Процесс обработки призабойной зоны пласта кислотными растворами на Енорусскинском нефтяном месторождии
Введение
Актуальность капитального и текущего ремонта скважин обусловлена постоянным стремлением нефтегазодобывающих компаний к повышению эффективности эксплуатации месторождений и увеличению извлечения углеводородов. Одним из распространенных способов решения проблемы снижения дебита пласта действующих скважин является обработка призабойной зоны продуктивного пласта.
В работе рассматриваются этапы процесса обработки пласта, начиная с подготовительного этапа, включающего геолого-геофизическое обоснование, и заканчивая освоением скважины. Особое внимание уделяется технологическим аспектам, таким как выбор закачиваемого агента, обеспечению герметичности и безопасности проведения работ.
Енорусскинское нефтяное месторождение, обладающее значительным потенциальным запасом углеводородов, сталкивается с необходимостью оптимизации технологических решений для поддержания и увеличения дебитов скважин.
1.Геолого-физические условия Енорусскинского месторожденияГеографическое и администр
Оглавление
Введение 5
1.Геолого-физические условия Енорусскинского месторождения 6
1.1. Географическое и административное расположение месторождения 6
1.2. Тектоническое и литологическое строение 7
1.3. Характеристика горизонтов 8
1.4. Развитие месторождения 11
1.5. Геологическое обоснование ремонта 12
2.Проведение мероприятий по обработке призабойной зоны пласта 13
2.1. Параметры и состояние скважины 13
2.2. Определение приёмистости скважины 16
2.3. Процесс обработки призабойной зоны пласта 17
2.4. Технологический расчет обработки призабойной зоны пласта 20
3. Подбор кислотного раствора для ОПЗП 30
Заключение 34
Список литературы 35
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Г.А Савушкин Г.А. Разведка битумных залежей в процессе бурения глубоких скважин, 2002.
2. Хисамов Р.С. Геологоразведочные работы в республике Татарстан: ретропер-спектива и перспективы/ Хисамов Р.С., Гатиятуллин Н.С., Тарасов Е.А., Войтович С.Е., Либерман В.Б., 2011.
3. Муслимов Р.Х. Построение моделей крупных геоструктурных зон–новый этап изучения недр республикик Татарстан/ Муслимов Р.Х., Булыгин Д.В., Суркова А.Н., 2001.
4. Токарев А.Н. Инновации как основной мотив развития малой нефтянки в Татар-стане, 2011.
5. Муслимов Р.Х. Нефтегазоносность республикики Татарстан/ Муслимов Р.Х., Га-тиятуллин Н.С, Войтович С.Е, Абдулмазитов Р.Г., Миронова Л.М., Ананьев В.В., Смелков В.М., Тухватуллин Р.К., Успенский Б.В., Плотникова И.Н., 2007.
6. Петров И.А. Комплексный подход к обработке
Для определения необходимого объема ЖГС рассчитывается внутренний объем скважины с учетом толщины стенки труб, объема спущенных НКТ и глубины спуска скважинного насосного оборудования. Требуемый объем ЖГС для проведения ремонтных работ можно определить как разность между внутренним объемом скважины и объемом НКТ по телу трубы:
VЖГС=VЭК-VНКТ-VШKЗ (3)VЖГС=21,25-1,24-0,31,05=20,7 м3 где КЗ – коэффициент запаса, учитывающий объем поглощения жидкости глушения; VЭК– объем эксплуатационной колонны, м3:
VЭК=D2π4H (4)VЭК=0,15022π41200=21,25 м3 где D – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; H – глубина скважины, м. VНКТ – объем жидкости, вытесняемой насосно-компрессорными трубами, м3 :VНКТ=π*dвнеш2-dвнут24HC (5)VНКТ=π*0,0732-0,062241064=1,24 м3 где dвнеш и dвнут – соответственно внешний и внутренний диаметры НКТ, м.
VШ – объем, вытесняемый металлом штанг