Войти в мой кабинет
Регистрация
ГОТОВЫЕ РАБОТЫ / ДИПЛОМНАЯ РАБОТА, НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО

Повышение эффективности разработки нефтяного месторождения Алиф с помощью физико-химических методов

irina_k200 1525 руб. КУПИТЬ ЭТУ РАБОТУ
Страниц: 61 Заказ написания работы может стоить дешевле
Оригинальность: неизвестно После покупки вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100% с помощью сервиса
Размещено: 25.08.2020
В данной выпускной квалификационной работе рассмотрено применение физико-химических методов на месторождении Алиф и обоснование рекомендуемого варианта технологии. Работа основывается на материалах производственной практики, учебников и учебных пособий по нефтегазовому направлению. В этой бакалаврской работе представлена геолого-физическая характеристика месторождения Алиф, стратиграфия и тектоника, минералогический состав коллекторов в продуктивном интервале. Рассмотрены свойства продуктивных пластов и объектов, физико-химические свойства флюидов. Приведен анализ текущего состояния разработки объекта DV+DVI. В процессе исследования выполнен расчет рекомендуемой технологии проведения соляно-кислотной обработки призабойной зоны пласта в скважине №06 фонда нефтяного месторождения Алиф. Рассмотрен вопрос безопасности и экологичности проекта. В разделе «экономика» представлен расчет основных экономических показателей разработки нефтяного месторождения. Работа выполнена на 60 страницах, содержит 16 таблиц и 13 рисунков.
Введение

Увеличение нефтеотдачи пластов - самая актуальная проблема на протяжении всей истории нефтегазовой промышленности. На каждом этапе развития специалисты стремились продлить добычу нефти из скважин, повысить их продуктивность, улучшить вытеснение нефти из пласта за счёт качества вскрытия, обработки призабойных зон, размещения скважин, искусственного воздействия на пласты, регулирования процесса эксплуатации и др. Современные способы интенсификации притока углеводородов к забоям скважин являются мощным инструментом повышения их текущей продуктивности, и одновременно они влияют на коэффициент нефтеотдачи. Методы интенсификации притоков из пласта должны учитывать, какой породой представлен коллектор - карбонатными либо песчаными породами, с высокой или низкой пористостью и проницаемостью, а также свойства скелета породы и насыщающих ее флюидов. Повышение нефтеотдачи и ускорение темпов разработки нефтяных залежей во многом определяется качественной и бесперебойной работой добывающих скважин, которые в свою очередь определяются состоянием призабойной зоны пласта. Эта область пласта наиболее подвержена различным физико-химическим и термодинамическим изменениям. При этом призабойная зона является той частью пласта, о которой разработчики имеют наибольшую информацию и на которую можно наиболее эффективно воздействовать с целью улучшения ее состояния. Целью настоящей работы является повышение нефтеотдачи с применением физико-химических методов на месторождении Алиф. Для достижения цели поставлены следующие задачи: ? Изучение физико-геологических характеристик месторождения Алиф; ? Анализ состояния разработки месторождения; ? Анализ применяемых кислотных обработок на месторождении; ? Выбор оптимальной технологии для условий месторождения; ? Определение эффективности и экономической рентабельности мероприятия.
Содержание

ВВЕДЕНИЕ 6 1. ФИЗИКО-ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ 7 1.1. Общие сведения о месторождении 7 1.2. Литолого-стратиграфическое описание нефтяного месторождения 10 1.3. Нефтеносность и геологическое строение продуктивных пластов 11 1.4. Характеристика коллектора основного единого объекта – DV+DVI 11 1.5. Сведения о запасах нефти 14 Выводы к первому разделу 15 2. СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ 16 Выводы ко второму разделу 18 3. ПРОЕКТИРОВАНИЕ КИСЛОТНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА 19 3.1. Обзор существующих технологий кислотных обработок 19 3.2. Выбор объекта для проводения обработки ПЗП соляной кислотой 26 3.3. Оборудование для кислотных обработок 27 3.4. Обоснование применения соляно-кислотной обработки на месторождении 27 3.5. Технология проведения солянокислотной обработки 32 3.6. Подготовка территории куста 36 Выводы ко третьему разделу 37 4. РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИИ С ПРИМЕНЕНИЕМ СОЛЯНО-КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК НА МЕСТОРОЖДЕНИИ 38 Выводы к четвёртому разделу 47 5. ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ОБОСНОВАНИЕ ВНЕДРЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ 48 5.1. Расчет себестоимости дополнительной добычи нефти 48 5.2. Расчет показателей эффективности мероприятия 51 Выводы к пятому разделу 53 6. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА 54 6.1. Анализ потенциальных опасных и вредных производственных факторов при проведении работ 54 6.2. Обеспечение безопасности при проведении работ по закачке кислотных составов 54 6.3. Экологичность проекта 56 6.3.1. Охрана окружающей среды предприятия OOO «SAFER» 56 6.3.2. Природоохранные мероприятия, проводимые при кислотной обработке 57 Выводы к шестому разделу 58 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 59 СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 60
Список литературы

1. Abbas, T.A., (2015): Reservoir Description of the Sab'atayn Basin in Yemen Geological Bulletin, (25) July(2015). 2. Al-Matary, A.M. (2013): Geohistory, microfacies and petroleum assessment of the central part of the Sab'atayn basin, Yemen. 3. Al-Thour, K.А. (2017): Diagenesis of the Middle-Upper Jurassic Carbonate Platform (Amran Group), Yemen. in Middle East models of Jurassic / Cretaceous Carbonate Systems,(Al-Sharhan, A. and Scott, R. (Eds.)SEPM Special publication No 69, USA, pp. 155-172. 4. Амиров А.Д., Карапетов К.А. «Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин» М. Недра, 1979 г. 5. Боярчук А.Ф., Кереселидзе В.П. «Изучение особенностей проникновения в коллекторы известково-битумных растворов» Нефтяное хозяйство, 1983 г. №11. 6. Зарипов С.З. «Применение жидкостей для задавливания скважин при их ремонте» Обзорная информация, серия «Техника и технология добычи нефти» ВНИИОЭНГ 1981 г. Выпуск 2. 7. Комплексный подход к увеличению эффективности кислотных обработок скважин в карбонатных коллекторах / Телин А.Г. и др. // Нефтяное хозяйство. 2001. №8. С. 26-74. 8. Кудинов В.И., Сучков Б.М., «Интенсификация текущей добычи нефти» «Нефтяное хозяйство 1990 г., №7. 9. Мищенко И.Т. Расчёты в добыче нефти: учебное пособие для техникумов / И.Т. Мищенко. М.: Недра, 1989, 245 с. 10. Справочное пособие по подготовке скважин к капитальному и подземному ремонту (глушение скважин): справочник / С.А. Шадымухамедов, С.В. Буров, С.В. Ларин и др. / ОАО «Юганскнефтегаз». Пермь: ПермГТУ, 2005, 331 с. 11. Сучков Б.М. «Причины снижения производительности скважин» Нефтяное хозяйство, 1988, 144 с. 12. Фоломеев, А. Е. Об оптимизации кислотных составов для применения в геолого-технологических условиях месторождений ОАО АНК «Башнефть» / А. Е. Фоломеев, А. С.Вахрушев, А. Г. Михайлов // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 11. – С. 108-112. 13. Юрчук А.М. Расчёты в добыче нефти: учебник для техникумов, 3-е изд., перераб. и доп. / А.М. Юрчук, А.З. Истомин. М.: Недра, 1979, 271 с.
Отрывок из работы

ФИЗИКО-ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ Общие сведения о месторождении Йемен расположен на юге Аравийского полуострова в Юго-Западной Азии и является составной частью Ближнего Востока. Он граничит с Оманом и Саудовской Аравией, а его побережье омывается Красным морем и Аравийским морем. Он охватывает площадь около 536,870 квадратных километров, как показано на рисунке 1.1 [2]. Рисунок 1.1 – Карта расположения Йемена В Йемене находятся тринадцать нефтяных бассейнов, крупнейшим из которых является бассейн Мариб-Шабва (бассейн Аль-Сабатайн), который находится в провинциях Мариб, Шабва и части управления Аль-Джавф. Этот бассейн является одним из важных бассейнов, поскольку он содержит более одного из произведенных блоков, пять из двенадцати производимых блоков, расположенных в бассейне Мариб - Шабва (бассейн Сабатайн): (Block 18 – Jannah 5 – Damis S1 – West Ayad 4 – Al-Uuqlah S2). Бассейн Мариб-Шабва можно разделить на несколько соединенных грабенов, как показано на рисунке (рисуно1.2). Общее тектоно-стратиграфическое развитие системы бассейна недавно было обобщено Редферном и Джонсом [1]. Рисунок 1.2 – Карта, показывающая месторождения и структуру бассейна Мариба-Шабвы. 1- нефтяное месторождение Алиф. Изученная область находится в середине бассейна Мариб - Шабва, которая расположена между (140 40'- 160 30' N) и (440 40'- 480 30' E) и имеет общее направление NW-SE (рис.1-3). Он простирается на юг от Аль-Джавафа до провинции Шабва. Рисунок 1.3 – Схема расположения, показывающая общие бассейны Йемена. Бассейн Мариб-Шабвы; 2- Месторождение Алиф. Изученная область включает в себя десять нефтяных скважин, расположенных между (15° 32' 0,91" - 15° 34' 59,91" N) и (45° 47 '16 "- 45° 49' 48,42" E) в нефтяном месторождении Алиф, которое расположено между 16° 15 '00 "- 16° 00 '55" N) и (44° 55' 0 - 46° 00 '33 "E). Нефтяное месторождение Алиф расположено на территории Сабатайнской области. Оно ограничено на западе месторождением Савер, а на юге месторождением Мауза и месторождением Гапал Нукум. К востоку от нефтяного месторождения Алиф находятся месторождение Алшхура и месторождение Асаад Аль-Камил, а к северу от нефтяного месторождения Алиф находится Рейданское месторождение (рисунок 1.4). Рисунок 1.4 – Спутниковое изображение Йемена показывает местоположение блока А - (источник: Google earth, 2009), В - Район исследования и месторождения углеводородов в блоке -18, С - расположение скважин. В 50 км к северо-западу находятся районные центры и автодорожные станции. В 4 км к юго-западу от месторождения проходит автомобильная магистраль Мареб-Саудовская Аравия. В 90 км к северо-западу находится Марибский нефтеперерабатывающий завод. В 5 км к юго-западу проходит действующий газопровод Мареб-Сана, а в 22 км к югу газопровод Мареб-Аден. Климат в районе резко континентальный: лето жаркое с максимум температур плюс 45 0С, частыми суховеями, зима холодная с минимумом температур минус 2. Литолого-стратиграфическое описание нефтяного месторождения Геология Йемена состоит из подвальных скал, осадочного чехла и кайнозойского вулканического происхождения, как показано на геологической карте (Рисунок 1.5). Рисунок 1.5 – Геологическая карта Йемена В геологическом строении района принимают участие два структурно-тектонических этажа: доюрское основание и платформенный чехол, которые классифицируются в зависимости от их возраста в следующие бассейны: Палеозойские бассейны. Мезозойские бассейны. Кайнозойские бассейны. Нефтеносность и геологическое строение продуктивных пластов Промышленная нефтеносность на месторождении Алиф выявлена в четырех залежах: в одной залежи франско-турнейского нефтегазоносного комплекса (залежь пласта Dfr-2 доманиково-мендымского горизонта франского яруса) и в трех залежах нижнедевонско-франского нефтегазоносного комплекса (залежь пласта DI-2 пашийского горизонта нижнефранского подъяруса, залежь пласта ДIII ардатовского горизонта живетского яруса, залежь пласта DV+DVI бийско-афонинского горизонта эйфельского яруса) [3]. Нефтеносность месторождения Алиф связана с верхне-средне девонским отделом, в пределах которого выделяются продуктивные терригенные пашийский и ардатовский пласты - D1-2, DIII и карбонатные - франский Dfr-2, а также афонинский DV и бийский DVI продуктивные пласты, рассматриваемые как единый объект – DV+DVI. Характеристика коллектора основного единого объекта – DV+DVI Нефтяное месторождение Алиф имеет среднюю глубину - 1700 м. Слагающий её карбонатный коллектор (трещиновато-поровый) с аномальным высоким пластовым давлением. В составе нефти содержится 0,37 % смол и 0,5 % асфальтенов, которые относятся к малосмолистой нефти и содержание в ней парафинов составляет 5,44 %, то есть нефть парафинистая. Эта нефть считается высококачественной, так как содержание Н_2S и воды в данный момент практически равно нулю. Эффективная пористость в пласте в пределах от 7 до 26 %, пласт считается хорошо пористым, а проницаемость в среднем составляет 0,0126 и относится к слабопроницаемым породам. Скважина работает на фонтанном режиме эксплуатации с открытым забоем. Основное осложнение состоит в отложении парафинов на стенках НКТ и вынос механических примесей на поверхность [2].?мкм?^2 Во всех скважинах, вскрывших бийско-афонинские отложения, получены притоки безводной нефти при опробовании пласта DV+DVI в колонне скважин на отметках, превышающих установленный контур ВНК. В пределах установленного контура нефтеносности длина залежи составляет 9 км, ширина – 2,8 км. Залежь пласта DV+DVI массивная, тектонически ограниченная. С запада, юга и востока залежь ограничена контуром нефтеносности, с севера – тектоническим нарушением. Продуктивный пласт DV+DVI является мощным и выдержан по площади. Эффективная толщина пласта в пределах залежи по скважинам изменяется от 30,7 м в скважине Алиф005 в южной части структуры до максимальных 107,7 м в скважине Алиф008 в западной части структуры [2]. Таблица 1.1 – Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов месторождения Параметры Пласт (объекты, залежь) Dv+Dv1 Франский(Dfr-2) Абсолютная отметка ВНК (интервал изменения), м -1654 -1218 Тип залежей Массивная, тектонически ограниченная Пластовый сводовый, лит.огран. Тип коллектора Карбонатный Терригенный Площадь нефтеносности, 103 м2 15582 31235 Средняя общая толщина, м 3,6 4,5 Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м 2,1 3,5 Коэффициент песчанистости, единиц 0,536 0,246 Коэффициент расчлененности, единиц 1,42 1,642 Коэффициент продуктивности м3/сут.МПа 56,5 1,642 Средний коэффициент проницаемости, 10-3 мкм2 0,0126 0,046 Средний коэффициент пористости, единиц 7 7,2 Средний коэффициент начальной нефтенасыщенности, единиц 0,805 0,654 Начальная пластовая температура, оС 81,1 33 Начальное пластовое давление, МПа 38,3 14,5 Давление насыщения нефти газом, МПа 6,85 3,45 Газовый фактор нефти, м3/т 588,5 12,2 Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3 574 589 Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3 787 830 Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа•с 0,22 1,28 Объемный коэффициент нефти, единиц 2,117 2,859 Плотность воды в пластовых условиях, кг/м3 1,187 1,195 Средняя эффективная толщина пласта составляет 58,8 м. Пласт Dv+Dv1 представлен 19 - 44 пропластками-коллекторами толщиной от 0,4 до 29 м, средней толщиной 2,1 м. Среднее значение расчлененности при этом – 31,9. Толщины непроницаемых разделов внутри пласта варьируют от 0,4 до 31,5 м в среднем составляя 2,9 м. Средняя гранулярность пласта 0,4. Продуктивные пласты DV и DVI приурочены к карбонатным отложениям афонинского и бийского горизонтов соответственно. Пласт-коллектор DVI бийского горизонта занимает весь объем его отложений и представлен кавернозно-пористыми биогермными известняками. Пласт распространен на большей части Cабатайнской области. Наиболее полные разрезы пласта установлены на юге области, а к северу от границы трансгрессивного выклинивания койвенских отложений они уменьшаются в северном и северо-западном направлениях, вплоть до полного выклинивания. Глинистые породы-покрышки пласта-коллектора DVI не имеют регионального распространения, а южная часть Восточно-Cабатайнского сводового поднятия характеризуется отсутствием чисто глинистых пород над пластом DVI, что проявляется и в пределах месторождения Алиф. Отсутствием покрышки пласта DVI объясняется гидродинамическая связанность его с выше залегающим продуктивным пластом DV на Алиф месторождении, пласты представляют собой единый природный биогермный резервуар под флюидо-упоромворобьевского горизонта, представленного пачкой аргиллитов и плотных известняков. Продуктивные пласты DV и DVI бийско-афонинского горизонтов рассматриваются в настоящей работе как единый объект с индексом DV+DVI [3]. Продуктивный пласт DV+DVI получил широкое развитие в пределах структуры Алиф и имеет значительные толщины пород-коллекторов. Толщина коллекторов пласта DV+DVI достигает здесь 107,7 м в скважине Алиф008 в западной части месторождения. Минимальная толщина коллектора отмечается в скважине Алиф005 на южном крыле структуры в относительно опущенном блоке между двумя малоамплитудными южными разломами и составляет 30,7 м. Средняя эффективная толщина пласта составляет 58,8 м. В пределах залежи пласт представлен 19-39 пропластками средней толщиной 98,3 м, расчлененность пласта в связи с этим достаточно высокая и составляет 31,9, коэффициент гранулярности – 0,4. Рис. 1.6. Геологическое поперечное сечение вдоль профиля (NE-S), показывающее единицы литостратиграфической породы в области исследования членов в сабатаинской свите (верхняя юра) в исследуемой области. Сведения о запасах нефти Запасы нефти месторождения Алиф последний раз утверждались в ГКЗ в 2010 г. На месторождении выделено четыре объекта разработки: два (Dv+DvI и Dfr-2) в карбонатных коллекторах и два (DIII и D1-2) в песчаных коллекторах. Утвержденные ГКЗ начальные геологические запасы нефти составляют: по пласту Dfr-2 – 1705 тыс.т (C1); 400 тыс.т (C2); по пласту D1-2 – 92 тыс.т (C1); по пласту DIII – 124 тыс.т (C1); 290 тыс.т (C2); по пласту DV+DVI – 10698 тыс.т (С1); 352 тыс.т (C2); в целом по месторождению 12619 тыс.т (C1); 1042 тыс.т (C2). Выводы к первому разделу Месторождение Алиф открыто в 1996 году и является многопластовым по своему геологическому строению. Основными объектами разработки на месторождении являются Dv, DvI и Dfr-2. На месторождении выделено четыре объекта разработки: два (Dv+DvI и Dfr-2) в карбонатных коллекторах и два (DIII и D1-2) в песчаных коллекторах. Пласт Dv+Dv1 площади месторождения Алиф выявлен в процессе эксплуатационного разбуривания. Общая толщина пласта составляет 98,3 м. Типы коллекторов – терригенный и карбонатный. Средняя общая толщина (Dv+Dv1) коллектора варьирует от 96,8 м до 165,6 м. Начальная пластовая температура составляет 81 оС, а начальное пластовое давление – 37,5 МПа. Нефть относится к классу малосернистых, малосмолистых, парафинистых, легких по плотности. Плотность нефти в пластовых условиях находится в пределах 574-789 кг/м3. Нефтяное месторождение Алиф имеет среднюю глубину - 1700 м. Слагающий её карбонатный коллектор (трещиновато-поровый) с аномальным высоким пластовым давлением. Начальная пластовая температура составляет 81,1 оС, а начальное пластовое давление – 38,3 МПа. В составе нефти содержится 0,37 % смол и 0,5 % асфальтенов, которые относятся к малосмолистой нефти и содержание в ней парафинов составляет 5,44 %, то есть нефть парафинистая. Эта нефть считается высококачественной, так как содержание Н_2S и воды в данный момент практически равно нулю. Эффективная пористость в пласте в пределах от 7 до 26 %, пласт считается хорошо пористым, а проницаемость в среднем составляет 0,0126 и относится к слабопроницаемым породам. ?мкм?^2 Скважина работает на фонтанном режиме эксплуатации с открытым забоем. Основное осложнение состоит в отложении парафинов на стенках НКТ и вынос механических примесей на поверхность. В качестве основного объекта, рассматриваемого в дальнейшем, выбран продуктивный пласт Dv+Dv1, который содержит 84 % разведанных и 33,7% оцененных запасов нефти и является самым крупным пластом месторождения Алиф по запасам. СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ DV+DVI – основной объект, разрабатывался на естественном режиме с 1996 года (закачка воды в пласт DV+DVI началась в мае 2011 года), находится на стадии разбуривания проектного фонда скважин и характеризуется растущей добычей нефти. На объекте пробурено 14 скважин, 1 скважина переведена с другого горизонта (№010). Фонд добывающих скважин составляет 17 единиц, в т. ч. 2 нагнетательные в отработке на нефть. Действующий производственный фонд - 15 скважин (эксплуатируется фонтанным методом). По геологическим причинам 1 скважина (Алиф005) была ликвидирована, 1 скважина (Алиф002) перенесена в другой пласт. В нагнетательном фонде имеется 3 скважины, из которых 2 в отработке на нефть и 1 скважина (Алиф024) под закачкой. До 2006 года в эксплуатации находились 3 скважины, из которых одна работала только 2 месяца в 1998 году (Алиф002). За период 2010-2015 года пробурено и введено в эксплуатацию 14 скважин, что привело к интенсивному наращиванию уровней добычи нефти. В 2015 году добыча нефти составила 311,5 тыс.т. По состоянию на 01.01.2015 г. накопленная добыча нефти на объекте составляет 1197,6 тыс.т (20,4 % от начальных утвержденных извлекаемых запасов), жидкости – 1213,1 тыс.т, закачка воды – 47,8 тыс.м3. Текущий коэффициент извлечения нефти равен 0,108 [3]. Динамика основных показателей за весь срок разработки по объекту представлена на рисунке 2.1. Рисунок 2.1 – Динамика основных показателей разработки пласта DV+DVI На рисунке 2.2. показано распределение скважин по накопленной добыче нефти и жидкости по состоянию на 01.01.2015 г. Максимальные накопленные отборы нефти получены по скважине Алиф003 (358 тыс. т), находящейся в работе с 2000 года, и по скважине Алиф033 (220 тыс.т), работающей с 2003 года. Минимальные отборы (меньше 50 тыс.т) соответствуют 11 скважинам, введенным в эксплуатацию в 2009 - 2011 годах. Рисунок 2.2 – Распределение скважин пласта DV+DVI по накопленной добыче нефти и жидкости Текущие технологические режимы работы скважин (декабрь 2015 г.) представлены в таблице 2.1. Таблица 2.1 – Текущие технологические режимы работы скважин пласта DV+DVI № скв. Диаметр штуцера, мм Дебит нефти, т/сут. Дебит жидкости, т/сут. Обводнен-ность, % масс Пластовое давление, МПа Забойное давление, МПа Депрес-сия, МПа 003 5 59,9 59,9 0,01 35,16 32,56 2,60 041 6 66,8 66,9 0,12 35,41 32,39 3,02 033 6 58,1 58,2 0,28 35,56 32,94 2,62 002 6 88,7 99,2 10,59 36,68 36,29 0,39 008 5 16,8 48,6 65,47 35,98 33,57 2,41 001 5 44,1 44,2 0,16 36,79 30,36 6,43 015 5 43,7 56,4 22,51 35,27 34,79 0,48 024 6 83,9 84,0 0,14 36,08 35,95 0,13 018 5 64,4 64,5 0,13 34,87 34,81 0,06 016 6 49,3 49,3 0,11 36,50 23,57 12,93 004 6 83,8 84,0 0,31 36,36 35,65 0,71 020 6 61,7 61,8 0,12 34,50 26,46 8,04 042 5 54,3 54,3 0,06 35,19 35,09 0,10 011 6 54,2 54,3 0,20 35,77 26,87 8,90 среднее значение 60,9 64,6 6,68 35,71 32,45 3,26 Выводы ко второму разделу Выполнен анализ геолого-физических условий разработки нефтяного месторождения Алиф, проведена оценка текущего состояния разработки. Месторождение Алиф находится на второй стадии разработки и характеризуется стабильным высоким уровнем добычи нефти. Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,108 (при конечном 0,509). На месторождении пробурено 19 скважин. Фонд добывающих скважин составляет 18 единиц, в т. ч. 2 нагнетательные в отработке на нефть. Действующий добывающий фонд составляет 16 скважин (эксплуатируются фонтанным способом). Из общего количества действующих добывающих скважин 15 работают на пласт DV+DVI и 1 на пласт Dfr-2. В нагнетательном фонде 3 скважины, из них 2 в отработке на нефть и 1 скважина под закачкой с 2011 года. В целом по месторождению реализация проектного фонда составляет 33 %, по основному объекту DV+DVI – 40 %, по объекту Dfr-2 – 50 %. ; [ ; ПРОЕКТИРОВАНИЕ КИСЛОТНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА Обзор существующих технологий кислотных обработок Кислотные обработки скважин предназначены для очистки забоев, призабойной зоны от солевых и продуктов коррозии при освоении скважины с целью их запуска, а так же для увеличения проницаемости пород. u Сущность кислотной обработки заключается в нагнетании кислотного состава в поровое пространство при давлении ниже давления разрыва. Кислотный состав растворяет часть породы и загрязнений, увеличивая тем самым проницаемость пласта. Обычно глубина обработки не превышает 1,0 - 1,5 м. u Кислотное воздействие разделяют на следующие виды: кислотные ванны, внутрипластовые и поинтервальные кислотные обработки, кислотный гидроразрыв пласта или кислотные обработки при высоком давлении, кислотно-гидромониторное или термокислотное воздействия. u Кислотные ванны целесообразны при первичном освоении скважин в период ввода их в эксплуатацию или в процессе эксплуатации для удаления с фильтра загрязняющих кислоторастворимых материалов. Кислотные ванны предпочтительно применять для очистки необсаженных фильтров скважин. Для обработки скважин, фильтр которых перекрыт обсадными трубами, используют кислотные составы пониженной коррозионной активности. Потребное количество кислотного раствора на кислотную ванну равно объему ствола скважины в интервале обработки [6]. u Кислотные ванны применяются во всех скважинах с открытым забоем после бурения и при освоении, для очистки поверхности забоя от остатков цементной и глинистой корки, продуктов коррозии, кальцитовых выделений из пластовых вод и др. Для скважин, забой которых обсажен колонной и перфорирован, кислотные ванны проводить не рекомендуют.
Не смогли найти подходящую работу?
Вы можете заказать учебную работу от 100 рублей у наших авторов.
Оформите заказ и авторы начнут откликаться уже через 5 мин!
Похожие работы
Дипломная работа, Нефтегазовое дело, 34 страницы
850 руб.
Служба поддержки сервиса
+7(499)346-70-08
Принимаем к оплате
Способы оплаты
© «Препод24»

Все права защищены

Разработка движка сайта

/slider/1.jpg /slider/2.jpg /slider/3.jpg /slider/4.jpg /slider/5.jpg