Эффективность проведения кислотных обработок на Арланском нефтяном месторождении и предложения по совершенствованию ОПЗ

ВВЕДЕНИЕ 4
1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 6
1.1 Геолого-физическая характеристика Арланского месторождения 6
1.2 Физико-химические свойства нефти, газа, воды 9
1.3 Осложняющие факторы геологических условий данного
месторождения на существующей стадии разработки 11
Выводы по геологическому разделу 11
2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 13
2.1 Основные причины, снижающие продуктивность скважин 13
2.2 Перспективы применения методов интенсификации на Арланском месторождении 14
2.3 Опыт проведения соляно-кислотных обработок в различных геолого-промысловых условиях и их эффективность 17
2.4 Анализ применённых геолого-технологических мероприятий для интенсификации добычи нефти на каширо-подольском объекте Арланского месторождения 18
2.5 Литературный обзор по применению соляно-кислотных обработок 24
2.6 Подбор скважин для обработки призабойной зоны 28
2.7 Причины низкой успешности методов воздействия 30
2.8 Обоснование выбора технологии воздействия на ПЗП 31
2.9 Повышение эффективности соляно-кислотных обработок скважин 37
2.10 Обоснование дизайна СКО 41
2.11 Определение технологической эффективности применения соляно-кислотной обработки 46
2.12 Обеспечение требований промышленной безопасности при
проведении кислотной обработки 49
Выводы по технологическому разделу 53
3 ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 55
3.1 Краткое изложение эффективности проектируемого технологического решения 55
3.2 Исходные данные для расчета экономических показателей проекта 55
3.3 Расчет экономических показателей проекта 56
Выводы по экономическому разделу 58
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 59
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 60

Весь текст будет доступен после покупки

Производительность нефтяных и газовых скважин и поглотительная способность нагнетательных зависят главным образом от проницаемости пород, складывающих продуктивный пласт. Чем выше проницаемость пород в зоне действия той или иной скважины, тем больше производительность или приемистость ее, и наоборот.
Проницаемость пород одного и того же пласта может резко изменяться в различных его зонах или участках. Иногда при общей хорошей проницаемости пород пласта отдельные скважины вскрывают зоны с пониженной проницаемостью, в результате чего ухудшается приток нефти и газа к ним.
Естественная проницаемость пород под влиянием тех или иных причин также может с течением времени ухудшаться. Так, при заканчивании скважин бурением призабойные зоны их часто загрязняются отфильтровавшимся глинистым раствором, что приводит к закупорке пор пласта и снижению естественной проницаемости пород. При эксплуатации нефтяных и газовых скважин проницаемость пород в призабойной зоне может резко ухудшиться из-за закупорки пор парафинистыми и смолистыми отложениями, а также глинистыми частицами.
Проницаемость пород призабойной зоны скважин улучшают путем искусственного увеличения числа и размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а также путем удаления парафина, смол и грязи, осевших на стенках поровых каналов.
Методы увеличения проницаемости пород призабойных зон скважин можно условно разделить на химические, механические, тепловые и физические. Часто для получения лучших результатов эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно.
Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах. Их успешно применяют также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества.
Кислотные обработки скважин основаны на способности кислот растворять некоторые виды горных пород, что приводит к очистке и расширению их поровых каналов, увеличению проницаемости и, как следствие, - к повышению производительности скважин.

Весь текст будет доступен после покупки

1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
1.1 Геолого-физическая характеристика Арланского месторождения
Отложения среднего карбона продуктивны на Арланской (пачки C2pd.3, C2ks.1, C2ks.2-3, C2ks.4), Николо-Березовской (пачки C2pd.3, C2ks.1, C2ks.2-3, C2ks.4, C2vr.3-4) и Ново-Хазинской (пачки C2pd.3, C2ks.1, C2ks.2-3, C2vr.3-4) площадях.
Николо-Березовская площадь
Пачка С2vr.3-4
В пачке выделено три литологические залежи небольших размеров.
Пачка C2ks.4
Запасы нефти и растворенного газа в пределах стратиграфических границ пачки Скш4 на Николо-Березовском участке Николо-Березовской площади выделены впервые.
В результате переинтерпретация материалов ГИС по всему фонду скважин с учетом нового граничного значения (Кп_гр 11%) по единой методике и данных исследования скважин в пачки C2ks.4 были выделены 25 мелких новых залежей. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,6 до 5,6 м (табл.1). Залежи литологически ограниченные.
Нефтеносность пачки C2ks.4 Николо-Березовского участка не подтверждена данными опробования и эксплуатации.
Пачка C2ks.2-3
В результате переинтерпретация материалов ГИС по всему фонду скважин с учетом нового граничного значения (Кп_гр 11%) по единой методике и данных исследования скважин в пачки C2ks.2-3 были выделены 26 новых залежей, три залежи состоят из уже утвержденных залежей. Залежи рассредоточены по всему участку, ранее нефтеносной являлась только восточная часть Николо-Березовского участка. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,6 до 9,1 м (табл.1). Залежи литологически ограниченные.
Все залежи, в основном, средних и мелких размеров. Основные запасы промышленной категории приходятся на залежь 57 – 42 % промышленных запасов пачки C2ks.2-3 Николо-Березовской площади.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Борхович С.Ю., Методические пособие по выполнению выпускной квалификационной работы для студентов очной и заочной форм обучения по направлению 131000 – Нефтегазовое дело, по профилю – 131011 – Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти. УдГУ. Ижевск, 2020 г –108с.
2. «Дополнение к технологической схеме разработки Арланского нефтяного месторождения», 2017 год
3. «Дополнение к технологической схеме разработки Листевенского нефтяного месторождения», 2020 год
4. «Дополнение к технологической схеме разработки Югомашевского нефтяного месторождения», 2020 год
5. «Дополнение к технологической схеме разработки Мишкинского нефтяного месторождения», 2019 год
6. Максимов, М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений [Текст]: учебник / М.И. Максимов. – М.: Недра, 1975. – 488 с.
7. ГОСТ Р 53710-2009 Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила проектирования разработки [Электронный ресурс]. – Утв. приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 15 декабря 2009 г. № 1152-ст.– Введ. 01.01.2011.– М.: Стандартинформ, 2010–16 с.
8. Кабиров М.М. Повышение нефтеотдачи неоднородных пластов [Текст]: учеб. пособие / М.М. Кабиров, М.Н. Персиянцев. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 1998. – 255 с.

Весь текст будет доступен после покупки