Перевод фонтанных скважин на газлифтный способ эксплуатации на м/р Жанажол


Введение

I. Геологическая часть

1.1 Общие обзор месторождения
1.2 Стратиграфия
1.3. Тектоника
1.4. Коллекторские свойства продуктивных горизонтов
1.5 Физико.химические свойства нефти, газа и воды

II. Технико . технологическая часть

2.1 Концепция перевода фонтанных скважин на газлифт
на месторождении Жанажол
2.2 Критерии подбора скважин и выбор оптимального
режима работы скважин
2.3 Газлифтная эксплуатация скважин и применяемого
оборудования при непрерывном компрессорном
газлифте на месторождении Жанажол
2.4 Схема оборудования газлифтных скважин при
непрерывном компрессорном газлифте на
месторождении Жанажол
2.5. Определение схемы компоновки подземного
оборудования газлифтных скважин
2.6. Расчет газлифтных установок
2.7. Схема обвязки устья скважин при переводе на
непрерывный газлифт на месторождении Жанажол


III. Экономико.организационная часть

3.1 Организационная характеристика
нефтегазодобывающего управления «Октябрьскнефть»
3.2 Организация основного вспомогательного производства
3.3 Особенности организации труда и
заработной платы в нефтегазодобывающем
управлении «Октябрьскнефть»
3.4 Анализ технико . экономических показателей
эксплуатации месторождения Жанажол

IV. Охрана труда и окружающей среды

4.1 Противопожарные мероприятия и техника
безопасности на нефтегазодобывающих предприятий
4.2 Охрана труда при эксплуатации газлифтных установок
4.3. Охрана окружающей среды на месторождении Жанажол

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Список использованной литературы
Нефтегазоконденсатное месторождение Жанажол находится на второй стадии разработки, которая характеризуется стабилизацией добычи нефти, при этом месторождение полностью оконтурено, но продолжаются работы по укрупнению сетки скважин внутри контура месторождения. При этом возможен некоторый прирост добычи нефти за счет ввода новых скважин и проведения мероприятий по увеличению нефтеотдачи пластов (перевод скважин на газлифт, ШГН и т.д. ).
Значительная часть скважин с увеличившимся газовым фактором прекратили фонтанировать из-за обводнения – происходит процесс «самоглушения».
Мировая и отечественная практика показывает, что стабилизация добычи нефти и увеличение нефтеотдачи можно добиться применением различных, интенсивных технологий воздействия на пласт, основанных на использовании гидродинамических, физических, физико-химических и химических методов увеличения нефтеотдачи.
Для снижения многих негативных последствий заводнения продуктивных пластов, вовлечения в разработку низкопроницаемых коллекторов и повышения степени выработки запасов из неоднородных пластов. Применяют разнообразные физико–химические технологии воздействия на пласт, направленные на изменение направления фильтрационных потоков закачиваемой воды, изоляцию ее притока, выравнивание профиля и увеличения приемистости нагнетательных скважин.

Дисциплина: Нефть, Газ
Тип работы:  Дипломная работа
Бесплатно:  Антиплагиат
Объем: 134 страниц
В избранное:   
Цена этой работы: 1900 теңге
Какие гарантий?

через бот бесплатно, обмен

Какую ошибку нашли?

Рақмет!






МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ОБРАЗОВАНИЯ
РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН
Казахский национальный технический университет им. Каныша Сатпаева
Актюбинский филиал
Кафедра Нефти и газа

ДОПУЩЕН К ЗАЩИТЕ
Зав.
кафедрой, к.т.н.

_________ Алдамжаров Н.Н.
___
_________ 200__ г.

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
к дипломному проекту

Тема: ПЕРЕВОД ФОНТАННЫХ СКВАЖИН НА ГАЗЛИФТНЫЙ
СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИЙ НА МР ЖАНАЖОЛ
Консультанты: Руководитель
дипломного

проекта:
по геологической части
_____________________
_____________________
(уч. степень, звание)
(уч. степень, звание)
_______________________
_________________________
___ ________ 200_ г. ___ _________
200_ г.

по экономической части
____________________
(уч. степень, звание)

________________________
___ _________200_ г.
Рецензент:

______________________
по охране труда
(уч. степень, звание)
____________________
__________________________
(уч. степень, звание)
___ _________ 200_ г.

_______________________
___ _________200_ г. Студент:
_______________

по стандартизации
Специальность ___________
____________________
_______________________
( уч. степень, звание)
Группа ____________
___ _________200_ г.
___ _________ 200_ г.

Актобе 2006

ТЕМА ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТА :
Перевод фонтанных скважин на газлифтный
способ эксплуатации на мр Жанажол

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

Геологическая часть

1.1 Общие обзор месторождения
1.2 Стратиграфия
1.3. Тектоника
1.4. Коллекторские свойства продуктивных горизонтов
1.5 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

((. Технико - технологическая часть

2.1 Концепция перевода фонтанных скважин на газлифт
на месторождении Жанажол
2.2 Критерии подбора скважин и выбор оптимального
режима работы скважин
2.3 Газлифтная эксплуатация скважин и применяемого
оборудования при непрерывном компрессорном
газлифте на месторождении Жанажол
2.4 Схема оборудования газлифтных скважин при
непрерывном компрессорном газлифте на
месторождении Жанажол
2.5. Определение схемы компоновки подземного
оборудования газлифтных скважин
2.6. Расчет газлифтных установок
2.7. Схема обвязки устья скважин при переводе на
непрерывный газлифт на месторождении Жанажол

(((. Экономико-организационная часть

3.1 Организационная характеристика
нефтегазодобывающего управления Октябрьскнефть
3.2 Организация основного вспомогательного производства
3.3 Особенности организации труда и
заработной платы в нефтегазодобывающем
управлении Октябрьскнефть
3.4 Анализ технико – экономических показателей
эксплуатации месторождения Жанажол

IV. Охрана труда и окружающей среды

4.1 Противопожарные мероприятия и техника
безопасности на нефтегазодобывающих предприятий
4.2 Охрана труда при эксплуатации газлифтных установок
4.3. Охрана окружающей среды на месторождении Жанажол

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Список использованной литературы

Аннотация

1) В геологическом разделе указан общий обзор месторождения Жанажол,
литолого – стратиграфическая характеристика разреза, тектоническое
отношение месторождения, коллекторские свойства продуктивных
горизонтов, физико-химические свойства нефти, газа и воды.
2) Технико-технологическая часть включает в себя концепцию перевода
фонтанных скважин на газлифт на месторождении Жанажол, критерии
подбора скважин и выбор оптимального режима работы скважин, газлифтная
эксплуатация скважин и применяемого оборудования при непрерывном
компрессорном газлифте, схема оборудования газлифтных скважин при
непрерывном компрессорном газлифте, определение схемы компоновки
подземного оборудования газлифтных скважин, расчет газлифтных
установок, схема обвязки устья скважин при переводе на непрерывный
газлифт на месторождении Жанажол.
3) Экономико – организационная часть отражает организационную
характеристику нефтегазодобывающего управления октябрьскнефть,
организацию основного вспомогательного производства, особенности
организации труда и заработной платы в нефтегазодобывающем управлении,
анализ технико-экономических показателей эксплуатации месторождения
Жанажол.
4) В охране труда и окружающей среды отмечены противопожарные мероприятия
и техника безопасности на нефтегазодобывающих предприятиях, охрана
труда при эксплуатаци газлифтных установок, охрана окружающей среды на
месторождении Жанажол.

Введение.

Нефтегазоконденсатное месторождение Жанажол находится на второй стадии
разработки, которая характеризуется стабилизацией добычи нефти, при этом
месторождение полностью оконтурено, но продолжаются работы по укрупнению
сетки скважин внутри контура месторождения. При этом возможен некоторый
прирост добычи нефти за счет ввода новых скважин и проведения мероприятий
по увеличению нефтеотдачи пластов (перевод скважин на газлифт, ШГН и т.д.
).
Значительная часть скважин с увеличившимся газовым фактором прекратили
фонтанировать из-за обводнения – происходит процесс самоглушения.
Мировая и отечественная практика показывает, что стабилизация добычи
нефти и увеличение нефтеотдачи можно добиться применением различных,
интенсивных технологий воздействия на пласт, основанных на использовании
гидродинамических, физических, физико-химических и химических методов
увеличения нефтеотдачи.
Для снижения многих негативных последствий заводнения продуктивных
пластов, вовлечения в разработку низкопроницаемых коллекторов и повышения
степени выработки запасов из неоднородных пластов. Применяют разнообразные
физико–химические технологии воздействия на пласт, направленные на
изменение направления фильтрационных потоков закачиваемой воды, изоляцию ее
притока, выравнивание профиля и увеличения приемистости нагнетательных
скважин.
Коллекторские свойства нефтегазоконденсатное месторождение Жанажол
характеризуются неоднородностью по проницаемости, продукция
высокопарафинистая, с содержанием сероводорода, углекислого газа, воды, с
высоким давлением насыщения и газовым фактором.
При снижении давления на забое ниже давления насыщения нефти газом,
закачке воды с содержанием сероводорода, кислорода, железа традиционными
методами обработки призабойной зоны сделало невозможным обеспечить высокую
эффективность.
Продукты коррозии, образование в пласте неорганических солей снижают
приемистость скважины. Кислотные обработки не всегда являются эффективными
по следующим причинам :
- возможность образования гидрооксидов железа и аллюминия,
- высокая степень насыщения раствора соляной кислоты соединениями железа
при транспортировании в емкостях и доставке по НКТ до 4000 м в
обрабатываемый пласт,
- невозможность перевода отложений парафина в мелкодисперсную форму,
препятствующую его отложению в ПЗП,
- наличие в растворе соляной кислоты вредных примесей, фтористого
водорода, фосфорносерной кислоты.
Ниже в работе подробно описаны основные, возможные причины снижения
приемистости нагнетательных скважин и эффективности проведения СКО, которые
подтверждают необходимость применять новые методы интенсификации добычи
нефти в плотных карбонатных неоднородных коллекторах.
Предлагаем некоторые технологии повышения дебитов скважин в карбонатных
коллекторах применяемые В ОАО Удмуртнефть:
- Кислотная обработка призабойной зоны в динамическом режиме. Механизм
взаимодействия кислотного раствора значительно отличается от такого
при обычных кислотных обработках. Если при обычных обработках на
границе раздела твердой и жидкой фаз образуется поверхностный слой
насыщенного раствора карбоната и нерастворимых в кислоте продуктов,
которые препятствуют продвижению свежих порций кислоты, то
динамический режим растворения карбонатных пород предотвращает это за
счет ступенчатого изменения давления на забое скважин с общей
тенденцией к снижению его во времени.
- Технология обработки призабойной зоны пласта углеводородными
растворами. Технология обработки призабойной зоны пласта кислотно-
углеводородным составом не отличается от технологии проведения обычных
соляно-кислотных обработок и реализуется согласно действующей схемы.
Комплектность решения поставленной проблемы обуславливается
способностью углеводородного растворителя-диспергатора отложений
парафина растворяться в водных растворах кислот.
- Технология обработки призабойной зоны пласта путем увеличения
диаметра скважин в зоне продуктивного пласта. Технология в отличии от
известных методов кавернообразования путем создания многократных
кислотных ванн осуществляется в динамике и является управляемым
процессом, способным создать каверну заданных размера диаметра.
Осуществляется с применением пакера, прокачкой кислоты через породу в
НКТ. В надпакерную зону и из затрубного пространства через породу в
НКТ. Технологические операции прокачки кислоты повторяются. Число
замен раствора кислоты определяется поставленной задачей, т.е.
диаметром скважины, который необходимо получить в зоне действия
кислоты.
- Метод щелевой разгрузки пласта. Во время первичного вскрытия пласта
изменяется напряженное состояние горных пород в призабойной зоне
скважины. Под их действием гидропроводимость существенно снижается в
результате не только смыкания микротрещин в коллекторе, но и
защемление в них кольматирующего материала бурового раствора. Метод
основан на разгрузке напряженного состояния пород ПЗП путем создания
двух вертикальных, диаметрально расположенных щелей в продуктивной
зоне пласта. Щели создаются с помощью специально разработанного
гидропескоструйного перфоратора. После щелевой разгрузки скважина
подвергается соляно-кислотной обработке.
- Технология по выравниванию профилей приемистости нагнетательных
скважин высоковязкой нефтью. Технология предназначена для увеличения
охвата пласта вытеснением путем использования термогидродинамических
свойств нефтей с целью снижения фазовой проницаемости пласта для
закачиваемой воды. Эффект достигается в результате того, что в
высокопроницаемые интервалы пласта нагнетательной скважины
закачивается вязкая дегазированная нефть. Для выполнения – внедрения
указанной технологии в условиях Жанажола в роли тампонирующего
материала высокопроницаемых интервалов предлагаем использовать
высоковязкую Кенкиякскую нефть. При этом вероятность прорыва воды в
добывающие скважины снижается и вводятся в разработку низкопроницаемые
пропластки.
В разделе : Научно-исследовательские работы по обработке ПЗП добывающих
и нагнетательных скважин предложены технологии с учетом анализа причин
снижения приемистости нагнетательных скважин и эффективности проведения
СКО :
- Технология воздействия на призабойную зону скважин месторождения
Жанажол эмульсиями комплексного действия.
- Метод восстановления приемистости нагнетательных скважин месторождения
Жанажол.
- Технология проведения пенокислотной обработки на месторождении
Жанажол.
- Технология восстановления производительности скважин нагнетанием в
пласт сухого газа с выдержкой под давлением.
- Технология соляно-кислотной обработки нефтяных скважин месторождения
Жанажол в динамическом режиме.
- Технология увеличения приемистости нагнетательных скважин
периодическим повышением закачки воды или растворов.
Для повышения эффективности кислотных обработок необходимо добавлять не
менее 5% уксусной кислоты для удержания в растворенном виде соединений
железа и алюминия, 0,2 % извести для предотвращения набухания глин и
снижения скорости коррозии металла труб, 1 %хлористого кальция для
предотвращения набухания глин при обработке соляной кислотой разбавленной
пресной или маломинерализованной водой. Обработку нагнетательных скважин
производить теплым (35-40 С) раствором состоящим из соляной кислоты 12-
15% концентрации и хлористого натрия 17 % концентрации для растворения и
предотвращения отложений неорганических солей.
При явной работе (притоке, приемистости) единичных пропластков пласта,
перед кислотной обработкой закачивать 2-5 м3 высоковязкой Кенкиякской
нефти для изоляции высокопроницаемых пропластков, включенных в разработку
неработающих нефтенасыщенных зон и снижения скорости коррозии металла
труб (объем уточняется по данным исследования скважин). Для исключения
контакта соляной кислоты со стенками НКТ достаточно перед закачкой
раствора кислоты закачать в скважины КТ – 1 – 300 литров, а скважины КТ-2
– 400 литров высоковязкой Кенкиякской нефти, и соответственно, увеличения
эффективности, т.к. будет меньше железистых соединений, которые осаждаясь
в пласте снижают проницаемость пород продуктивного пласта.
За 2000 год по нагнетательным скважинам выполнено 71 солянокислотная
обработка, дополнительная закачка составила 431 497 м3 воды.
Среднесуточная дополнитеьная закачка по обработанным скважинам составила
:
431497 (71 х 180) = 33,8 м3 сут
Для сравнения эффективность выполнения мероприятий введем расчетный
показатель – среднесуточная дополнительная добыча нефти, закачки воды,
определяемая по формуле :
Дд (Зд) = годовая дополнительная добыча или закачка воды ( п х 180)
П – количество выполненных мероприятий.
180 – среднее расчетное количество
отработанных дней.
По добывающим скважинам выполнено соляно-кислотных обработок на 45
скважинах. В основном они приурочены к переводу скважин на ШГН,
дополнительной перфорации, изоляции, вибровоздействию, соответственно
дополнительная добыча учитывалась по основному мероприятию. Учтена
дополнительная добыча от проведения СКО только 675 т. нефти. Количество
выполненных мероприятий (кроме ввода новых скважин) 114, дополнительная
добыча составила 86517 т нефти.
При этом среднесуточная добыча будет равна :
86517 (114 х 180) = 4,2 т нефти сутки.
Среднесуточная дополнительная добыча нефти :
- от перевода на непрерывно –дискретный газлифт
12946 (3 х 180) = 23,97 т сут.
- от ввода новых скважин
34722 (9 х 180) = 21,43 т сут.
- от ввода скважин из бейздействия
5158 (2 х 180) = 14,32 т сут.
- от дополнительной перфорации
49149 (32 х 180) = 8,53 т сут.
от перевода скважин на ШГН
10454 (12 х 180) = 4,84 т сут.
- от виброволнового воздействия
5562 (3 х 180) = 10,3 т сут.
- от изоляционных работ
1853 (15 х 180) = 0,67 т сут.
от кислотных обработок
657 (3 х 180) = 0,08 т сут.
Кислотные обработки явно способствовали получению дополнительной добычи
нефти от выполнения перечисленных мероприятий. Но отдельные кислотные
обработки малоэффективные, причины снижения кислотных обработок
обоснованы в научно-исследовательской работе по данному вопросу.

Научно-исследовательская работа по определению основных причин мало
эффективности кислотных обработок снижения приемистости и притока
скважин, продуктивные пласты которых сложены из плотных известняков и
доломитов .

Скважины, эксплуатирующие слабопроницаемые пласты (плотные
известняки, доломиты) оказываются малодебитными или снижают дебит при
эксплуатации. Для увеличения, восстановления их производительности проводят
солянокислотные обработки .При этом происходят следующие реакции :
1) в известняках
2HCl+CaCO3 =CaCl2 +H2O+CO2
2) в доломитах
4НCl+CaMg(CO3)2 =CaCl2+MgCl2+2H2O+2CO2
Полученные в результате воздействия соляной кислоты CaCI2 и MgCI2 хорошо
растворимы в воде и при пуске скважины выносятся на поверхность.
Углекислота находящаяся в газообразном виде или растворенная в воде (в
зависимости от давления) легко удаляется. Основной недостаток
солянокислотных обработок заключается в том , что многократное применение
соляной кислоты приводит к тому, что высокопроницаемые зоны пласта за счет
интенсивного растворения карбонатов кислотой в большей степени
увеличиваются, а эффективность после двух-трех обработок значительно
снижается. Расширение высокопроницаемых зон, в свою очередь способствует
преждевременному вторжению пластовых вод в продуктивную часть залежи.
В этой связи нельзя увлекаться многократными обработками кислотными
растворами однотипного состава. Обычно соляную кислоту разбавляют
маломинерализованной
или пресной водой , в коллекторе происходит набухание глин , что может
привести к ухудшению фильтрационной характеристики призабойной зоны пласта.
В этих условиях целесообразно к раствору добавлять 1% СаСl 2 и 0,2%
Са(ОН)2
Фтористый водород и фосфорная кислота , которые при некоторых
технологических схемах производства соляной кислоты в ней присутствуют и
при реагировании с карбонатами в пласте образуют нерастворимые осадки
фтористого кальция CaF2, фтористого магния MgF2 и фосфорнокислого кальция
Са(РО4 )2 по реакциям :
2 НF + CaCО3 = СаF2 + Н 2 CО3,
2 HF + СаСl2 = СаF2 + 2 HCl,
4 HF +CаМq(СО3 )2 = CаF2 + MqF 2 + 2H2CO3,
2Н3РО4+ 3СаСО3=Са3(РО4)2 + 3Н2СО3.
в количественных соотношениях соответственно:
40 г+100 г = 78 г + 62 г,
40 г+110 г = 78 г + 72 г,
80 г +184 г = 78 г + 62 г + 124 г,
40 г +100 г = 310 г + 186 г
При взаимодействии 40г НF с 100г СаСО3 получается 78г нерастворимого
фтористого кальция и 62г угольной кислоты.
Для получения 1кг нерастворимого фтористого кальция необходимо 40 х 1000
78 = 513,6 г (HF) фтористого водорода.
При взаимодействии 196 г Н3РО4 с 300 г СаСО3 получается 310г
нерастворимого фосфорнокислого кальция Са3(РО4)2 и 186 г угольной кислоты.
Для получения 1кг нерастворимого фосфорнокислого кальция необходимо : 196
х 1000 310 = 632,3 г (Н3РО4) фосфорной кислоты. А серная кислота (Н2SО4)
с пластовой водой , содержащие хлоро-кальциевые соли может привести к
выпадению неорганических солей (ГИПСА) по формуле :
Н2SО4 + СаСl 2 = CаSO4↓ + 2НСl.
в количественных соотношениях соответственно :
98 г + 110 г = 136 г + 72 г.
При взаимодействии 98 г Н2SO4 c 110 г СаСl2 получается 236 г неорганических
солей (СаSO4) и 72 г соляной кислоты.
Для получения 1кг нерастворимых солей СаSO4 необходимо 98 х 1000 136
= 735,2 г (Н2SO4) cерной кислоты . Не исключена возможность добавки серной
кислоты в соляную, так как алкилированная Н2SO4 в настоящее время не
применяется в больших объемах и она скапливается на химических и
нефтехимических производствах , а поставщики-посредники могут не только
повышать стоимость , но и добавлять в нее серную кислоту.
При содержании в соляной кислоте 3 % серной кислоты, т.е. 30 л в одном
кубометре соляной кислоты – чистой серной кислоты будет 4,59 кг. При
взаимодействии ее с хлористым кальцием или известняками в пласте образуется
6,4 кг осадка СаSO4. Средний расход соляной кислоты на 1 обработку 20 м3.
Одна кислотная обработка загрязняет пласт призабойной зоны 128 кг осадка
(СаSO4).
Серная кислота может образоваться по действием растворенного в воде с
содержанием Н2S кислорода по формуле :
Н2S + 2О2 = Н2SO4.
в количественных соотношениях соответственно :
34г + 64г = 98г.
При взаимодействии 34г Н2S c 64г кислорода (О2) получается 98г (Н2SO4)
cерной кислоты. Для получения 1кг серной кислоты необходимо 64 х 1000 98
= 633,6г (О2) кислорода. Кроме того, кислород взаимодействует с сульфидами
входящих в минералогический состав продуктивных пластов - пирит и другие
сульфаты в тонко рассеянном состоянии. При наличие в пласте пирита (FeS2)
возможно образование сульфатов и серной кислоты по следующей схеме :
2FeS2 + 7О2 + 2Н2О = 2FeSO4↓ + 2H2SO4
в количественных соотношениях соответственно :
240г + 224г + 36г = 304г + 196г
При взаимодействии 240г (FeS2 ) пирита с 224г кислорода и 36г воды
получается 304г (FeSO4) cульфата железа и 196г серной кислоты . При этом
для получения 1кг серной кислоты необходимо 224 х 1000 196 = 1142,8г (О2)
кислорода , а для получения 1кг нерастворимого осадка (FeSO4) необходимо
224 х 1000 304 = 736,8г (О2) кислорода.
При наличии в закачиваемой воде кислорода происходит коррозия по формуле
4Fe + 6H2O + 3O2 = 4Fe(OH)3
в количественных соотношениях соответственно
224 г + 108 г +96 г = 428 г.
При взаимодействии 224 г железа с 96 г кислорода и 108 г воды получается
428 г аморфных частиц осадка Fe(OH)3 гидроокиси железа.
Для получения 1 кг осадка Fe(OH)3 необходимо 96*1000428 = 224,3 г
кислорода.
Предотвратить контактирование воды с кислородом воздуха и соответственно,
образование соединений 3-х валентного железа (осадка Fe(OH)3) возможно
обеспечением герметичной системы закачки воды. Соединения 2-х валентного
железа практически не изменяют параметры пласта и скважин.
Содержание кислорода в используемой воде для подготовки технологических
жидкостей ремонта скважин и заводнения 6,42 мгл (анализ воды в лаборатории
ЛООС НГДУ ОН), в 1 м3 – 6,42 г. Каждый кубометр воды с содержанием
кислорода 6,42 гм3), который при взаимодействии с породой пласта (FeS2 -
пирит) образует 442 г нерастворимого осадка (FeSO4 и СаSO4) или 29 г
аморфных частиц осадка Fe(OH)3), который тампонирует входную поверхность
пласта призабойной зоны, так как размеры частиц осадка значительно больше
чем размеры пор разрабатываемых объектов месторождения Жанажол (Ф.С.Абдулин
“Повышение производительности скважин” Москва “Недра” 1975 год). Содержание
сероводорода в используемой воде 11-96 мгл и 6,42 мгл кислорода (
результаты анализа проб воды от 29.08.00г. и анализ воды в лаборатории ЛООС
НГДУ ОН). Каждый кубометр используемой воды при взаимодействии с
пластовой водой хлорокальциевого типа месторождения Жанажол образует в
пласте 383 г осадка (СаSO4).
Для разрушения неорганических солей необходима каустическая сода.
Химическая реакция протекает с образованием гидроокиси кальция и сульфата
натрия :
СаSO4 + 2NaOH = Ca(OH)2 + Na2SO4
в количественных соотношениях соответственно :
136г + 80г = 74г + 142г.
При взаимодействии 80г каустической соды с 136г неорганических солей
(СаSO4) получается 142г сульфата натрия (хорошо растворим в воде) и 74г
гидроокиси кальция (рыхлая масса, частично выносится потоком, частично
разрушается при солянокислотной обработке). Для разрушения 1кг СаSO4
необходимо 80 х 1000 136 = 582,2г (NaOH) каустической соды. Гидроокись
кальция разрушается соляной кислотой по реакции :
Са(ОН)2 + 2НСl = СаСl2 + 2Н2О.
в количественных соотношениях соответственно :
74г + 72г = 110г + 36г.
При взаимодействие 72 г соляной кислоты с 74 г Са(ОН)2 получается 110
г хлористого кальция и 36 г воды. Для разрушения 1кг (СаОН)2 необходимо 72
х 1000 110 = 654,5г (НСl) соляной кислоты. Образующейся в результате
реакции хлористый кальций хорошо растворим в воде. Сульфат кальция (СаSO4)
можно разрушить обработкой раствором состоящим из раствора хлористого
натрия 15% концентрации и соляной кислоты 12% - 15% концентрации,
предварительно скважину промывают горячей водой и при непрерывном подогреве
ППУ при обработке. При этом присходит разрушение СаSO4 по реакции:
СаSO4 + 2NаCl + НCl = CaCl2 + Na2SO4 + HCl
в количественных соотношениях соответственно:
136 г + 116 г + 36г = 110 г + 142 г + 36 г
При взаимодействии 116 г NaCl и 36 г HCl с 136 г CaSO4 получается 110
г СаСl2 , 142г (Na2 SO4) и 36 г соляной кислоты.
Для разрушения 1кг СаSO4 необходимо 116 х 1000 136 = 853 г (NaCl)
хлористого натрия и 36 х 1000 136 = 264,7 г (НСl) соляной кислоты.
Выше отмечалось, что вредными примесями соляной кислоты, для
обработки карбонатных пород являются фтористый водород, фосфорная и серная
кислоты. Для нейтрализации их, раствор соляной кислоты обрабатывается
хлористым барием (ВаСl2).
Взаимодействие происходит по реакциям:
2HF + BaCl2 = BaF2 + 2HCl,
2H3PO4 + 3BaCl2 = Ba3(PO4)2 + 6HCl,
H2SO4 + BaCl2 = BaSO4 + 2HCl.
в количественных соотношениях соответственно:
40 г + 207 г = 175 г + 72 г,
196 г + 612 г = 601 г + 216 г,
98 г + 207 г = 233 г + 72 г.
При взаимодействии 207 г (ВаСl2) хлористого бария с 40г (HF) получается
175г фтористого бария и 72 г (HCl) соляной кислоты. Для нейтрализации 1кг
фтористого водорода необходимо 207 х 1000 40 = 5175 г хлористого бария
(BaCl2). При взаимодействии 621 г BaCl2 с 196г фосфорной кислоты (H3PO4)
получается 601 г Ва3(РО4)2 и 216 г соляной кислоты. Для нейтрализации 1кг
фосфорной кислоты (Н3РО4) необходимо 621 х 1000 196 = 315,6 г (ВаСl2)
хлористого бария. При взаимодействии 207г ВаСl2 c серной кислотой (Н2SO4)
получается 233 г ВаSO4 и 72 г соляной кислоты (HCl). Для нейтрализации 1кг
серной кислоты необходимо 207 х 1000 98 = 2112,2 г (BaCl2) хлористого
бария. Основная часть продуктов реализации хлористого бария с указанными
кислотами ВаF2 , Ва3(РО4)2 и ВаSO4 после выдержки выпадают в осадок на дно
технологической емкости или емкости хранения, а мелкодисперсная взвесь
легко удерживается в растворе и удаляется вместе с другими продуктами
реакции. В этом случае исключается образование в призабойной зоне
продуктивного пласта нерастворимых осадков - фтористого кальция (СаF2) ,
фосфорнокислого кальция (Са3(РО4)2) и неорганических солей СаSO4 , FeSO4,
которые снижают эффективность солянокислотных обработок.
К основным причинам малоэффективности кислотных обработок относятся и
продукты реакции соляной кислоты в пласте с глинами и соединениями железа,
которые в результате гидролиза образуют коллоидные растворы.
Взаимодействие соляной кислоты с глинами и соединениями железа
происходит по реакциям: Al2O3 + 6HCl = 2AlCl3
+ 3H2O,
Fe2O3 + 6HCl = 2FeCl3 + 3H2O.
в количественных соотношениях соответственно:
100 г + 216 г = 262 г + 54 г,
160 г + 216 г = 322 г + 54 г.
При взаимодействии 216 г HCl с 100 г Al2O3 получается 262 г (АlCl3)
хлористого алюми- ния и 54 г воды. Для растворения 1кг Аl2O3 необходимо
216 х 1000 100 = 2160 г (HCl) соляной кислоты. При взаимодействии 216 г
HCl c 160 г Fe2O3 получается 322 г (Fe2Cl3)
хлористого железа и 54 г воды. Для растворения 1кг Fe2O3 необходимо 216 х
1000 160 = 1725 г (HCl) соляной кислоты.
Взаимодействие соляной кислоты с глинами и соединениями железа образуют
растворимые соли, которые в результате гидролиза переходят в коллоидные
растворы гидрооксида алюминия и железа по реакциям :
AlCl3 + 3HOH = Al(OH)3 + 3HCl,
FeCl3 + 3HOH = Fe(OH)3 + 3HCl.
в количественных соотношениях соответственно:
131 г + 54 г = 77 г + 108 г,
161 г + 54 г = 107 г + 108 г.
При взаимодействии 131 г хлористого алюминия (AlCl3) с 54 г воды получатся
77 г гидрооксида алюминия (Al (OH)3) и 108 г соляной кислоты (HCl). Для
получения 1кг Al(OH)3 небходимо 131 х 1000 77 = 1701,3 г хлористого
алюминия и 54 х 1000 77 = 701,3 г воды.
При взаимодействии 161г хлористого железа с 54г воды получается 107 г
гидрооксида железа и 108г соляной кислоты. Для получения 1кг Fe(OH)3
необходимо 161 х 1000 107 = 1504,6 г хлористого железа (FeCl3) 54 х 1000
107 = 504,6 г воды.
Допустим, что только 10 % соляной кислоты при обработках взаимодействует с
глинами и соединениями железа, т.е. ориентировочно 2 м3 (при среднем
расходе 20 м3 НСl ), в которых чистой кислоты 288 кг. При этом в пласте без
добавки уксусной кислоты (СН3СООН) образуется в пределах 116 – 143 кг
гидрооксида алюминия Al(ОН)3 и железа Fe(ОН)3 (в коллоидном состоянии).
Для удержания в растворенном состоянии хлористого алюминия и железа, то
есть предотвратить гидролиз, добавляют уксусную кислоту (СН3СООН):
AlCl3 + CH3COOH = AlCl3 + CH3COOH,
FeCl3 + CH3COOH = FeCl3 + CH3COOH.
в количественных соотношениях соответственно:
131 г + 60 г = 131 г + 60 г,
161 г + 60 г = 131 г + 60 г.
60 г уксусной кислоты удерживает в растворенном состоянии 131г хлористого
алюминия. Для предотвращения гидролиза 1кг хлористого алюминия необходимо
60 х 1000 131 = 458 г уксусной кислоты (СН3СООН). 60г уксусной кислоты
удерживает в растворенном состоянии 161г хлористого железа. Для
предотвращения гидролиза 1кг хлористого железа необходимо 60 х 1000 161 =
372,6 г уксусной кислоты.
Соляная кислота взаимодействует с составными элементами цемента и песка
по формуле:
2HCI + CaSiO3 = CaCI2 + H2SiO3,
в количественных соотношениях соответственно:
72 г + 116 г = 110 г + 78 г.
При взаимодействии 72 г HCI с 116 г CaSiO3 получается 110 г хлористого
кальция и 78 г неустойчивой кремниевой кислоты (H2SiO3), превращается в
гелеобразное состояние. Для получения 1 кг кремниевой кислоты необходимо 72
х 1000 78 = 923,8 г соляной кислоты и 116 х 1000 78 = 1461,5 г CaSiO3.
Для предотвращения выпадения кремниевой кислоты в виде геля применяют
фтористоводородную кислоту (НF):
H2SiO3 + HF = H2SiO3 + HF,
в количественных соотношениях соответственно:
78 г + 20 г = 78 г + 20 г.
20 г фтористоводородной кислоты предотвращают выпадение в гелеобразное
состояние 78 г кремниевой кислоты (H2SiO3). Для предотвращения выпадения 1
кг H2SiO3 в гелеобразное состояние необходимо 20 х 1000 78 = 276,9 г (НF)
фтористоводородной кислоты.
Закачиваемая вода водозабора Атжаксы не содержит углекислого газа (СО2),
попадая в пласт насыщается им, т.к. продукция месторождения Жанажол
содержит углекислый газ. Вода содержащая углекислый газ способна растворять
значительное количество карбонатного цемента в продуктивном пласте. В
следствии химического и обменного взаимодействия происходит формирование в
пласте зоны гидрокарбонатных вод, несовместимых с хлорокальциевыми
пластовыми водами. При смешивании этих вод, выпадают в осадок углекислые
соли кальция и магния (CaCО3 и MgCО3. Как уже отмечалось, в закачиваемой
воде содержится сероводород (11-96 мгл), значит происходит коррозия
металла, вода насыщается ионами 2 - и 3 – валентного железа, соответственно
в пласте осаждается оксид железа (Fe(ОН)3.
Кроме того, в системе закачки и в призабойной зоне пласта сероводород и
углекислый газ (углекислота) взаимодействуют с железом (труб, оборудования)
и ионами железа закачиваемой или пластовой воды по реакциям:
Н2S + Fe = FeS + Н2,
H2СO3 (Н2О + СО2) + Fe = Fe (СО2) + Н2
В количественных соотношениях соответственно:

34 г + 56 г = 88 г + 2 г.
64 г + 56 г = 116 г + 2 г.
При взаимодействии 34 г Н2S с 56 г Fe получается 88 г сульфида железа
(FeS) и 2г Н2 (водорода). Для получения 1 кг осадка сульфида железа (FeS)
необходимо:

34 х 1000 88 = 386,4 г Н2S

т.е. при содержании в воде 11 - 96 мг л Н2S, каждый м3 в призабойной зоне
образует от 0,030 до 0,250 кг осадка сульфида железа.

При взаимодействии 62 г H2СO3 (Н2О + СО2) с 56 г Fe получается 116 г
карбонатов железа (FeS) и 2г Н2 (водорода). Для получения 1 кг осадка
карбонатов железа необходимо:

62 х 1000 116 = 534,5 г углекислоты,

т.е. при содержании в закачиваемой воде 165 мг л углекислоты, (анализ
воды в лаборатории НГДУ ОН за 6.04.99 г.), каждый м3 в призабойной зоне
пласта образуется – 0,310 кг осадка карбонатов железа. Особое внимание
следует уделять сульфатным бактериям.

Присутствие в воде ионов сульфатов SO4 - достаточное условие для
размножения бактерий и закупоривания пласта.

В результате жизнедеятельности бактерий образуются сульфиды железа (FeS).
Сульфиды железа (FeS) – закупоривающий агент, а сероводород, который
образуется при этом, по реакции:

FeS + 3HOH → Fe(OH)3 ↓ + H2S является
агрессивным коррозионным агентом.

Анализ закачиваемой воды водозабора Атжаксы выполненный лабораторией НГДУ
ОН 1504-1704 99г. подтверждает содержание ионов сульфатов 920-1160 мгл
,значит размножение бактерий и, соответственно , закупорка пласта Fe(OH)3
не исключены.

Все это не увеличивает , а снижает приемистость и эффективность кислотных
обработок скважин. Установлено, что пористая среда засоряется механическими
примесями, содержащимися в закачиваемой воде, в том случае, если отношение
диаметра поровых каналов к среднему диаметру частиц взвеси будет меньше 5.
Если ровно или больше 5, то взвешенные частицы будут свободно проходить
через поровое пространство пласта.

(А.В.Беззубов и др. Подготовка вод для закачки в пласт 1988г.).

Введение

Казахстан- крупная нефтяная держава. По геологическим запасам он
занимает второе место в СНГ ( на первом Российская Федерация) и десятое
место в мире. Однако из 164 открытых месторождений углеводородного сырья в
разработке находятся только 58. При эффективной эксплуатации всех
месторождений Казахстан по своему нефтяному потенциалу достигнет Ирака,
Кувейта, Ливии, Объединенных Арабских Эмиратов, которые считаются
крупнейшими нефтеэкспортирующими странами.
Ещё в древние времена жители западных регионов Республики знали о
местах и о некоторых свойствах нефти. Они собирали нефть из неглубоких
ям и лечили кожные заболевания животных, смазывая ею пораженные лишаем
участки тела.
К 1899 году на месторождении Карашунгул пробурена 21 скважина с
глубиной от 38 до 275 метров. Со скважины №7 глубиной 40метров получен
первый нефтяной фонтан с суточным дебитом 22-25 тонн, положившим начало
развитию нефтяной промышленности в Казахстане.
Большая часть Актюбинской области располагается в пределах восточного
борта Прикаспийской впадины, где поисково-разведочные работы на нефть
имеют более , чем 70 летнюю историю. Первые нефтяные месторождения в
надсолевом комплексе отложений Шубар-Кудук и Джаксымай были открыты
соответственно в 1931 и 1933 годах.
Развитие полевой геофизики и рост технической оснащённости
бурения позволили в 60-е годы развернуть детальное изучение
геологического
состояния этого района, перспективная площадь в отношении
нефтегазоносности составляет более 100тыс.кв.км.
Надсолевой комплекс месторождения Кенкияк открыт в 1959году и
находится в разработке с 1966года. Нефть высоковязкая с наличием
песка.

Ярким событием в развитии нефтегазовой отрасли Казахстана является
открытие в 1979 году и освоение в 1991 году Тенгизского месторождения, за
счет которого предусматривается обеспечить запланированный на перспективу
прирост добычи углеводородного сырья. На базе этого уникального
месторождения создано совместное предприятие с американской фирмой Шеврон-
Тенгиз-Шевройл. Здесь вместе с Королевским месторождением извлекаемые
запасы составляют более 1 млрд.т.
Настоящей нефтяной академией стало освоение- первого подсолевого
комплекса- Жанажольского месторождения, открытого в 1978 году в Актюбинской
области и введенного в эксплуатацию в 1983году. Это первое месторождение
с содержанием сероводорода и углекислого газа до 6% объёмных каждого,
парафина до10%, с большим газовым фактором.
В 1995 году было освоено месторождение Матин, где в 1996 году
планировалось сдать в эксплуатацию 55 нефтяных скважин и 10 скважин для
закачки воды.
Геологоразведчиками открываются все новые и новые месторождения нефти
и газа. Только в 1995 году АО Акбота проводилась разведка на площадях
Айтыртау, мырзалы, восточный, кемерколь, было открыто месторождение нефти
Тобеарал в междуречье Урал-Волга, получен прирост запасов на площадях
Сазанкурак, Кемерколь, Кожа.
Нефть занимает большое значение в экономике Республики Казахстан:
нефтепродукты применяются во всех отраслях промышленности и сельского
хозяйства. Ежегодно извлекается из недр в пределах 27 млн. тонн нефти.
В ближайшие годы намечается добывать только по Тенгизу 36 млн. тоннгод.
Запасы нефти Казахстана на 1.01.98г. составляют 861,2 млн. тонн (см.
журнал Нефтяное хозяйство 1"99г.).

Нефть гораздо сложнее воды по составу. Она является сырьём не только
для получения бензина, керосина, дизельного топлива, но и для получения
других продуктов. Эта смесь тысяч различных веществ. Сегодня, при
наличии самых совершенных средств анализа не все вещества определены.
Нефть находится в порах, трещинах пород продуктивных пластов.
Чтобы извлечь её из недр земли необходимо применять не только насосы
, газ, но и своеобразные вытеснители её из породы продуктивных пластов
в скважины .
Чаще всего для этой цели используют обыкновенную или
минерализованную воду с добавками различных хим. реагентов, для увеличения
эффективности процесса заводнённости пластов. Её закачивают в пласт
взамен такого же количества добытой продукции. Таким образом, давление в
пласте поддерживается практически постоянным.
Проблема максимального извлечения нефти и газа из месторождений
встала ещё в 30-е годы. Академик И.М.Губкин писал по этому поводу:
"Современными способами добычи не удаётся извлечь из нефтяного пласта
больше половины содержащейся в ней нефти. Это значит, что примерно 50%
нефти продолжают пребывать в недрах, когда современные нефтяники
считают месторождение истощенным. Не хищническая ли это система
эксплуатации? Смогут ли с этим мириться нефтяники будущего? Конечно,
нет. Уже сегодняшний уровень нефтяной науки и техники говорит о том, что
на эти оставшиеся в недрах огромные количества нефти нельзя смотреть, как
на безнадёжно пропавшие. ..."
Чтобы полнее использовать запасы природной кладовой предложены и
испытаны, кроме закачки воды, нагнетание углеводородного газа. Ведь
известно, что нефть и эти газы взаимно растворимы: извлечь же из подземной
кладовой газоконденсатную смесь намного легче, чем жидкость. Это даёт
возможность теоретически увеличить нефтеотдачу пласта до 90%.
Призабойная зона пласта при эксплуатации скважин изменяет
физические свойства вследствие загрязнения от проникновения жидкостей, а
также физико-химических и механических нарушений.
Для восстановления проницаемости в основном применяются
простые соляно-кислотные обработки при этом определенная часть скелета
пласта вступает в реакцию, растворяется, увеличивая проницаемость, т.к. в
породе образуются каналы растворения. Это происходит при первых
обработках, когда пластовое давление больше гидростатического, т.к. в
этом случае соляно-кислотным воздействием будет охвачена почти вся
мощность пласта призабойной зоны, а при пластовом давлении ниже
гидростатического соляно-кислотный раствор будет проходить по
высокопроницаемым пропласткам, ускоряя прорыв закачиваемой воды в
добывающие скважины.
Применение пенокислотных обработок предотвращает прорыв воды в
добывающие скважины и увеличивает эффективность обработок, повышает
приемистость скважин. Сдерживание прорыва воды и газа в добывающие
скважины одна из основных проблем при разработке нефтяных
месторождений.

ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ:

1. ОБЩИЙ ОБЗОР МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2. СТРАТИГРАФИЯ

3. ТЕКТОНИКА

4. КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ

5. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ

1. ОБЩИЙ ОБЗОР МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЖАНАЖОЛ.

Месторождение Жанажол расположено на территории
Актюбинской области в Мугалжарском районе. Месторождение открыто в 1978
году скважиной №4, в которой из верхней карбонатной толщи подсолевых
отложений был получен приток нефти промышленного значения.
Согласно схеме комплексного физико-географического районирования
Казахстана, рассматриваемая территория расположена в полупустынной
ландшафтной зоне умеренного пояса Сагиз-Эмбинского района, Уил-Эмбинского
округа, Узень-Урало-Эмбинской провинции, Северо-Каспийской области,
Прикаспийско-Тургайской страны, на Подуральском денудационном плато.
В административном отношении входит в состав Мугалжарского района
Актюбинской области. Месторождение расположено в 130 км к югу от г.
Октябрьска. Областной центр г. Актобе находится в 240 км севернее
рассматриваемого месторождения. С Жанажолом его соединяет асфальтированная
трасса. Район населен слабо. В 15 км. К северо-востоку от месторождения
расположена усадьба совхоза Жанажол.
Ближайшая железнодорожная станция Эмба находится в 100 км. К востоку
от площади.
В 35 км к северо-западу от Жанажольской структуры разрабатывается
нефтегазовое месторождение Кенкияк. Нефтепровод Гурьев - Орск проходит на
расстоянии около 100 км.

Рельеф местности представляет собой слабо всхолмленную равнину,
расчлененную балками, оврагами. Абсолютные отметки колеблются от +125 до
270 м. Минимальные отметки приурочены к длине реки Эмба, с юго-запада
ограничивающей территорию месторождения. Основная часть территории –
степь. Климат резко континентальный с продолжительной холодной зимой,
устойчивым снежным покровом до 20 см. и сравнительно коротким, умеренно
жарким летом. Характерны большие годовые и суточные колебания температуры
воздуха от +40оС летом, до- 40оС зимой, поздние весенние и ранние осенние
заморозки, глубокое промерзание почвы.
Равнинность территории создает благоприятные условия для
интенсивной ветровой деятельности. Зимой господствуют ветры западного
направления, вызывает бураны. Летом преобладают ветры северо-восточных
направлений, способствующих быстрому испарению влаги и иссушению верхнего
горизонта почвы.
Гидрографическая сеть представлена тремя реками с постоянным стоком.
Среди них ... продолжение
Похожие работы
Месторождение кумколь
Анализ испытания и опробования скважин месторождения коныс.
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ОЧИСТКИ СТОЧНЫХ ВОД НЕФТЕПЕРЕГОННОГО ЗАВОДА ГОРОДА АКТОБЕ
ПО Узеньмунайгаз
Нефтегазовая отрасль Казахстана
Месторождение "Каракудук"
Геологическое строение, перспективы нефтегазоносности и проект поисков нефти и газа на площади Караулкельды Западный
Кумколь (нефтяное месторождение)
Нефтяной рынок Республики Казахстан
Месторождение тенгиз
Дисциплины