 тыс. тонн.

Ввиду низкой продуктивности юрского комплекса на который  был сделан упор в технологической  схеме бюро ЦКР при рассмотрении «ТЭО инвестиций в разработку Восточно-Пальяновской площади» ( протокол № 1975 от 19.12.95 года ) рекомендовал в 1996 году представить новую технологическую схему разработки Восточно-Пальяновской площади, где основный объектом разработки принять отложения викуловской свиты, а по юрскому комплексу составить проект доразведки и исследования скважин, направленное на дополнительное изучение залежи.

В 1997 году на Площадь институтом СибНИИНП составлена технологическая  схема разработки, которая была рассмотрена  и утверждена Центральной комиссией  по разработке Российской Федерации ( протокол №  2150 от 25 мая 1997 года) и предусматривающей реализацию следующих проектных решений:

  • общий проектный фонд скважин:
  • по объекту ВК – 259 (196 добывающих и 63 нагнетательных), схема размещения скважин трехрядная,  блоковая, с расстоянием 600х600 м;
  • по объекту ЮК + базальный горизонт – 96 эксплуатационных + 13 разведочных (72+12р добывающих и 24+1р нагнетательных),  схема размещения скважин площадная, квадратная, с расстоянием 500х500 м, бурение на первом этапе 7 разведочных скважин;
  • максимальные годовые уровни:

добычи нефти: объект ВК – 593,9 тыс. тонн; объект ЮК – 255,2 тыс. тонн;

тонн;

закачка воды: объект ВК – 1484 тыс. м3; объект ЮК – 1051,7 тыс. м3;

  • накопленная добыча нефти за 5 лет разработки, начиная с 1997 года,  в добыча жидкости: объект ВК – 873 тыс. тонн; объект ЮК – 688 тыс. целом по площади – 11943,3 тыс. тонн; за 10 лет – 5818,6 тыс. тонн; за 15 лет – 8369,9 тыс. тонн; за 20 лет – 10307,7 тыс. тонн.

В 1996 году институтом составлен  проект доразведки Площади на основании  переинтерпретации данных сейсмо-, гравиметрической и магниторазведки. Проект предусматривает бурение 23 разведочных скважин на юрские отложения в течение  7  лет общим метражом  59  тыс. метров, проведение сейсморазведочных работ  методом МОВОГТ- 3D на площади 100  кв. км для изучения зон высокой продуктивности.

В сезон 2000-2001 гг. проведены  сейсморазведочные работы МОВОГТ- 3D на площади 100 кв. км, планируемый срок окончания интерпретации 4 кв. 2002 года.

На Площади, введенной  в эксплуатацию 1992 году, по состоянию  на 1.01.02 года  из отложений юрского комплекса добыто 346,3 тыс. тонн нефти ( с учетом скважины 44-Р), что на  (26,7%) ниже проектного уровня, из викуловских отложений – 85,1 тыс. тонн нефти, что на  (79,1%) ниже проектного уровня. Пробурено 28 разведочных и 20 (вместо запланированных 57) эксплуатационных скважин. В действующем фонде числится 20 эксплуатационных скважин, разведочные скважины числятся на балансе Комитета по управлению гос. имуществом. Текущий дебит по пласту ЮК- 94.7 т/ сут  при обводненности 1,4% , по пласту ВК –348,3 т/ сут при обводненности 31,1% .

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6. Анализ причин  снижения продуктивности скважин.

 

            В процессе добычи нефти, вся  извлечённая жидкость проходит  через призабойную зону добывающих  скважин, а вся нагнетаемая  жидкость через призабойную зону нагнетаемых скважин. Эти процессы происходят при давлениях и температурах отличных от тех при которых находились эти жидкости в пласте или на поверхности, поэтому в призабойной зоне скважины, как в фильтре могут откладываться различные углеводородные компоненты и соли. Для снижения фильтрационных сопротивлений, необходимо осуществлять мероприятия по воздействию на призабойную зону скважины для увеличения проницаемости, улучшения сообщаемости со стволом скважины и увеличения системы трещин и каналов для облегчения притока жидкости и снижения энергетических потерь в данной области пласта.

               В процессе бурения и эксплуатации  продуктивность скважин снижается  по следующим причинам :

Анализ и путем совершенствования Эффективности методов соляно-кислотных обработок 📙 Курсовая → 🆔 11710

Анализ и путем совершенствования Эффективности методов соляно-кислотных обработок 📙 Курсовая → 🆔 11710

Анализ и путем совершенствования Эффективности методов соляно-кислотных обработок