Проект соляно-кислотной обработки скважины Восточно-Савиноборского месторождения

1.

МИНОБРНАУКИ РОССИИ
ФГБОУ ВО Ухтинский государственный технический университет
Институт геологии, нефтегазодобычи и трубопроводного транспорта
Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений
и подземной гидромеханики
ПРОЕКТ СОЛЯНОКИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ
СКВАЖИНЫ ВОСТОЧНО-САВИНОБОРСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Выполнил: ст. гр.
Руководитель: к.т.н., заведующий кафедрой РЭНГМиПГ
Ухта
2023 г.
Дуркин В.В.

2.

Актуальность темы ВКР
Кислотная обработка призабойной зоны скважины является одним из самых дешевых и эффективных методов восстановления естественной проницаемости пласта.
Подбор скважины-кандидата для обработки осуществляется на основании
данных о загрязнении призабойной зоны, снижения продуктивности или низкой
проницаемости. Информацию о состоянии призабойной зоны скважины получают на основании результатов гидродинамических исследований и как результата наличие положительного скин-фактора. Также состояние призабойной
зоны скважины можно определить по падающей динамике добычи нефти.
2

3.

Цель:
литературный обзор технологий кислотных обработок
пласта, выбор скважины-кандидата для обработки и
расчет основных технологических показателей.
Задачи:
анализ геолого-физической характеристики продуктивных пластов и физикохимических свойств нефти Восточно-Савиноборского месторождения;
обзор стратиграфии и тектоники месторождения;
анализ выполнения проектных решений, состояния разработки, выработки
запасов, энергетического состояния и эффективности геолого-технических
мероприятий Восточно-Савиноборского месторождения;
литературный обзор технологий кислотных обработок;
выбор скважины-кандидата для обработки, расчет основных технологических
показателей и состава композиции;
сформировать общие выводы и рекомендации.
3

4.

Общие сведения о месторождении
4

5.

ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ
ВОСТОЧНО-САВИНОБОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Iб (D3dzr)
Нефть лёгкая,
смолистая,
малосернистая,
парафинистая
Iв (пачка В-3)
Нефть лёгкая
5
Пачки Iв (D3dzr) (пачка В-4)
Нефть легкая, смолистая,
малопарафинистая

6.

ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
НЭО
Параметры
Единица
измерения
Iв верх D3dzr
пачка
В-3
ВЭО
Iб D3dzr
пачка В-4
-2535 (I, II уч.) -2528 (сев.)
-2557 (III уч.) -2557 (осн.)
пачка I
(Ф5)
D3fm
С1t
-1330
-1124
Абсолютная отметка ВНК
м
-2550
Средняя нефтенасыщенная
толщина
м
4,9
2,3
3,5
2,2
2,8
Коэффициент песчанистости
доли ед.
0,44
0,21
0,34
0,52
0,13
Коэффициент расчлененности
ед.
2,7
2,1
1,5
5,8
1,4
Проницаемость (керн)
мкм2
0,062
0,314
0,061
0,003
0,003
Газосодержание
м3/т
97,2
97,6
111,6
6,5
6,2
Начальное пластовое
давление
МПа
23,4
28,1
25,8
13,5
13,1
Давление насыщения
МПа
12,7
13,3
13,2
1,6
3,6
0,694
0,826
0,766
0,610
0,610
Коэффициент вытеснения
6

7.

Основные этапы проектирования ЮжноТерехевейского месторождения
Технологическая схема разработки Мичаюского, Северо-Савиноборского и ВосточноСавиноборского нефтяных месторождений (1970 г.);
Технологическая схема разработки Восточно-Савиноборского нефтяного месторождения (1979 г.);
Дополнение к технологической схеме разработки Восточно-Савиноборского нефтяного
месторождения (1989 г.);
Проект разработки Восточно-Савиноборского месторождения (2002 г.);
Авторский надзор за реализацией проекта разработки Восточно-Савиноборского
нефтяного месторождения (2006 г.);
Дополнение к проекту разработки Восточно-Савиноборского месторождения (2008 г.);
Дополнение к технологическому проекту разработки Восточно-Савиноборского
месторождения (2016 г.);
фонд скважин всего – 48, из них добывающих – 27, нагнетательных – 14;
выделение двух объектов разработки: нижнего (D3dzr, пл.Iв (верх),
пачки В-3, В-4 + D3dzr, пл.Iб) и верхнего (пласт C1t + D3fm, пачка I (Ф5));
система воздействия – внутриконтурное заводнение (рядное, очаговое);
ввод из простаивающего фонда 7 добывающих скважин, в т.ч. из консервации – 6 (в
добычу – 3, под нагнетание – 3), из бездействия – 1.
7

8.

Сравнение проектных и фактических
показателей разработки по месторождению
Ед.
Показатели
Добыча нефти всего
в том числе из переходящих скважин
добыча нефти механизированным способом
Ввод новых добывающих скважин
Перевод скважин из других категорий
Процент изменения добычи нефти из переходящих скважин
Выбытие добывающих скважин
Фонд добывающих нефтяных скважин на конец года
Действующий фонд добывающих нефтяных скважин на конец года
Фонд механизированных скважин
Ввод нагнетательных скважин
Выбытие нагнетательных скважин
Фонд нагнетательных скважин на конец года
Действующий фонд нагнетательных скважин на конец года
Cредний дебит действующих скважин по жидкости
Средний дебит действующих скважин по нефти
Средняя приемистость нагнетательных скважин
Средняя обводненность продукции действующего фонда скважин
Добыча жидкости всего
Добыча жидкости с начала разработки
Добыча нефти с начала разработки
Коэффициент извлечения нефти (КИН)
Закачка рабочего агента
Компенсация отбора текущая
8
2018 г.
2019 г.
2020 г.
изм.
Проект
Факт
Проект
Факт
Проект
Факт
тыс.т
тыс.т
тыс.т
шт.
шт.
%
шт.
шт.
шт.
шт.
шт.
шт.
шт.
шт.
т/сут
т/сут
м3/сут
%
тыс.т
тыс.т
тыс.т
доли.ед
тыс.м3
%
48,6
48,6
48,6
-4,2
23
23
23
15
13
17,5
6,1
46,8
65,2
139,7
2561
1632
0,232
211,7
138
63,6
63,6
63,6
-8,9
22
21
21
13
8
22,1
8,6
56,4
61,2
163,9
2613
1669
0,238
194,4
124
43,0
43,0
43,0
-11,6
23
23
23
1
16
14
16,8
5,4
45,3
68,0
134,3
2695
1675
0,239
211,7
146
59,9
59,9
59,9
1
-5,8
23
22
22
1
12
9
33,9
7,9
72,2
76,6
255,6
2869
1729
0,246
174,2
66
38,3
38,3
38,3
-10,8
23
23
23
1
1
16
14
18,2
4,8
46,5
73,6
145,1
2840
1713
0,244
224,1
148
21,0
21,0
21,0
-65,0
1
20
12
9
39,8
8,3
75,3
79,2
100,9
2970
1750
0,249
64,3
62

9.

360
40
320
36
280
32
28
240
24
200
20
160
16
120
12
80
8
40
4
0
0
Действ. фонд ДС
Действ. фонд НС
9
Нефть
Жидкость
Закачка
Фонд скважин, ед
Годовая добыча, закачка, тыс. т (тыс.м3)
Динамика показателей разработки
месторождения в целом

10.

Карта текущих отборов и динамика пластового
давления основного нижнего объекта
Карта текущих отборов
Динамика пластового давления
32
Рнач=28,2 МПа
Пластовое давление, МПа
28
24
20
16
Рнас=13,1 МПа
12
8
4
0
0
200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400 2600
Накопленная добыча жидкости, тыс. т
Текущее пластовое давление
Начальное пластовое давление
Давление насыщения
Структурно-тектонический каркас
10

11.

Карта текущих отборов и динамика пластового
давления верхнего объекта
Карта текущих отборов
Динамика пластового давления
Структурно-тектонический каркас
11

12.

Схема обвязки оборудования при кислотной
обработке скважин
Условные обозначения:
1 ‒ компрессор;
2 ‒ кислотный агрегат;
3 ‒ смеситель;
4 ‒ крестовина;
5 ‒ обратный клапан.
12

13.

Выбор скважины-кандидата для обработки
кислотной композицией
Для выбора скважины-кандидата для обработки кислотной композицией выбираем скважину с
низкой продуктивностью. По данным критериям для про-ведения мероприятий подходит скв. 326.
Текущий дебит по жидкости скв. 326 составляет Qж=9,5 м3/сут при обводненности 10 %. Данная
скважина эксплуатирует верхний объект (пласт Ф5) с помощью штангового глубинного насоса.
13

14.

Исходные данные для расчёта расхода, объема
закачки и состава кислотной композиции
Параметр
Ед.изм.
Значение
Давление закачки на устье
Pу
МПа
12,5
Давление на забое при закачке
Pз
МПа
расчетное
Давление пластовое
Pпл
МПа
13,5
Радиус обработки
R0
м
3,5
Радиус скважины (эксплуатационной колонны)
rc
м
0,077
Глубина скважина по вертикали
Нс
м
1370
Плотность кислотной композиции
ρск
кг/м3
1120
Вязкость раствора
мПа с
2,1
Пористость
m
дол. ед.
0,102
Проницаемость породы
k
мкм2
0,152
Толщина пласта
h
м
3,2
14

15.

Расчёт забойного давления и расхода кислотной
композиции
Расчет забойного давления рассчитаем по стандартной гидростатической формуле столба жидкости:
Рз g h Ру 1120 9,81 3,2 12,5 106 27,55 МПа;
где
(1.1)
3
– плотность жидкости, кг/м ;
2
g – ускорение свободного падения, м/с ;
h – высота столба жидкости (вертикальная глубина скважины), м;
Р у – устьевое давление закачки, МПа.
Расход композиции определим из уравнения стационарной фильтрации по формуле Дюпюи:
2 π k h (Pз Pпл ) 2 3,14 1,52 10 13 3,2 (27,55 106 13,5 106 )
Q
0,00534 м3/с
-3
R
3,5
μ
2,1 10
ln
ln o
0,077
rc
где Q – расход жидкости, м3/с;
Pпл, Pc – соответственно давление пластовое и закачки;
R0 – радиус обработки, м;
rc – радиус скважины, м;
– вязкость раствора, Па·с.
15
(1.2)

16.

Расчёт объема закачки и состава
кислотной композиции
Расчет объема порового пространства пласта для радиуса обработки 3 м:
Vкомп m h R02 rc2 3,14 0,102 3,2 3,52 0,077 2 12,5 м3
(1.3)
Расчетный состав кислотной композиции:
Состав композиции при СКО:
Хлорид аммония
Солянокислые ароматические амины
Вода
Уксусная кислота
Соляная кислота
Бензальдегид
Всего
16
%
м3
7
10
1
1
75
6
100
0,9
1,3
0,1
0,1
9,4
0,8
12,5

17.

Дебит скважины 326 до и после солянокислотной
обработки
Дебит, обводненность, м3/сут, %
25
20
19
20
15,2
15
10
9,5
8,6
10
5
0
до СКО
Дебит жидкости
после СКО
Дебит нефти
Обводненность
После обработки скв. 326 Восточно-Савиноборского месторождения дебит жидкости увеличился
в 2 раза и составил 19 м3/сут, дебит нефти 15,2 м3/сут при обводненности 20 %.
17

18.

Выводы
− месторождение в целом находится в третьей стадии разработки с динамикой снижения ежегодной
добычи нефти, основной нижний объект находится также в третьей стадии, а верхний объект в
начальной стадии разработки;
− верхний объект не эксплуатировался в период 1996, 1999, 2008, 2011 и 2014 годы по причине низкой
продуктивности и высокой обводненности скважин;
− основные запасы по месторождению приурочены к пласту Iб нижнего объекта, который
разрабатывается высокими темпами, характеризуется неоднородными по площади фильтрационными
и продуктивными характеристиками;
− пластовое давление незначительно отличается от начального, что говорит о достаточно эффективной
работе системы ППД;
− текущий дебит по жидкости низкопродуктивной скв. 326
составил Qж=9,5 м3/сут при
обводненности 10 %. Данная скважина эксплуатирует верхний объект (пласт Ф5) с помощью
штангового глубинного насоса;
− расчетное давление на забое скв. 326 при закачке кислотной композиции составит 27,55 МПа, расход
кислотной композиции составит 19,25 м3/ч, расчетный объем кислотной композиции необходимый для
закачки в скважину составит 12,5 м3;
− композиция содержит наибольшую концентрацию компонентов: 75 % соляной кислоты, 7 % хлорид
аммония, 10 % солянокислых ароматических аминов и 6 % бензальдегидов.
− после обработки скв. 326 дебит жидкости увеличился в 2 раза и составил 19 м3/сут, дебит нефти
15,2 м3/сут при обводненности 20 %.
18

19.

Рекомендации
− продолжить разработку месторождения в сложившейся ситуации;
− если коллектор пласта представлен смешанными породами состоящих из карбонатов и
переслаиванием глин, а также имеющий высокую глинистость, то целесообразно
проводить обработку призабойной зоны скважины смесью соляной и глинокислоты;
− выбор скважин-кандидатов для обработки кислотной композицией осуществлять на
основании снижения продуктивности и дебита по жидкости;
− загрязнение призабойной зоны скважин определять на основании результатов
гидродинамических исследований(кривой восстановления давления) и наличия
положительного скин-фактора;
− продолжить проведение солянокислотных обработок на скважинах эксплуатирующих
верхний объект разработки месторождения.
19

20.

Спасибо за внимание!
20