Курсовая с практикой на тему Снижение скин-фактора при освоении скважин.

Содержание:

1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 3

1.1 Геолого-физическая характеристика месторождения 3

1.2 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов 5

1.3 Характеристика фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов 8

2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 10

2.1 Освоение скважин 10

2.2 Расчет скин-эффекта сжатия и кольматации по реальным данным эксплуатации 17

2.3 Скин-эффект кольматации 19

2.4 Скин-эффект сжатия 20

2.5 Расчет скин-эффектов 20

2.6 Анализ стандартных значений скин-эффекта на примере моделей скважин 21

3 Экологическая безопасность 29

3.1 Безопасность в чрезвычайных ситуациях 33

4 Заключение 37

Список использованной литературы 38

Введение:

Современная нефтегазовая отрасль находится на таком этапе развития, что до нашего времени специалисты сталкиваются зачастую с проблемой разработки залежей с остаточными запасами углеводородного сырья. В основном, это связанно с образованием продуктами коррозии, солями, механических примесей, асфальтосмолопарафиновыми и песчаных отложений в призабойной зоне пласта, что, соответственно, приводит к снижению дебита, а то и вовсе к выводу нефтяных и газовых скважин из фонда добычи. В наше время используют традиционные методы извлечения флюида и стимулирования добычи скважин, которые не приносят желанные результаты в данных условиях. Поэтому введение в разработку высокоэффективных методов по интенсификации добычи нефти и газа с невысокой стоимостью и простатой реализации, имеют большую актуальность в этой сфере.

Реализация в улучшении эффективности при внедрении геологотехнических мероприятий по воздействию на пласт зависит от верного принятия решения при выборе технологии с определенными геологическими условиями. Рациональный подход в этом направлении является разработка комплексных технологий, входящие в нее совокупность физико-химических и тепловых факторов воздействия.

При определенных термодинамических условиях в призабойной зоне газовых месторождений возможно гидратообразование. Для установления возможности образования гидратов в призабойной зоне пласта необходимо сопоставлять значения забойных параметров, таких как давление и температура, с равновесными условиями гидратообразования, которые устанавливают экспериментально для каждого конкретного месторождения. Для предупреждения процесса образования гидратов вводят метанол в призабойную зону пласта, при этом происходит разрушение цементного камня и интенсифицируется вынос песка из призабойной зоны. 

Заключение:

При анализе скин фактора при помощи моделей выяснилось, что отрицательное или положительное значение не всегда свидетельствует о за-грязнение ПЗП. Для качественной оценки состояния призабойной зоны необ¬ходимо выяснить причины, т. е. псевдоскинфакторы влияющие на S.

Научно-исследовательские работы направлены на улучшение результативности и снижение затрат, в основе этого лежит идея, что любую методику следует оценивать по ее промысловым результатам. Много внимания уделяется междисциплинарному подходу, улучшению обучения и завершенным научно-исследовательским проектам. В настоящее время проходят испытания новых технологий кислотной обработки, разработанных в научноисследовательских центрах. Главное внимание уделяется лабораторным исследованиям оценки скин-фактора с помощью моделирования фактических промысловых условий

 

Фрагмент текста работы:

1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1 Геолого-физическая характеристика месторождения

В геологическом строении описываемого района принимают участие образования доюрского фундамента, несогласно перекрытые породами осадочного чехла.

Палеозойская группа (Pz)

Литологически отложения представлены зеленовато-серыми, метаморфизированными песчаниками, алевролитами, а также серпентин-кварцевой и серпентин-тальковой породами, трещиноватыми, с включениями пирита. В кровле палеозоя местами залегают отложения коры выветривания, представленные изменёнными глинистыми породами, трещиноватыми, иногда сидеритизированными, с базальной галькой грубообломочных пород фундамента. Толщина этих отложений до 48 м.

Мезозойская группа (Mz)

Юрская система (J)

Нижний и средний отдел (J1-2)

Тюменская свита (J1-2tm)

На палеозойских образованиях несогласно залегают породы тюменской свиты, которые формировались, преимущественно, в континентальных условиях, меньше — в прибрежно-морских, а возможно, в обширных опресненных водоемах и литологически представленные чередование аргиллитов серых, темно-серых, плотных с песчаниками и алевролитами. Песчаники и алевролиты равнозернистые, светло-серые, серые, полимиктовые, косослоистые. Толща характеризуется обилием углефицированных растительных остатков и пропластков углей. Мощность отложений тюменской свиты составляет 119-254 м.

Васюганская свита (J3vs)

Отложения тюменской свиты трансгрессивно перекрываются прибрежно-морскими осадками васюганской свиты, которая имеет двучленное строение. Нижняя часть свиты, представлена темно-серыми аргиллитами и верхняя, сложенная песчано-глинистыми породами, слагающие регионально-нефтегазоносный горизонт Ю1- основной объект поисково-разведочных работ на нефть и газ в на территории Томской области, включающий в пределах Катыльгинского месторождения пласты Ю1-0, Ю1-1А, Ю1-1Б. Песчаники серые, светло-серые, мелко — среднезернистые, полевошпатово-кварцевые. Толщина отложений васюганской свиты колеблется в пределах от 64 до 75 м.

Верхний отдел (J3)

Баженовская свита (J3bg)

Породы васюганской свиты перекрываются глубоководно-морскими отложениями баженовской свиты волжского яруса. Представлены темно-серыми, коричневатыми, битуминозными, плитчатыми аргиллитами. Отложения свиты входят в состав региональной верхнеюрско-меловой покрышки. Толщина баженовской свиты 12-18 м.

Четвертичные отложения (Q)

Четвертичные отложения сложены рыхлыми осадками, представленными песками (серыми, темно-серыми, мелко- и среднезернистыми), буровато-серыми суглинками и глинами (серыми, желтовато-серыми, иногда алевритистыми, с прослоями лигнита). Мощность четвертичных отложений 30-40 м.

Общая толщина всех отложений изменяется в пределах 2440-3050 м.

В тектоническом плане Катыльгинское месторождение приурочено к одноимённому локальному поднятию, осложняющему структуру второго порядка – Катыльгинское куполовидное поднятие, расположенному в северовосточной части Каймысовского свода. Ему соответствует Верхне — Васюганский антиклинорий (рисунок 1.1). В 1978 году в результате работ с/п 5/77-78 гг. (Г.И.Берлин) была построена структурная карта по отражающему горизонту IIa, прослужившая основой для структурных построений при подсчёте запасов в 1979г. Структура представляла собой антиклинальную складку субмеридионального простирания, осложненную тремя куполами оконтуривающуюся сейсмоизогипсой -2440 м. Амплитуда структуры составляла 110 м. в пределах структуры выделялось два разлома — один в северо-восточной, другой – в центральной её части, прослеживающиеся на незначительном расстоянии. На наличие системы дизъюнктивных нарушений указывали и материалы дешифрования аэрофотоснимков.

Результаты эксплуатационного разбуривания месторождения, а также детализационные работы методом общей глубины точки (МОГТ), не подтвердили наличия тектонических нарушений в пределах залежей. Согласно последним сейсмическим данным, Катыльгинская структура по горизонту IIa, представляет собой антиклинальную складку субмеридионального простирания, оконтуривающуюся сейсмоизогипсой -2370 м. Амплитуда поднятия составляет 100 м.