ВИЗНАЧЕННЯ, ПОЗНАЧЕННЯ ТА СКОРОЧЕННЯ
СКО? соляно-кислотна обробка
ГТМ? геолого-технічний захід
НГВУ? нафтогазовидобувне управління
КІН? коефіцієнт вилучення нафти
ПЗП? Привибійна зона пласта
ПЗС? Привибійна зона свердловини
НКТ? насосно-компресорні труби
ЦА? цементувальний агрегат
ВСТУП
В даний час, переважна кількість нафтових родовищ розташованих в Європейській частині Росії знаходиться на останній стадії розробки, що характеризується високо-обводнено фондом свердловин, збільшенням частки важко-видобутих запасів у загальній структурі запасів.
Значні залишкові запаси нафти родовищ північного заходу Башкортостану знаходяться в низько-пористих, малопроникних, тріщинуватих карбонатних колекторах вилучення нафти з яких представляє великі труднощі.
Застосування заводнення в карбонатних колекторах дуже обмежено через малої прийомистості нагнітальних свердловин та швидкого прориву закачуваних вод до видобувних свердловинах в зонах з тріщинуватими породами. Тому основна частина карбонатних пластів розробляється на природних режимах з невеликими дебітами свердловин.
Для інтенсифікації припливу нафти до свердловин з карбонатних колекторів найбільш поширеним методом на родовищах Росії є проведення різних соляно-кислотних обробок (прості соляно-кислотні, пенокіслотние і термопенокіслотние обробки).
Метою даного проекту є аналіз ефективності застосування соляно-кислотних обробок різного виду проводяться в нафтогазовидобувному управлінні (НГВУ) «Ішімбайнефть», встановлення меж найбільш ефективного їх застосування, а також докладний розгляд соляно-кислотної обробки, визначення умов при яких від обробки досягається найбільший ефект.
пласт кислотна Привибійна свердловина
1. Геолого-технологічна характеристика експлуатаційного об'єкта
. 1 Зведена геолого-фізична характеристика продуктивних пластів Згуріцкого родовища
На початок експлуатації родовища нафтоносність родовища була приурочена до вапняків турнейского ярусу (пласт С1t) і верхнефаменского под'яруса (пачка Dfm), піщаниках пластів пашійского (пласт DI) і Старооскольському (пласт DIV) горизонтів. У промисловій розробці з 2000 р перебувала тільки одна поклад турнейского ярусу.
Таблиця 1.1 - Зведена геолого-фізична характеристика продуктивних пластів Згуріцкого родовища
ПараметриПласт C1tАбсолютная відмітка покрівлі (інтервал зміни), м - 1220Абсолютная відмітка ВНК (інтервал зміни), мені отбіваетсяТіп залежейлітологіческі екранірованнаяТіп коллекторапоровийПлощадь нефтеносности, 103 м2 15401Средняя загальна товщина, м6,4Средняя ефективна нефтенасищенная товщина, м2,7Коеффіціент піщанистого, едініц0,9Коеффіціент розчленованості, едініц1,3Средній коефіцієнт проникності, 10-3 мкм20,088Средній коефіцієнт пористості, едініц0,1Средній коефіцієнт початковій нефтенасищенності, едініц0,75Начальная пластова температура, оС27Начальное пластовий тиск, МПа13,2Газовий фактор нафти, м3/т20,4Плотность нафти в пластових умовах, кг/м30,860Плотность нафти в поверхневих умовах, кг/м30,875Вязкость нафти в пластових умовах, мПа? с7,15Об'емний коефіцієнт нафти, едініц1,048Плотность води в пластових умовах, кг/м31,48
. 2 Основні технологічні показники розробки станом на 01.01.2014
Динаміка показників розробки представлені в таблиці 1.2 і на малюнку 1.
Таблиця 1.2 Основні технологічні показники розробки Згуріцкого родовища
Основні показники разработкіC1tГод введення в разработку2000г.Максімальная видобуток нафти, 103 т/рік Рік досягнення максимальної добичі48,365 2012г.Годовая видобуток нафти, 103 т/рік Частка в загальному видобутку,% 47,236 Накопичена видобуток нафти, 103 т Частка в загальній видобутку,% 262,381 38,4Начальние видобувні запаси нафти (НИЗ), 103 т Відбір від НИЗ,% Залишкові запаси нафти (ОІЗ), 103 т1039 25,25 776,619Текущій КІН, одиниць Затверджений КІН, едініц0,1 0,399Годовая видобуток рідини, 103 т/рік Накопичена видобуток рідини, 103 т Середньорічна обводненість,% 66,097 379,420 28,5Фонд видобувних свердловин (перебувало в експлуатації в останньому році) 48Средній дебіт нафти, т/добу Середній дебіт рідини, т/сут2,93 4,1Годовая закачування води , 103 м3/рік Накопичена закачування води, 103 м3 Річна компенсація відбору рідини закачуванням води% Накопичена компенсація відбору рідини закачуванням води% 215,7 1805,2 294,5 460,4Отбор розчиненого (попутног...
