Химические методы интенсификации, применяемые на Уренгойском НГКМ

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И  НАУКИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОСУДАРСТВЕНОЕ  ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИАНАЛЬНОГО  ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ЯМАЛЬСКИЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ ИНСТИТУТ (ФИЛИАЛ)

 

 

 

 

 

 

 

Кафедра естественно  научных и общетехнических дисциплин

 

 

 

 

 

 

 

КУРСОВАЯ РАБОТА

Дисциплина: «Физика нефтяного и газового пласта»

Химические методы интенсификации, применяемые на Уренгойском НГКМ

 

 

 

 

 

Выполнил:  
студент 3 курса специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» группа НРГ-10

Забудский А.П.

 

Проверил:

асс. Кожухарь Р.Л..

 

 

 

 

 

 

 

 

Новый Уренгой  – 2013

 

Содержание

Введение 3

1.Геология 4

1.1.Стратиграфия 4

1.2.Тектоника 6

1.3.Нефтегазоносность 6

2. Химическая интенсификация на Уренгойском месторождении 8

2.1. Технологии применяемых химических методов повышения производительности скважин на УНГКМ 10

2.1.1. Солянокислотная обработка призабойной зоны скважин 11

2.1.2. Глинокислотная обработка призабойной зоны скважин 14

2.1.3. Химические реагенты, применяемые при кислотных обработках 16

2.1.4. Способы проведения кислотных обработок 17

3. Методика расчёта основных параметров глинокислотной обработки скважины 20

3.1. Расчёт основных параметров ГКО 21

4. Требования безопасности и охрана окружающей среды при проведении кислотных обработок 26

4.1. Общие требования 26

4.2. Охрана недр и окружающей среды 27

Заключение 29

Список литературы 31

Введение

Призабойной зоной скважины (ПЗС) называют область пласта в интервале фильтра, примыкающую к стволу. Эта область подвергается наиболее интенсивному воздействию различных физических, механических, гидродинамических, химических и физико-химических процессов, обусловленных извлечением жидкостей и газов из пласта или их закачкой в залежь в процессе ее разработки. Через ПЗС проходит весь объем жидкостей и газов, извлекаемых из пласта за все время его разработки. Вследствие радиального характера притока жидкости в этой зоне возникают максимальные градиенты давления и максимальные скорости движения. Фильтрационные сопротивления здесь также максимальны, что приводит к наибольшим потерям пластовой энергии. От состояния ПЗС существенно зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин. Поэтому в процессе вскрытия пласта при бурении и последующих работах по креплению скважины, оборудованию ее забоя и т.д. очень важно не ухудшить, а сохранить естественную проницаемость пород ПЗС. Однако нередко в процессе работ по заканчиванию скважины и последующей ее эксплуатации проницаемость пород оказывается ухудшенной по сравнению с первоначальной, естественной. В таких случаях необходимо искусственное воздействие на ПЗС для повышения ее проницаемости и улучшения сообщаемости пласта со скважиной.

 

1.Геология

1.1.Стратиграфия

Разрез  Уренгойского месторождения представлен породами Палеозойского складчатого фундамента и терригенными песчано-глинистыми отложениями платформенного мезозойско-кайнозойского осадочного комплекса.

В разрезе  платформенных отложений прослеживаются все ярусы от юры до палеогена. Палеозойский фундамент, залегающий на глубине 5-7 км на месторождении не вскрыт.

Орская система представлена 3 отделами: нижний, средний, верхний.

Тюменская свита представляет мощную толщу  прибрежно-континентальных отложений, литологически состоящих из крайне неравномерного переслаивания аргиллитов, алевролитов, песчаников.

 Абалакская свита литологически делится на 2 подсвиты: нижнюю и верхнюю. Нижняя подсвита толщиной 49-117 м представлена аргиллитами с прослоями песчаников и алевролитов. Верхняя — аргиллитами.

Меловая система состоит из песчано-глинистых  отложений мегионской, вартовской, покурской, кузнецовской, березовской и ганькинской свит.

Мегионская свита объединяет ачимовскую толщу, очимкинскую, южно-балыкскую и чеускинскую пачки.

Ачимовская толща — это чередование песчано-алевролитовых и глинистых пород толщиной 43-157 м. К толще приурочены залежи углеводородов.

Очимкинская (н 539-690 м) и южно-балыкская (62-103 м) пачки по каротажу и керну представлены песчано-алевролитовыми и глинистыми породами. В песчаных пластах БУ 12, БУ 13, БУ 14 имеются углеводороды.

В южно-балыкской пачке выделяются продуктивные горизонты БУ 10-11.

Чеускинская пачка является репером при корреляции разрезов; сложена хорошо отмученными плитчатыми глинами толщиной 14-33 м.

Вартовская свита подразделяется на 2 подсвиты: нижнюю и верхнюю. Нижневартовская свита состоит из 3-х литологических пачек: правдинской, усть-балыкской и пимской, сложенных песчаниками, алевролитами и глинами.

В составе  правдинской пачки выделено 4 пласта: БУ 7, БУ 8/0, БУ 8, БУ 9, три из которых продуктивны.

По всей площади над пластом БУ 8/0 четко  прослеживается репер — "шоколадные" тонко-плитчатые аргиллиты 131-215 м. Усть-балыкская пачка это переслаивание мощных песчано-алевролитовых и глинистых пластов. В составе пачки из 6 песчаных пластов 2 продуктивны (БУ 1-2 и БУ 5-6). Толщина пачки 181-336 м.

Пимская пачка толщиной 23-58 м — это  алевритистые аргиллиты. Верхневартовская подсвита толщиной 231-424 м — переслаивание аргиллитов, алевролитов и песчаников.

Покурская свита (апт-альб-сетоман) — чередование алеврито-песчаных и глинистых пород различной толщины, плохо выдержанных по площади.

К верхней  части покурской свиты приурочена уникальная газовая залежь сеноманского возраста толщиной 300-350 м.

Общая мощность отложений свиты 812-978 м.

Кузнецовская свита сложена арргилитоподобными морскими глинами толщиной 32-80 м.

Березовская свита — глины монтмориллонитового  состава с прослоями глинистых  и известковистых алевролитов толщиной 213-314 м.

Ганькинская свита толщиной 234-351 м предствалена морскими глинами с прослоями алевролитов.

Палеогеновая  система объединяет отложения тибейсалинской, люлинворской, чеганской и атлымской свит.

Тибейсалинская свита сложена глинами с маломощными прослоями песчаников и алевролитов 165-301 м.

Люлинворская свита представлена опоковидными глинами, диатомитами и диатомовыми глинами с незначительным содержанием песчано-алевролитов толщиной 49-95 м.

Атлымская свита объединяет песчаные отложения континентального генезиса толщиной 17-75 м.

Четвертичная  система представлена песками, глинами, супесями с включением гравия и галек. Толщина 18-140 м.

1.2.Тектоника

В тектоническом  отношении залежи углеводородов  в неокоме приурочены к структуре I порядка Нижнепуровского мегавала.

Анализ  временных сейсмических разрезовотложений осадочного чехла на территории Уренгойского месторождения предполагает наличие разрывных тектонических нарушений в пределах поля нефтегазоносности. В качестве сейсмической основы использована структурная карта по отр. горизонту В2, который условно сопоставляется с кровлей пласта БУ 8/0. По кровле БУ 8/0 Уренгойская структура представляет собой брахиантиклинальную складку субмеридиального простирания с размером по изогипсе -2650 м 92,3 на 10,5 км с амплитудой 108 м.

Размеры южного купола по замыкающей изогипсе —2625 м составляет 19 на 9 км, амплитуда 60 м.

На структурных  картах по кровле БУ 8 — БУ 14 сохраняются  все элементы, выделяемые на структурной карте по отражающему горизонту В2 и кровле пласта БУ 8/0.

1.3.Нефтегазоносность

Первая  газоконденсатная залежь на Уренгойской площади в неокомских отложениях выявлена в 1968 году разведочной скважиной N1. В 1970 году в скважине 17 — в неокоме встречено 8 газоконденсатных пластов. С 1971 года на месторождении начинается планомерная разведка глубоких горизонтов нижнего мела.

В нижнемеловых отложениях Уренгойского месторождения выявлено свыше 25 залежей углеводородов, связанных с пластами (горизонтами ПК 18, ПК 21, АУ 9, АУ 10, БУ 0, БУ 1-2, БУ-5, БУ 8/0,БУ 8, БУ 9, БУ 10-11, БУ12-1, БУ 12-2, БУ 13, БУ 14, залегающими в интервале глубин 1780-3050 м.

Кроме того, имеют место газопроявления в интервалах ачимовской пачки на глубине 3450-3500 м.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Химическая интенсификация на Уренгойском месторождении

Сеноманские и Неокомские залежи месторождений Большого Уренгоя, вступивших в стадию падающей добычи, остаются на ближайшую перспективу основными источниками природного газа для «Газпрома». Ежегодное снижение отборов газа на базовых месторождениях Медвежье, Уренгойское и Ямбургское составляет 20-25 млрд м³.

В процессе эксплуатации скважин возникает  ряд существенных сложностей. Одна из основных проблем - недостаточная производительность скважин. Так на Уренгойской площади вместо 1000 тыс. м³/сут производительность составляет 755 тыс. м³/сут, на Ен-яхинской площади вместо 700 тыс. м³/сут производительность равна 595 тыс. м³/сут. Только по Северо-Уренгойской площади производительность превышает заданную на 500 тыс. м³/сут и составляет 625 тыс. м³/сут. Установлено, около 80 % действующего фонда скважин работает ниже своих потенциальных возможностей. Это обусловлено рядом причин:

- Несовершенство технологии вскрытия продуктивного пласта;

- Несовершенство технологии глушения скважин;

- Неполное вовлечение в разработку малопроницаемых пропластков;

- Более резкое выпадение жидкости на забое скважин (снижение Р_пл ниже Р_нас );

- Снижение проницаемости призабойной зоны скважин.

Все факторы, вызывающие ухудшение проницаемости ПЗС, подразделяют на четыре группы.

I. Факторы,  вызывающие механическое загрязнение  ПЗП:

1. Засорение пористой среды ПЗС твердой фазой промывочного раствора при бурении, а также при капитальном и подземном ремонтах скважин.

2. Закупорка  тонкого слоя породы вокруг  забоя глиной или тампонажным цементом при цементировании эксплуатационных колонн.

3. Проникновение  глинистого и особенно тампонажного растворов в трещины, что в несколько раз может снизить среднюю проницаемость ПЗС.

4. Загрязнение  ПЗС нагнетательных скважин илистыми частицами, содержащимися в закачиваемой воде. В этом случае проницаемость может снизиться в десятки раз.

5. Обогащение  ПЗС мельчайшими частичками за счет кольматажа и суффозии при возвратно-поступательном движении фильтрата и пластовой жидкости во время спускоподъемных операций.

6. Кольматаж  ПЗС минеральными частицами, приносимыми жидкостью из удаленных зон пласта.

II. Физико-литологические  факторы, обусловленные действием  пресной воды на цемент и  скелет породы:

1. Проникновение  в ПЗС фильтрата глинистого раствора или воды при капитальном и подземном ремонте скважин.

2. Закачивание  воды в пласт для поддержания  пластового давления.

3. Закачивание  в пласт сбросовой жидкости.

4. Прорыв  посторонних пластовых слабоминерализованных  вод в

продуктивный  пласт.

5. Прорыв  закачиваемой в водонагнетательные скважины воды в ПЗС в добывающих скважинах.

III. Физико-химические  факторы:

1. Проникновение  в пористую среду воды, что  приводит к увеличению водонасыщенности и созданию "блокирующей" преграды фильтрации нефти и газа за счет разности поверхностных натяжений воды и пластовой жидкости.

2. Образование  в ПЗС устойчивой эмульсии из-за периодического изменения гидродинамического давления на стенки скважины и поэтому взаимного диспергирования (измельчения) воды (фильтрата) и нефти. Этому способствует наличие в нефти асфальто-смолистых веществ, являющихся эмульгатором.

3. В водонагнетательных скважинах выпадение солей на скелете пород ПЗС при контакте пластовых и закачиваемых вод в начальный период нагнетания вод.

IV. Термохимические  факторы:

1. Отложение  парафина на скелете пород  пласта в залежах с низкой  пластовой температурой. Этот процесс происходит при охлаждении призабойной зоны во время вскрытия пласта, при длительной эксплуатации скважин и при закачивании воды в пласт.

2.Проникновение  в продуктивный пласт нижних  высокотемпературных и сильноминерализованных  вод и последующее их охлаждение.

В условиях УНГКМ применялась химические и механические методы интенсификации притока газа. Среди применяемых химических методов значительное место занимали кислотные обработки на основе соляной кислоты и глинокислоты.

2.1. Технологии применяемых химических методов повышения производительности скважин на УНГКМ

 

Основное  назначение кислотной обработки заключается в закачке кислоты в пласт, по возможности, на значительное расстояние от стенки скважины с целью расширения размеров микротрещин и каналов, улучшения их сообщаемости между собой, что увеличивает проницаемость системы и дебит (приемистость) скважины. Глубина проникновения кислоты в пласт зависит от скорости реакции. В свою очередь, скорость реакции зависит от вещественного (химического) состава породы, удельного объема кислотного раствора (м³/м² поверхности породы), от температуры, давления и концентрации кислоты (кислотного раствора).