Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Уфимский государственный нефтяной технический университет

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений»

Курсовая работа

на тему: Применение соляно-кислотных обработок скважин в НГДУ ''Ишимбайнефть''

Содержание

1 Геолого-промысловая характеристика карбонатных объектов, разрабатываемых НГДУ ''Ишимбайнефть''	3
2 Обработка скважин соляной кислотой	7
3Виды соляно кислотных обработок скважин 3.1 Кислотные ванны 3.2 Простые кислотные обработки 3.3 Кислотная обработка под давлением 3.4 Пенокислотная обработка 4.5 Термохимическая и термокислотная обработки	9 9 10 12 14 15
4 Технология проведения, соляно кислотных обработок скважин	17
5 Выбор материалов для соляно кислотной обработки 5.1 Выбор материалов 5.2 Выбор оборудования	20 20 24
6 Расчет процесса соляно кислотной обработки 6.1 Расчет количества химикатов и воды 6.2 Обработка скважины	28 28 32
Список использованных источников	35

1 Геолого-промысловая характеристика карбонатных объектов, разрабатываемых нгду ''Ишимбайнефть''

Рассмотрим характеристику карбонатных объектов НГДУ ''Ишимбайнефть'' на примере Алкинского месторождения.

Алкинское месторождение нефти расположено в юго-западной части Благовещенской впадины. Залежи нефти приурочены к небольшим пологим структурам на фоне моноклинального общего подъёма на юго-запад. С северо-запада залежи экранированы Демско-Сергеевским грабенообразным прогибом.

Промышленно-нефтеносными горизонтами Алкинского месторождения являются терригенные отложения нижнего карбона – пласты CVI 1 и СVI 3 бобриковско-радаевского горизонтов, карбонатные отложения турнейского яруса – продуктивная пачка СТкз кизеловского горизонта и терригенные отложения девона – пласт Dкын кыновского, пласт Dпаш пашийского и пласт Dмул муллийского горизонтов.

Терригенная толща нижнего карбона (ТТНК) на Алкинском месторождении представлена отложениями бобриковско-радеевского горизонта. Литологически терригенные отложения нижнего карбона представлены чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов, и углисто-глинистых сланцев. По пласту CVI-1 открыты две залежи нефти, по типу они относятся к пластовым литологически экранированным. Продуктивный пласт представлен 1-2 прослоями песчаника. Коэффициент расчлененности равен 1,16, песчанистости – 0,92, распространения – 0,52. Толщины прослоев изменяются от 0,8 до 5,4 м, преобладают толщины 0,8-2,4 м. Продуктивный коллектор пласта CVI 3 представлен 1-2 прослоями песчаника, коэффициент расчлененности составил 1,31, песчанистости – 0,91, распространения – 0,53. Средняя нефтенасыщенная толщина по пласту CVI 3 в нефтяной зоне составляет 3,4м, в водонефтяной зоне – 6,3 м. Пористость пластов-коллекторов 0,18 %, проницаемость 0,258 мкм². Плотность нефти составляет 885 кг/м³, вязкость пластовой нефти – 5,17 мПа∙с. Давление насыщения в среднем – 8, 73 МПа.

Рисунок 1 - Алкинское месторождение. Карта контуров залежей в Д1. Геологический профиль

Отложения турнейского яруса представлены карбонатными отложениями, среди которых встречаются как плотные, так и проницаемые разности. На площади месторождений промышленная нефтеносность продуктивной пачки Сткиз установлена на двух участках – залежи 1 и 2. В продуктивной пачке выделяют от 1 до 4,5 пористых прослоев. Коэффициент расчлененности составил 2,13, распространения – 0,75, доля проницаемых прослоев в пачке – 0.31. Толщины прослоев-коллекторов изменяются от 0,8м до 3,4 м, преобладают толщины 0,8-1,6 м. Средняя нефтенасыщенная толщина по пачке СТкиз в нефтяной зоне составляет 2,7 м, в водонефтяной зоне – 2,9 м. Пористость пластов-коллекторов 12 %, проницаемость 0,035мкм². Плотность нефти составляет 852 кг/м³, вязкость пластовой нефти 6,93 мПа∙с. Давление насыщения в среднем – 5,7 МПа.

Пласт Dкын сложен 1-2 прослоями, большим числом прослоев пласт сложен всего в шести скважинах. Коэффициент расчлененности равен 1,36, песчанистости – 0,71, распространения – 0,66. Толщины прослоев коллекторов изменяются 0т 0,8 до 8,0 м. Средняя нефтенасыщенная толщина в нефтяной зоне равна 2,2 м, водонефтяная зона скважины не вскрыта. По пласту Dкын установлено пять залежей, две из них находятся в пределах грабенообразного прогиба. Пористость пластов-коллекторов 17,1 %, проницаемость 0,140 мкм². Плотность нефти составляет 848 кг/м³, уязкость пластовой нефти – 9,6 мПа∙с. Давление насыщения в среднем – 5,7 МПа

По пласту Dпаш открыто три залежи, пласт сложен в основном 1-2 прослоями, редко – большим числом. Коэффициент расчлененности равен 1,46, распрстранения – 0,87, песчанистости – 0,76. Толщины песчаного пласта изменяются от 0,8 м до 12,2 м. Средняя нефтенасыщенная толщина в нефтяной зоне составляет 3,3 м, в водонефтяной – 2,7м. Пористость пластов-коллекторов 17,1 %, проницаемость 0,091 мкм². Плотность нефти составляет 847 кг/м³, вязкость пластовой нефти – 7,7 мПа∙с. Давления насыщения в среднем – 9,13 МПа.

Пласт Dмул развит локальными участками на севере и юге площади, открыто семь залежей нефти. Пласт сложен 1-3 прослоями, коэффициент расчлененности равен 1,66, распространения – 0,58, песчанистости – 0,77.Толщины прослоев-коллекторов изменяются от 0,8 м до 19,6 м. Средняя нефтенасыщенная толщина в нефтяной зоне составляет 3,2 м; в водонефтяной – 4,4 м. Пористость пластов-коллекторов 15,1 %, проницаемость 0,059 мкм². Плотность нефти составляет 843 кг/м³, вязкость пластовой нефти – 7,6 мПа∙с. Давление насыщения в среднем- 8,9 МПа.

Коллекторские свойства по пористости и проницаемости представлены в таблице 1.

Таблица 1. Геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов

Горизонт	Бобриковский	Кизеловский	Кыновский	Пашийский	Муллийский
Средня я глубина, м	1878	1891	2140	2241	2242
Тип залежи	пластовые литол экранированные	пластовые сводоыве	пластов. литол тектон. экранир..	пластов.литол. тектон. экранир.	пластов. литол. тектон. экранир.
Тип коллектора	терригенный поровый	карбоновый поровый	терригенный поровый	терригенный поровый	терригенный поровый
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2	10720/244	6912	20351	16457	6977
Общая толщина средняя, м	9,3	13	3,1	5,3	9,6
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	2,7-5,9	2,8	2,2	3,1	3,8
Пористость, доли ед.	0,180	0,120	0,171	0,171	0,151
Средняя насыщенность нефтью, доли ед.	0,858	0,840	0,900	0,870	0,880
Проницаемость, мкм2	0,086	0,035	0,140	0,091	0,059
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,91	0,31	0,71	0,76	0,77
Коэффициент расчлененности, доли ед.	1,31	2,13	1,36	1,46	1,66
Начальное пластовое давление, МПа	17,0	17,0	21,85	22,37	24,00
Пластовая температура, ̊ С	30	30	40	41,3	42
Начальное пластовое давление. МПа	17,00	17,00	21,85	22,37	24,00
Вязкость нефти в пласт. условиях, мПа*с	5,17	6,93	9,6	7,7	7,6
Плотность нефти в пласт. условиях, кг/м3	0,832	0,852	0,848	0,847	0,843
Плотность нефти в станд. условиях, кг/м3	0,885	0,896	0,886	0,886	0,89,