Проектирование технологии СКО на добывающей скважине № 1040 Харьягинского месторождения

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

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.

     Рисунок 1 – Обзорная карта района расположения Харьягинского месторождения.

     Месторождение расположено в пределах Тимано-Печорской  нефтегазоносной провинции, характерным  для которой является значительный этаж промышленной нефтеносности. В  геологическом разрезе месторождения  выявлено 17 продуктивных пластов в  отложениях среднего-верхнего девона, нижней-верхней перми и нижнего триаса, объединённых в 6 эксплуатационных объектов (рисунок 2).

     За  период, прошедший после подсчёта запасов нефти, на месторождении  были пробурены одна разведочная  Del-1 (на объект 2) и более 200 эксплуатационных скважин (в основном на объект 1). Из всего числа пробуренных скважин объект 2 вскрыли 91 скважина. Геолого-геофизическая характеристика этого объекта и необходимые геологические сведения о месторождении в целом рассматриваются в следующих разделах.

     Рисунок 2 – Схематический геологический профиль продуктивных отложений в разрезе Харьягинского месторождения: 1 – граница размыва; 2 – ВНК; 3 – песчаники; 4 – рифогенные карбонатные известняки; 5 – нефтенасыщение; 6 – водонасыщение; 7 – тектоническое нарушение.

     1.2 Стратиграфия.

     Вскрытый  разрез осадочного чехла рассматриваемого месторождения общей толщиной около  4000 м представлен отложениями от девонских до четвертичных. Ниже приводится их краткое описание.

     Девонская система – D – представлена отложениями трех отделов. Нижнедевонские (D₁) известняки с прослоями доломитов и включениями ангидритов вскрыты на толщину 222 м.

     Среднедевонские отложения (D₂) представлены афонинским и старооскольским горизонтами живетского яруса.

     В разрезе афонинского горизонта (D₂af) общей толщиной около 400 м выделяются пять литологических пачек, из которых две, залегающие в средней части горизонта, содержат промышленные запасы нефти. Нижняя продуктивная пачка I, толщиной от 20 до 127 м, слагается преимущественно алевролитово-глинистыми породами с прослоями (2-3 м) песчаников с глинисто-сидеритовым цементом. Пачка III, толщиной 27-59 м, сложена песчаниками с прослоями слюдистых алевролитов и тонкослоистых аргиллитов.

     Старооскольский горизонт (D₂st) в подошвенной своей части слагается песчаниками с глинистым цементом и прослоями алевролитов и глин, образующих так называемую «верхнюю» продуктивную пачку. Общая ее толщина изменяется от 30 до 141 м.

     Верхнедевонские отложения (D₃) общей толщиной более 1300 м представлены франским и фаменским ярусами.

     Франский ярус (D₃f) представлен в объеме двух подъярусов. Нижний из них (D₃f₁) представлен четырьмя стратиграфическими горизонтами: пашийским (D₃ps), кыновско-саргаевским (D₃kn+sr), семилукским (D₃sm). Верхнефранский подъярус (D₃f₂) сложен неоднородной толщей пород, входящих в состав трех свит – ветлосянской (D₃vtl), сирочайской (D₃src) и ухтинской (D₃uh) суммарной толщиной 237 м. Ухтинская свита является одним из основных продуктивных объектов в разрезе рассматриваемого месторождения.

     Фаменский ярус (D₃fm) представлен в объеме двух подъярусов: нижнефаменским (D₃fm₁) и верхнефаменским (D₃fm₂).

     Каменноугольная система - С - представлена всеми тремя отделами.

     Нижнекаменноугольный отдел (C₁) включает окский надгоризонт (C₁ok) верхневизейского подъяруса и серпуховский ярус (C₁s).

      Среднекаменноугольный отдел (С₂) представлен в объеме верхнемосковского подъяруса (С₂m₂).

     Верхнекаменноугольный отдел (С₃) слагается известняками плотными, неслоистыми.

     Пермская  система – Р - представлена отложениями нижнего и верхнего отделов.

     Нижнепермский отдел (P₁) включает карбонатные отложения ассельско-сакмарского и артинского ярусов, перекрываемые терригенными отложениями кунгурского яруса.

     Отложения ассельского+сакмарского ярусов (P₁a+s) являются промышленно-нефтеносными, их общая толщина составляет от 69 до 97 м. Отложения артинского яруса (P₁ar) толщиной отложений от 25 до 47 м содержат промышленные запасы нефти.

     Верхнепермский  отдел (Р₂) представлен в объеме неразделенных уфимского (P₂uf), казанского (Р₂kz) и татарского (P₂tat) ярусов, сложенных различающимися по генетическим признакам (морского или континентального происхождения) терригенными породами.

     Триасовая система - Т - представлена всеми тремя отделами.

     Нижнетриасовые  отдел (T₁) сложен отложениями чаркобожской свиты (T₁chb), в верхней части которой мощная толща переслаивания песчаников и алевролитов и глин. В разрезе этой толщи выделяются до 12 пластов, из которых Т₁-I, Т₁-IV, Т₁-VII и Т₁-VIII содержат промышленные запасы нефти. Общая толщина свиты составляет от 341 до 374 м.

     Выше  по разрезу залегают отложения шапкинской серии (T_1-2sp) в составе харалейской свиты (Т_1-2hr), датируемой нижнее-среднетриасовым возрастом.

     Среднетриасовый отдел (Т₂) представлен ангуранской свитой (Т₂an), сложенной в нижней своей части песчаниками с прослоями глин, которые вверх по разрезу сменяются глинами. Толщина свиты составляет 83-136 м.

     Верхний отдел (Т₃) сложен глинами с прослоями алевролитов и песчаников нарьянмарской свиты (Т₃nm) толщиной от 201 до 278 м.

     Юрская  система - J - представлена всеми тремя отделами, общая толщина которых составляет от 343 до 373 м.

     Нижнеюрский отдел (J₁) представлен в объеме харьягинской свиты (J₁hr) общей толщиной от 40 до 65 м.

     Среднеюрский  отдел (J₂) представлен песками с примесью каолинита и прослоями глин и слабосцементированных песчаников. Толщина отложений изменяется от 70 до 96 м.

     Верхнеюрский  отдел (J₃) слагается алевролитами и глинами, а также плитчатыми мергелями и алевролитами. Толщина отложений составляет 174-242м.

     Меловая система - К - представлена только нижним отделом (K₁) в виде переслаивания алевролитов, глин и песков. Толщина отложений составляет от 206 до 258 м.

     Четвертичная  система - Q - представлена толщей песчано-суглинистых отложений.

     1.3 Тектоническая характеристика месторождения.

     В тектоническом отношении Харьягинское месторождение приурочено к одноимённому валообразному поднятию (структуре), расположенному в центральной части Колвинского мегавала. В свою очередь эта структура по кристаллическому фундаменту и девонским отложениям осложнена системой локальных поднятий более низких порядков: Северо- Центрально- Южно-Харьягинскими и Ошским (на юго-западе). Промышленно нефтеносными рассматриваемые продуктивные пласты являются в пределах Центрально-Харьягинского поднятия, которое по материалам сейсмических исследований 3D, проведенных компанией ТПФ «ТРРР» в 2001 г., по кровле верхнефранских отложений представляет собой антиклинальную складку северо-западного простирания, осложнённую многочисленными тектоническими нарушениями. Наиболее значимое из них амплитудой более 200 м установлено в восточной части месторождения, амплитуда остальных нарушений не превышает 10-15 м. Вдоль южной части поднятия прослеживается аномальная зона, интерпретируемая по акустическому импедансу как флексура. Размер поднятия составляют не менее 30x15 км, амплитуда – около 500 м.

     Структура поднятия по кровле нижнепермских отложений (пласт P₁ar) имеет унаследованный характер по отношению к структурному плану по кровле отложений верхнефранского подъяруса. Поднятие осложнено, кроме регионально выдержанного сброса на востоке Харьягинской структуры, двумя куполами в южной и северной частях, к которым приурочены залежи нефти. Размеры поднятия в пределах замкнутой изогипсы – 1820 м составляют 28х10 км, амплитуда – около 170 м.

     1.4 Характеристика геологического строения продуктивного пласта.

     Рассматриваемый пласт D₃-III.

     Относится к сложно построенным геологическим объектам, характеризующимся значительной литологической изменчивостью слагающих их пород и высокой степенью геологической неоднородности самих объектов.

     Ниже  даётся краткая геолого-физическая характеристика рассматриваемого пласта и связанных с ним залежей нефти.

     Пласт D₃-III.

     С этим пластом связаны две неравноценные  залежи нефти. Основная залежь в пределах выделенных её границ охарактеризована 19 разведочными и 62 эксплуатационными скважинами в диапазоне глубин от 2460 до 2931 м. Залежь сложного комбинированного типа – пластового сводового (на западе), литологически (на юге и севере) и тектонически (на востоке) экранированного – связана с рифовым массивом, входящим в состав рифовой системы в верхнедевонских отложениях, которая пересекает Центрально-Харьягинское поднятие в широтном направлении. Большинство исследователей классифицируют её как барьерный риф.

     Залежь  образована в результате сочетания  рифового массива с высокой амплитудной  складкой с характерными элементами переотложения – в южном и северном направлениях отмечается существенная глинизация разреза пласта. Это дало основание отнести отложения названных территорий к предрифовой и зарифовой фациям.

     Материалы бурения эксплуатационных скважин, пробуренных в юго-восточной части  изучаемой территории, изменили ранее  сложившееся представление о  развитии предрифовой фации. В разрезе этих скважин по данным ГИС однозначно выделяются коллектора, правда, небольшой толщины и преимущественно водонасыщенные. Сама же граница этого типа фаций была определена по материалам сейсмики 3D и седиментологических исследований, проведенных компанией ТПФ «ТРРР». Причём для структурно-сейсмической аномалии в южной части поднятия был принят вариант литологического барьера. Обоснованием для этого послужила существенная разница в абсолютных отметках ВНК, принятых по основной и вновь открытой южной залежам соответственно – 2826 м и – 2600 м.

     Размеры этой залежи при принятых границах составляют 12x7 км, высота – 470 м, значительная часть её площади (92,7 %) занимает чисто нефтяная зона.

     Южная залежь - вновь открытая, вскрыта одной разведочной и 6 эксплуатационными скважинами на глубине от 2704 до 2798 м, имеет небольшие размеры 4x1,2 км, высоту – 45 м, относится к массивному типу. ВНК по этой залежи принят на абсолютной отметке – 2600 м по данным ГИС.

     В литологическом отношении рассматриваемый  пласт представлен органогенно-детритовыми  известняками, часто глинистыми и  доломитистыми, плотными. Известняки разнозернистые, сгустковые и комковатые, в основном порового типа с тонкими прослоям трещин небольшой протяженности, кавернами и карстовыми пустотами преимущественно в гребневой части рифа. Основную часть породы составляют мелкие (0,1-0,5 мм) сферы, сгустки и комочки пелитоморфного и мелкозернистого кальцита, в значительном количестве (10–40 %) присутствует детрит, состоящий из раковин фораминифер размерами 0,1-0,3 мм, корродированных обломков кораллов, остракод и других остатков ископаемой фауны. Встречаются более крупные (до 0,5 мм) водорослевые образования типа онколитов.

     Трещиноватость в большей мере имеет тектоническое происхождение, чем эпигенетическое. Трещины заполнены чаще всего кальцитом, реже ангидритом и чёрно-коричневым битумом.

     Отмеченные  особенности литологического состава  пород пласта нашли отражение  в двух противоположных проявлениях  – получении высоких притоков нефти 506-809 м³/сут в скважинах 2, 3, 44, 54, 57 и поглощении глинистого раствора при бурении как «старых» скважин 1, 2, 44, 48, 50, 52, так и новых - №№ 1042, 1050, 1057, 1060, 1062, 1066, 1070, 1074, 1075, 1091, 2084. Многие из них оказались расположенными вблизи тектонических нарушений, намечаемых по сейсмике, однако говорить об однозначном влиянии трещиноватости на отмеченные выше факты не приходиться. По крайней мере, это не подтвердили результаты детального анализа гидродинамических исследований разведочных скважин. В данном случае речь следует вести, скорее всего о присутствии зон разуплотнения.

     Определению стратиграфических границ залегания  пласта по данным ГИС способствовало присутствие в его разрезе  трёх геофизических реперов. Два  из них, выделяемые в подошвенной  части фаменского яруса, отличаются характерным поведением (в виде двух пик) кривых ГК и НГК, третий 02 – 20 – залегает в 10 – 15 м выше подошвы пласта.

     Создание  геологической модели пласта D₃-III базировалось на результатах литолого-петрографических исследований керна, отобранного из новых скважин, и детальной корреляции разрезов всех вскрывших его скважин с использованием программного пакета Geosuit. По её результатам в составе изучаемого объекта были выделены 4 литологические пачки, индексируемые сверху вниз как А, В, С и D. Определяющими при выделении пачек являлись геофизические кривые ГК, НГК и АК, в качестве основных геологических критериев были приняты следующие особенности: существенные глинизация и уплотнение пород пачки А, в целом монолитное или относительно монолитное строение пачки В и заметная доломитизация и как следствие уплотнение пород пачки D.