Методическое указание к выполнению практических занятий по дисциплине «Нетрадиционные технологии ремонта скважин», часть 1 – Кислотная обработка скважин с помощью технологий гибких труб для студентов специальности 090600 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», специа-лизации 090603 «Капитальный ремонт скважин» очной и заочной форм обучения (стр. 1 )

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

институт нефти и газа

Кафедра «Ремонт и

восстановление скважин»

МетодическОЕ указаниЕ

к выполнению практических занятий по дисциплине «Нетрадиционные технологии ремонта скважин», часть 1 – Кислотная обработка скважин с помощью технологий гибких труб для студентов специальности 090600 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», специализации 090603 «Капитальный ремонт скважин» очной и заочной форм обучения

Тюмень 2004 г.
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

МетодическОЕ указаниЕ

к выполнению практических занятий по дисциплине «Нетрадиционные технологии ремонта скважин», часть 1 – Кислотная обработка скважин с помощью технологий гибких труб для студентов специальности 090600 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», специализации 090603 «Капитальный ремонт скважин» очной и заочной форм обучения

Председатель РИС _______________	Проректор

Тюмень, 2004
Утверждено редакционно-издательским советом

Тюменского государственного нефтегазового университета

Составители: , д. г.-м. н., с. н.с.

, к. г.-м. н., с. н.с.

, к. т.н., с. н.с.

, д. т.н., профессор

Ó Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

“Тюменский государственный нефтегазовый университет” 2004 г.

ВВЕДЕНИЕ

В настоящей работе приводятся составы рабочих жидкостей, материалы для приготовления и технологии проведения работ по физико-химической обработке прискважинной зоны продуктивного пласта (ПЗП) на незавершенном и эксплуатационном фонде скважин с помощью койлтюбинговой установки с целью получения рентабельных промышленных дебитов.

Даны краткие геолого-физические характеристики продуктивных горизонтов Ямбургского, Уренгойского и других месторождений севера Западной Сибири, а также текущее состояние разработки объектов эксплуатации, причины ухудшения фильтрационных характеристик пластов, характеристики реагентов, применяемых для обработки прискважинной зоны пластов, требования к кислотным составам, подготовительные работы к обработке прискважинных зон (ОПЗ), основные положения по технологии ОПЗ и др.

Разработаны геолого-физические критерии применения кислотных обработок с учетом вещественного состава продуктивных коллекторов, определены виды обработок для скважин, выходящих из бурения и скважин, находящихся в эксплуатации. Приводятся составы кислотных обработок для скважин, вскрывших поровый и трещинно-поровый коллекторы.

Для трещинно-поровых коллекторов предложены загущенные кислотные составы, обладающие хорошей проникающей способностью в период времени, необходимого для реагирования кислоты с кислоторастворимыми компонентами как породы, так и находящегося в трещинах глинистого раствора.

Работа выполнена на основе теоретических исследований, анализа промысловых материалов, изучения передовых технологий и направлена на сокращение продолжительности сроков и увеличение эффективности работ по интенсификации притоков за счет применения койлтюбинговой установки с безмуфтовой длинномерной трубой (БДТ). Разработанные технологии базируются на применении отечественных химических реагентов и оборудования.

1 Геолого-физическая характеристика

эксплуатационных объектов

1.1 Породы - коллекторы сеноманских отложений

Породы-коллекторы сеноманских отложений сложены аркозовыми песчаниками и алевролитами с прослоями глин. Цемент преимущественно глинистый и очень редко карбонатный. Основным глинистым материалом цемента является каолинит, кроме этого в цементе часто присутствуют гидрослюды и монтмориллонит. Породы-коллекторы имеют сложное строение и широкую изменчивость литологического состава, как по площади, так и по разрезу (таблица 1).

Уренгойская группа месторождений: Уренгойское, Северо-Уренгойское, Ен-Яхинское, Песцовое. Коллекторы поровые, гранулярные; состав - песчаники, песчано-алевролитовые породы; объект эксплуатации - сеноман (пласт ПК1); проницаемость от 0,01 до 1,7 мкм2 (от 01.01.01 мД), пористость от 24,0 до 38,0%; глубина залегания продуктивных пластов м; пластовое давление от 11,9 до 12,2 МПа, (текущее – от 5,2 до 6,9 МПа); пластовая температура 35,0°С. Пластовые воды - гидрокарбонатнонатриевые, минерализация не превышает 20,1 г/л.

Ямбургская группа месторождений: Ямбургское, Харвутинское. Коллекторы поровые, гранулярные; состав - песчаники, песчано-алевролитовые породы; объект эксплуатации - сеноман (пласт ПК1); проницаемость от 0,01 до 1,0 мкм2 (от 01.01.01 мД), пористость от 30,0 до 36,0%; глубина залегания продуктивных пластов от 985 до 1240 м; пластовое давление от 10,0 до 12,0 МПа, (текущее – от 5,1 до7,4 МПа); пластовая температура 31,0°С. Пластовые воды - гидрокарбонатнонатриевые, минерализация от 14,1 до 18,4 г/л.

Медвежье месторождение. Основным объектом разработки на Медвежьем месторождении является продуктивная толща пород сеноманского возраста. Породы-коллекторы представлены чередованием песчаных и алеврито-глинистых пластов различной толщины с различной рациональной изменчивостью. Проницаемость коллекторов изменяется от 10 × 10-3 до 1000×10-3 мкм2, пористость – от 25,0 до 35,0%, эффективная газонасыщенная толщина достигает 130 м (таблица 1). Величина текущего дебита скважин составляет от 191 до 320 тыс. м3/сут при средней депрессии на пласт от 0,16 до 0,24 МПа. Плотность газа по воздуху – 0,56. Пластовые воды – гидрокарбонатнонатриевые с минерализацией от 16 до 18 г/л. Текущее пластовое давление – от 2,88 до 4,64 МПа, пластовая температура – от 33,0 до 35,0°С (таблица 1).

Заполярное месторождение. Коллекторы поровые, гранулярные; состав - песчаники, песчано-алевролитовые породы; объект эксплуатации - сеноман (пласт ПК1); проницаемость более1,0 мкм2 (более 1000 мД), пористость 30,0%; глубина залегания продуктивных пластов от 1120 до 1330 м; пластовое давление 12,0 МПа; пластовая температура 30,0°С. Пластовые воды - гидрокарбонатнонатриевые, минерализация от 16,9 до 17,1 г/л.

1.2 Породы - коллекторы валанжин-готеривских отложений

Породы-коллекторы валанжин-готеривских отложений представлены аркозовыми песчаниками и алевролитами с прослоями глин (таблица 2). Цемент глинистый, карбонатный встречается редко. Основные глини-

Таблица 1 - Фильтрационно-емкостные параметры продуктивных пластов (сеноманские отложения)

Месторождение	Индекс пласта	Глубина залегания пласта, м	Состав коллектора, тип коллектора	ФЕС (данные для подсчета запасов)	ФЕС (данные из проекта разработки)	Глинистость коллек-	Пластовые условия
коэффициент пористости,	коэффициент проницаемости,	коэффициент пористости,	коэффициент проницаемости,	тора,	давление,	темпе-ратура,
	%	К×10-3 мкм2	%	К×10-3 мкм2	%	МПа	0 С
Ямбургское	ПК1	1	Песчаники, песчано-алевроли-товые породы; коллектор поровый, гранулярный	30,0 - 36,0	10,,0	30,0	569,3	20,0	12,0	30,0
Харвутинское	ПК1	1	То-же	30,0 - 36,0	10,,0	30,2	528,1	20,0		30,0
Уренгойское	ПК1		- « -	24,0 - 38,0	10,,0	28,0-35,0	10,0-1000,0	25,0	12,2	31,0
Ен-Яхинское	ПК1	1	- « -	24,0 - 38,0	10,,0	28,0-35,0	10,0-1000,0	25,0	12,2	31,0
Песцовое	ПК1	1	- « -	24,0 - 38,0	10,,0	-	-	25,0	12,2	31,0
Северо - Уренгойское	ПК1		- « -	24,0 - 38,0	70,,0	27,5	149,0	25,0	11,9	31,0
Заполярное	ПК1	1	- « -	30	>1000,0	-	-	20,0	12	30,0
Медвежье	ПК1	1	- « -	25,0 - 35,0	10,,0	-	-	22,0	2,88 - 4,64 (текущее)	33,0-35,0

стые минералы цемента - каолинит, хлорит, гидрослюда. В цементе пластов БТ6-8, БТ11-12 Заполярного месторождения присутствуют цеолиты.

Уренгойская группа месторождений: Уренгойское, Ен-Яхинское. Коллекторы поровые, гранулярные; состав - песчаники, песчано-алевролитовые породы; объект эксплуатации - продуктивные пласты БУ8, БУ10-11, БУ12, БУ14; проницаемость от 0,001 и более 0,1 мкм2 (от 1 и более 100 мД), пористость от 10,0 до 18,4%; глубина залегания продуктивных пластов от 2610,0 до 3313,0 м; пластовое давление от 28,0 до 32,0 МПа, (текущее – от 15,1 до 21,5 МПа); пластовая температура от 83,0 до 95,0°С. Пластовые воды - гидрокарбонатнонатриевые, минерализация от 3 до 4 г/л.

Ямбургская группа месторождений: Ямбургское, Харвутинское. Коллекторы поровые, гранулярные; состав - песчаники, песчано-алевролитовые породы; объект эксплуатации - продуктивные пласты БУ3, БУ4, БУ6, БУ8, БУ9, БН3, БН4; проницаемость от 0,001 до 0,500 мкм2 (от 1 до 500 мД), пористость от 9,5 до 20,0%; глубина залегания продуктивных пластов от 2550,0 до 3500,0 м; пластовое давление от 27,2 до 32,5 МПа, (текущее – от 23,2 до 24,0 МПа); пластовая температура от 72,0 до 90,0°С. Пластовые воды – гидрокарбонатнонатриевые, минерализация от 4,9 до 7,9 г/л.

Заполярное месторождение. Коллекторы поровые, гранулярные; состав - песчаники, песчано-алевролитовые породы; объект эксплуатации - пласты БТ2-3, БТ6-8, БТ10-11, БТ13; проницаемость от 0,002 до 0,2 мкм2 (от 2 до 200 мД), пористость от 13,0 до 15,8%; глубина залегания продуктивных пластов 2477,0-3282,0 м; пластовое давление от 24,6 до 32,9 МПа; пластовая температура от 63,0 до 84,0°С. Пластовые воды - гидрокарбонатнонатриевые, минерализация от 1,2 до 7,4 г/л. Основные параметры объектов эксплуатации приведены в таблице 3.

1.3 Вещественный состав продуктивных пластов

Ямбургского ГКМ и Уренгойского ГКНМ

Породы-коллекторы сеноманских залежей представлены песчаниками и алевролитами мелко - и среднезернистыми, слабосцементированными, рыхлыми, в различной степени глинистыми с редкими включениями карбонатных разностей. Основные породообразующие минералы - кварц от 40 до 65%, полевые шпаты от 25 до 48%, слюды – 10%, обломки пород от 5 до 10%.

По вещественному составу породы-коллекторы валанжин-готеривского и сеноманского возрастов очень близки. По составу породообразующих минералов мелкозернистые песчаники и алевролиты относятся к аркозовому типу, где преобладают полевые шпаты от 45 до 60%, кварц от 35 до 50%, обломки пород от 10 до 15%. Цемент по своему составу глинистый, представленный хлоритом, гидрослюдой, встречаются

Таблица 2 - Фильтрационно-емкостные параметры продуктивных пластов (валанжин-готеривские отложения)

Месторождение	Индекс пласта	Глубина залегания	Состав коллектора, тип	ФЕС (данные для подсчета запасов)	ФЕС (данные из проекта разработки)	Глинистость коллек-	Пластовые условия
пласта, м	коллектора	коэффициент пористости,	коэффициент проницаемости,	коэффициент пористости,	коэффициент проницаемости,	тора,	Давление,	температура,
				%	К×10-3 мкм2	%	К×10-3 мкм2	%	МПа	0 С
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Ямбургское	БУ31- БУ32	2550,0-3010,0	Песчаники, песчано-алевроли-товые породы; коллектор-поровый гранулярный	13,6 - 21,6	30,,0	9,0 - 20,0	1,,0	8,0	27,0	72,0
	БУ41-3	2890,0-2980,0	То же	9,5 - 19,8	1,0 - 24,0	9,0 - 20,0	1,,0	8,0–13,0	27,0	72,0
	БУ61- БУ63	2900,0-3050,0	- « -	14,4 - 18,5	1,0 - 44,0	БУ61-14,7 БУ62-14,5 БУ63-14,2	81,7 30,1 134,0	13,0-16,0	31,0	80,0
	БУ80- БУ83	2980,0-3400,0	- « -	13,0 - 18,5	1,,0 >200,0	БУ80- 15,5 БУ81-13,7 БУ83 -15,1	10,5 59,6 113,0	9,0-18,0	31,8	85,0
	БУ91- БУ92	3120,0-3500,0	- « -	11,0 - 18,0	1,0-100,0 >150,0	БУ91-14,6 БУ92-14,5	95,2 85,9	9,0-17,0	32,5	90,0
Харвутинское	БН3	2680,0-2690,0	- « -	14,1 - 18,0	3,4 - 9,0			6,0-9,0	27,2	79,0
	БН4	2710,0-2714,0	- « -	14,0 - 20,0	51,,0			6,0-9,0	27,4	80,0
Уренгойское	БУ8	2610,0-2870,0	- « -	16,0 - 22,0	10,,0	16,3	76,0	2,0-15,0	27,0	77,0
	БУ10-11	2826,0-2905,0	- « -	15,8 - 16,0	30,0 - 45,0	15,7	37,0	6,0-7,0	28,0	83,0
	БУ121	2926,0-2977,0	- « -	16,7 - 18,0	10,0 - 48,0	15,0	42,0	-	28,0	84,0
	БУ141-2	3055,0-3150,0	- « -	15,0	10,0 - 46,0	15,0	42,0	-	29,0	87,0

Окончание таблицы 2