курсовая СКО[1]. 1. 1 Геологическое строение продуктивных горизонтов
 Скачать 430 Kb.
|
Состав нефтяного газаТаблица 1.3.1
Продолжение таблицы 1.3.1
Водоносные горизонты прослеживаются в четвертичных, неогеновых, пермских, каменноугольных и девонских отложениях. Воды четвертичных, неогеновых, казанских и уфимских отложений широко используются для питьевых и хозяйственных целей. Вода нижнепермских, каменноугольных и девонских отложений используется для ППД при разработке месторождения и при проведении капитального ремонта скважин. Тип воды продуктивных отложений хлоркальциевый. С повышением минерализации от 83 – 207 г/л в башкирском ярусе до 223 – 235 г/л в турнейском ярусе. Температура воды 24 – 27 0С. Из микроэлементов присутствуют йод 2,7 – 7,5 мг/л, бром аммоний 46,8 – 111,2 мг/л. Содержание ионов и примесей в пластовой воде представлено в таблице 1.3.2. Состав пластовой водыТаблица 1.3.2
Продолжение таблицы 1.3.2
2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 2.1 Характеристика основных показателей Тульский горизонт Блок 1Нормы отбора нефти, жидкости и закачки воды выполнены на 101,1 %, 104,6%, 103,2 % соответственно. Средний дебит по нефти вырос на 0,1 т/сут и составил 3,1т/сут, по жидкости вырос на 0,3 т/сут и составил 4,6 т/сут. Пластовое давление составило 67,0 ат. Обводненность составила 32,8%. На участке из 39 добывающих скважин на 13 наблюдаются прорывы закачиваемой воды , удельный вес колеблется от 1,03 т/м3 до 1,12 т/м3 . В 2005 году из бездействия запущена 1 скважина №502, добыто 401 тонна нефти. На скв.№2046 продолжены опытные работы по эксплуатации установки для раздельной эксплуатации двух объектов (ОРЭ), с начала внедрения дополнительно добыто 1613 тонн нефти. В 2005 году проводились опытные работы с целью установления гидродинамической связи и определения межскважинных интервалов методом фильтрационных волн давления между скважинами 2030-2026н и 2030-2037н. При проведении исследований добывающая скважина №2030 выступала в качестве возмущающей, а нагнетательные скважины №№2026, 2037 - в качестве реагирующих. В результате проведенных исследований: - показана возможность использования высокопродуктивной добывающей скважины в качестве возмущающей; - установлена гидродинамическая связь между скважинами 2030-2026н и 2030-2037н; - на кривой изменения давления скважина №2026н и №203 7н выделяется сигнал реагирования. С участка отобрано 60,9% от НИЗ, темп отбора составил от НИЗ - 2,36%, от ТИЗ - 5,68%. Компенсация отбора закачкой составила 110,6% за текущий год, 95,5% с начала разработки. Тульский горизонт Блок 2Разработка ведется 5 добывающими и 2 нагнетательными скважинами. Нормы отбора по нефти выполнены на 98,0%, по жидкости - 98,6%, по закачке воды - 100,0%. Обводненность составила 31,0% при плановой - 30,6%. Средний дебит по нефти составил 3,1 т/сут., по жидкости - 4,5 т/сут. Пластовое давление составило 66,0 ат. С начала разработки отобрано 72,2% от НИЗ, темпы составили - 2,38% от НИЗ, 7,89% от ТИЗ. Текущий коэффициент нефтеотдачи достиг 0,255 при проектном - 0,35. Компенсация отбора закачкой за год составила 101,0%, с начала разработки - 77,0%. Тульский горизонт Блок 3Тульская залежь разрабатывается 18 добывающими и 9 нагнетательными скважинами. Нормы отбора нефти, жидкости и закачки воды выполнены на 105,0%, 87,8% и 96,4% соответственно. Обводненность составила 44,2% при плановой - 53,3%. Средний дебит по нефти и жидкости остался на уровне прошлогс года и составил 2,1 т/сут и 3,8 т/сут соответственно. Пластовое давление составило 64,0 ат. Из 16 скважин действующего фонда работают с водой, в том числе с обводненностью более 50% - 5 скважин (31,2% от фонда). С начала разработки отобрано 42,6% от НИЗ, темп отбора от НИЗ составил - 1,52%, от ТИЗ - 2,58%. Текущий коэффициент нефтеотдачи составил 0,169 при проектном - 0,4. Бобриковский горизонтОбъект разрабатывается 14 добывающими скважинами. Нормы отбора нефти, жидкости выполнены на 100,8%, 100,0%. Средний дебит по нефти составил 6,3 т/сут., по жидкости - 14,7 т/сут. Обводненность составила 57,0% при плановой - 57,4%. Скважина №556 выведена в бездействующий фонд с последующим переходом в консервацию как нерентабельная. Из 14 добывающих скважин 8 скважин работают с обводненностью более, 50% (57,1% от фонда). С начала разработки отобрано 80,1% от НИЗ, темпы отбора составил 2,03% от НИЗ, от ТИЗ -9,28%. Текущий коэффициент нефтеотдачи составил 0,362 при проектном - 0,45 Разработка ведется 24 добывающими и 4 нагнетательными скважинами. Нормы отбора нефти, жидкости и закачки воды выполнены на 97,2%, 109,2% и 99,0% соответственно. Средний дебит по нефти остался на уровне прошлого года и составил 2,7 т/сут., по жидкости увеличился на 0,4 т/сут и составил 4,2 т/сут. Обводненность увеличилась с 27,2% до 36,1 %. Пластовое давление составило 76,8 ат. Компенсация отбора закачкой за год составила 55,3%, с начала разработки -103,6%. По результатам проб на 10 скважинах (№№ 7012, 7016, 7018, 7021, 7028, 7034, 7035, 7037, 7046, 495) удельный вес составил 1,01-1,1 г/см3. На участке скважина №2056 выбыла из эксплуатационного фонда в пьезометр как нерентабельная, скважина №7041 находится в бездействии по причине ОКРС (авария с НКТ). С начала разработки отобрано 62,7% от НИЗ, темпы отбора составили: от НИЗ 4,73%, от ТИЗ - 11,27%. Текущий коэффициент нефтеотдачи составил 0,222 при проектном — 0,35. Турнейский ярусРазработка ведется 14 добывающими и 2 нагнетательными скважинами. Нормы отбора по нефти, жидкости и закачке воды выполнены на 100,0%, 110,5% и 104,0% соответственно. Средний дебит по нефти составил 3,0 т/сут., по жидкости 4,3 т/сут. Обводненность составила 29,9% при плановой - 22,6%. Пластовое давление составило 62,2 ат. В 2005 году на скважине №7154 проводилась ОПЗ, дополнительно добыто 132 тонны нефти. Компенсация отбора закачкой за год составила 56,2% с начала разработки -69,1%. С начала разработки отобрано 15,6% от НИЗ, темп отбора от НИЗ составил 1,37%, от ТИЗ - 1,59%. Текущий коэффициент нефтеотдачи составил 0,028 при проектной - 0,18. Разработка ведется 13 добывающими и 3 нагнетательными скважинами. Нормы отбора нефти, жидкости и закачки воды выполнены на 116,9%, 121,2% и 101,9% соответственно. Средний дебит по нефти составил 2,9 т/сут., по жидкости 3,6 т/сут. Обводненность составила 19,3%. Компенсация отбора закачкой за год составила 89,9%, с начала разработки -72,1%. Пластовое давление составило 70,7 ат. В 2005 году введены 5 новых скважин (16501, 16503, 16504, 16505, 16506) из бурения, средний дебит по нефти составил 4,6 т/сут, добыто 2140 тонн . С начала разработки отобрано 26,8% от НИЗ, темп отбора от НИЗ составил 1,3%, от ТИЗ - 1,75%. Текущий коэффициент нефтеотдачи составил 0,037 при проектной - 0,139. 2.2 Состояние пробуренного фонда скважин В промышленную разработку месторождение введено в 1979 году. Основным объектом эксплуатации являются тульско-бобриковские отложения, которые разрабатываются с применением внутриконтурного и законтурного заводнения. 71,5% фонда эксплуатируют тульско-бобриковские отложения, 21,2% - турней-ские, 1,8% - девон, 5,5% - верей-башкирские отложения. Добыча нефти из тульско-бобриковских отложений составляет 76,3%, из турнейских - 17,6%, из девона - 2,7%, из верей-башкирских - 3,4%. Пробуренный фонд скважин представлен в таблице 2.2.1 Распределение фонда скважин Березовского месторожденияТаблица 2.2.1
Эксплуатационный фонд увеличился на 3 скважины. Из бурения принято в эксплуатацию 5 новых добывающих скважин №№16501, 16503, 16504, 16505, 16506. Скважина № 7100 выбыла в пьезометр из бездействующего фонда, скважина №2056 выбыла из действующего фонда в пьезометр как нерентабельная. Из бездействующего фонда запущена скважина №502. Скважина №2142 переведена со свабной добычи на механизированный способ эксплуатации. На месторождении на 3-х скважинах №№ 587,588, 11786 отбор производится свабированием ЗАО « Охтин-Ойл», за 2005 год отобрано 2539 тонны нефти. С начала разработки по месторождению отобрано 36,8% от НИЗ. Темпы отбора составили 1,54% от НИЗ, 2,37% - от ТИЗ. Нормы отбора по месторождению выполнены по нефти на 102,7%, по жидкости - 102,6%, закачке воды - 101,3%. Средний дебит по нефти и жидкости остался на уровне прошлого года и составил 3,4 т/сут и 5,7 т/сут соответственно. Обводненность составили 40,8%. Все скважины действующего фонда работают с водой, в том числе в интервалах обводненности: - от 2% - 0 скважин; - от 2 – 20% - 60 скважин; - от 20 – 50 % - 60 скважин; - от 50 – 90% - 37 скважин; - более 90% - 5 скважин. Итого 162 скважины. 2.3 Причины снижения производительности скважин Основная причина низкой продуктивности скважин наряду с плохой естественной проницаемостью пласта и некачественной перфорацией – снижение проницаемости призабойной зоны пласта. Призабойная зона пласта - это область пласта вокруг ствола скважины, подверженная наиболее интенсивному воздействию различных процессов, сопровождающих строительство скважины и ее последующую эксплуатацию и нарушающих первоначальное равновесное механическое и физико-химическое состояние пласта. Само бурение вносит изменения в распределение внутренних напряжений в распределение внутренних напряжений в окружающей забой породе. Снижение продуктивности скважин при бурении происходит также в результате проникновения бурового раствора или его фильтрата в призабойную зону пласта. При взаимодействии с пластовой минерализованной водой может происходить образование нерастворимых солей и выпадение их в осадок, набухание глинистого цемента и закупоривание порового пространства, образование стойких эмульсий и снижение фазовой проницаемости для нефти. Причиной низкой продуктивности скважин может быть и некачественная перфорация вследствие применения маломощных перфораторов, особенно в глубоких скважинах, где энергия взрыва зарядов поглощается энергией больших гидростатических давлений. Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит и при эксплуатации скважин, сопровождающейся нарушением термобарического равновесия в пластовой системе и выделением из нефти свободного газа, парафина, асфальтосмолистых веществ, закупоривающих поровое пространство коллектора. Интенсивное загрязнение призабойной зоны пласта отмечается и в результате проникновения в нее рабочих жидкостей при проведении в скважинах различных ремонтных работ. Приемистость нагнетательных скважин ухудшается вследствие закупорки порового пространства пласта продуктами коррозии, илом, нефтепродуктами, содержащимися в закачиваемой воде. В результате протекания подобных процессов возрастают сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижаются дебиты скважин и возникает необходимость в искусственном воздействии на призабойную зону пласта с целью повышению продуктивности скважин и улучшения их гидродинамической связи с пластом. 2.4 Виды кислотных обработок, применяемых на Березовском месторождении На месторождении применяется нестационарная закачка воды, относящаяся к гидродинамическим методам повышения нефтеотдачи пластов. Из приведенных выше материалов следует, что он в сочетании с ограничением закачки способствовал уменьшению обводненности и росту дебитов нефти скважин. С целью интенсификации добычи нефти и ограничения отборов воды по месторождению применяются различные методы ОПЗ. На месторождении основными методами повышения продуктивности скважин остаются кислотные обработки и создаются кавернонакопители. На одну направленную солянокислотную обработку по верейскому горизонту получено 1297 тонн дополнительной нефти от создания кавернонакопителей – 701 тонна нефти. Создание кавернонакопителей в сочетании со свабированием из двух скважин дало 1655 тонн нефти. По башкирскому ярусу эффективность применяемых методов на одну обработку составила: СКО – 508 тонн, направленная СКО – 2301 тонна, совместная обработка дистиллятором и соляной кислотой – 1049 тонн, кавернонакопителей – 415 тонн нефти. По турнейскому ярусу наибольшее применение находят различные модификации кислотной обработки и создание кавернонакопителей (ИККН). Сначала разработки создано 150 ИККН, проведено 43 направленной, 34 глубокой кислотной обработки и 34 солянокислотной обработки. Прирост добычи нефти на одну скважину за счет создания каверн составил – 2256 тонн, при направленной СКО – 4405 тонн нефти. На тульском горизонте в одной скважине проведена глинокислотная обработка, в четырех закачка щелочного стока производства капролактама совместно с ПДС, эффективность на одну скважину составила 218 тонн. В целом по месторождению в 2005 году за счет применения МУН и ОПЗ получено – 15,9 тысяч тонн дополнительной нефти. 2.4.1 Глубокая кислотная обработка карбонатных коллекторов При высокой проницаемостной неоднородности по толщине и простиранию продуктивного карбонатного пласта соляная кислота поглощается, в основном, хорошо проницаемыми зонами пласта и реагирует в призабойной зоне. Проблема подключения в работу бездействующих зон пласта и увеличения радиуса обработки может решаться двумя путями: 1) кратным снижением скорости реакции соляной кислоты с карбонатной породой за счёт специальных добавок - замедлителей; 2) диспергированием соляной кислоты до мельчайших глобул, покрытием этих глобул в защитную, не реагирующую с карбонатом, оболочку с последующей доставкой в глубину карбонатного пласта и разрушением блокирующей оболочки. В качестве замедлителя используется моносульфитный чёрный щёлок-продукт целлюлозно-бумажного производству дешевый и доступный. Бронирование глобул соляной кислоты предлагается осуществлять за счет использования её в качестве дисперсной фазы обратной эмульсии . С помощью обратной эмульсии осуществляется и временное блокирование дренированных зон продуктивного карбонатного пласта. Данная технология позволяет производить солянокислотную обработку карбонатных коллекторов в периферийной и призабойной зонах пласта при высокой неоднородности его по толщине и простиранию. Обратная и нефтекислотная эмульсии могут приготавливаться на стационарной установке или непосредственно на скважине. Для приготовления эмульсий применяют следующие материалы: - нефть, нефтепродукты или их смеси; плотность нефти - (870...930) кг/м3; - эмульгатор-стабилизатор СМАД-1; плотность - 950 кг/м3; - соляная кислота ингибированная (15...24)% концентрации; плотность кислоты - (1070...1170) кг/м3. Солянокислотный раствор с малой скоростью реакции приготавливается непосредственно на скважине посредством смешивания соляной кислоты 24% концентрации с моносульфитным чёрным в соотношении 2:1. Глубокая солянокислотная обработка может применяться, как в скважинах, вышедших из бурения, так и в скважинах, где уже применялись все виды существующих солянокислотных обработок. Приготовление нефтекислотной обратной эмульсии в условиях скважины осуществляется следующим образом: в расчётное количество нефти вводится и перемешивается эмульгатор СМАД-1. Перемешивание осуществляется по схеме: ёмкость-агрегат-диспергатор-ёмкость. Для более равномерного распределения эмульгатора в нефти необходимо чтобы весь объём нефти перекачался (1,5...2) раза. После выравнивания эмульгатора в нефти, через диспергатор, вводится расчётное количество соляной кислоты по схеме, приведённой на рисунке 2. Производительность агрегата, перекачивающего нефть, должна быть в (2...3) раза выше агрегата, подающего в диспергатор соляную кислоту. После ввода расчётного количества кислоты оба агрегата переключаются на работу по схеме: ёмкость(верхний слой нефтекислотной смеси)-агрегат № 1-диспергатор-ёмкость и параллельно: ёмкость(нижний слой нефтекислотной смеси)-агрегат №2-диспергатор-ёмкость. Агрегаты работают с одинаковой производительностью. Перемешивание продолжается до готовой эмульсии, электростабильностью (80... 100)В. При приготовлении соляной кислоты с малой скоростью реакции необходимо слить одну часть сульфитного чёрного щёлока и две части соляной кислоты 24% концентрации и перемешать по схеме: ёмкость-агрегат-ёмкость. Продукты взаиморастворимы, поэтому перемешивание осуществляется легко. Приготовление нефтекислотной и обратной эмульсии в условиях скважины производится при положительной температуре окружающего воздуха. Для приготовления эмульсии при отрицательных температурах необходимо использовать горячую нефть с температурой (40... 60)°С. Перед обработкой должны быть уточнены: дебит скважины, обводненность, динамический и статический уровни, пластовое и забойное давления, коэффициент продуктивности, профиль притока. Технология глубокой солянокислотной обработки с использованием соляной кислоты, нефтекислотной эмульсии и обратной эмульсии производится следующим образом (приводится последовательность операций одного цикла технологического процесса при толщине карбонатного пласта до 8 м, при больших толщинах число циклов удваивается, утраивается и так далее): - поднять НКТ, насосное оборудование; - спустить НКТ с пером до забоя скважины; - установить НКТ у нижних перфорационных отверстий; - при засорении забоя промыть забой обратной эмульсией или нефтью; - закачать в НКТ, при открытой задвижки на межтрубье и продавить в межтрубное пространство, до кровли продуктивного карбонатного пласта, нефтекислотную эмульсию; - закрыть задвижку на межтрубье и продавить нефтекислотную эмульсию в пласт в объёме не менее 3 м3 на 1 м толщины продуктивного пласта; - вслед за нефтекислотной эмульсией закачать в НКТ соляную кислоту (она же является продавочной жидкостью для нефтекислотной эмульсии), довести её до забоя скважины, открыть задвижку на межтрубном пространстве, поднять соляную кислоту в кольцевом пространстве до кровли продуктивного пласта. Закрыть задвижку на межтрубье и продавить кислоту в пласт в объёме 6 м3; - следом за соляной кислотой закачать вторую порцию нефтекислотной эмульсии (она является продавочной жидкостью для соляной кислоты) в объёме не менее (2...3) м3 на 1 м толщины продуктивного карбонатного пласта; - продавить нефтекислотную эмульсию в пласт обратной эмульсией или нефтью; - после реагирования, которое продолжается (10...15) часов, промыть скважину обратной эмульсией или нефтью; - поднять НКТ и спустить насосное оборудование; - пустить скважину в работу. 2.4.2 Направленная кислотная обработка карбонатных коллекторов с использованием обратных эмульсий Направленная солянокислотная обработка (НСКО) продуктивного горизонта производится через 1 – 1,5 года после обычной СКО. При желании форсировать отбор нефти НСКО может быть выполнена через полгода после работы скважины. Многолетняя практика эксплуатации скважин, пробуренных на карбонатные коллектора, показала, что из всей перфорированной толщины продуктивного пласта работают лишь его отдельные участки, толщина которых составляет в среднем 25 – 30 % от перфорированной толщины. Повторное СКО не позволяет подключить в работу бездействующие участки, так как кислота поглощается работающим участком. Сущность направленной СКО заключается в том, что соляная кислота взаимодействует только с карбонатными участками пласта, так как работающие участки предварительно блокируются инертными к кислоте высоковязкими составами, которые при освоении скважины (после обработки) растворяются поступающей из пласта нефтью. Таким образом, используя направленную СКО можно включить в работу всю толщину продуктивного пласта и увеличить продуктивность скважины в 1,5 – 2,0 раза по сравнению с той, что предшествовала обработке. Для временного блокирования работающих участков пласта приготавливается обратная эмульсия следующего состава, %: нефть товарная – 44; эмульгатор – 1,0 – 2,0; пластовая вода – 55. Объем блокирующего состава приготавливается из расчета 5 м3 на 1 м3 работающей толщины пласта. В скважину спускается колонна НКТ до нижних перфорационных отверстий. При открытой задвижке на межтрубье в НКТ закачивается обратная эмульсия, в первой порции которой введено 50 – 100 кг порошкообразного мела. Эмульсией заполняется вся колонна НКТ и кольцевое пространство до кровли продуктивного пласта. Затем задвижка на межтрубье закрывается и в НКТ закачивается расчетный объем эмульсии, а следом соляная кислота в объеме колонны НКТ. После этого задвижка на межтрубье приоткрывается, и кислота продавливается в кольцевое пространство до кровли продуктивного пласта. Задвижка на межтрубье закрывается и продолжается закачка соляной кислоты и продавочной жидкости (нефти) в объеме колонны НКТ плюс 2 объема кольцевого пространства в интервале от устья до подошвы пласта. Концентрация соляной кислоты 15 – 18 %. Объем соляной кислоты определяется из расчета: 2 м3 на 1 м неработающей зоны пласта. Реагирование кислоты и освоение скважины осуществляется как при обычной СКО. Продолжительность эффекта после НСКО от 1 года до 3 лет. Если после одной НСКО остается определенный процент неработающей толщины пласта, то после снижения эффекта обработку по данной технологи следует повторить. При больших толщинах пласта таких обработок выполняется несколько. Среднее значение повышения коэффициента извлечения нефти за счет этого способа ориентировано составляет от 1 до 3 %. После подключения всей толщины пласта в работу и естественном снижении эффекта следует приступить к глубокой солянокислотной обработке. 2.4.3 Технология проведения кислотных ванн Кислотные ванны применяются в скважинах с открытым стволом для очистки забоя и стенок от загрязняющих веществ – цементной и глинистой корки, смолистых веществ, парафина, продуктов коррозии и др. Для скважин, забой которых обсажен колонной и перфорирован, кислотные ванны проводить не рекомендуют. Объем кислотного раствора принимают равным объему скважины от забоя до кровли обрабатываемого интервала. Время выдержки для нейтрализации кислоты для данного месторождения устанавливается опытным путем по замерам ее концентрации в отработанном растворе. Обычно для 15-20% концентрации кислоты оно составляет 16-24ч. По истечении этого срока при обратной промывке с допуском труб до забоя скважину очищают от загрязняющих веществ и продуктов реакции. 2.4.4 Создание каверн-накопителей Для повышения эффективности разработки месторождений и залежей нефти с карбонатным типом коллекторов широко применяется проведение геолого – технического мероприятия по увеличению диаметра скважины на основе реализации идеи К. Б. Аширова о создании забойных каверн – накопителей. В НГДУ «Ямашнефть» для ускорения ввода скважин в эксплуатацию технология создания каверн – накопителей усовершенствована и дополнена операцией по закачке в скважину на заключительном этапе растворителя (дистиллята) для удаления асфальто – смолистых отложений. Недостатком данной технологии является лишь частичное удаление из присважинной зоны продуктов реакции (только асфальто – смолистых веществ). Поэтому при вводе скважин в эксплуатацию, как показывает практика, глубинные насосы забиваются продуктами реакции, нерастворимыми ни в кислоте, ни в дистилляте. Как известно, в случаях наличия в соляной кислоте примеси серной кислоты возникает побочная реакция с образованием двухводного гидрата сульфата кальция (гипса) по схеме: H2SO4 + CaSO3 + 2H2O = CaSO42H2O + H2O + CO3 Выкристаллизовавшийся сернокислый кальций занимает достаточно большой объем даже при содержании относительно небольших количеств SO3 в соляной кислоте, что существенно ухудшает условия фильтрации. Кроме того, с ростом концентрации соляной кислоты увеличивается количество хлористого водорода, реагирующего с кальцием и магнием, что ведет к увеличению в растворе хлористого кальция и хлористого магния. Это в свою очередь, увеличивает вязкость и повышает плотность рабочей жидкости, в результате усложняется удаление продуктов реакции из пласта. При наличии в карбонатном коллекторе ангидритов и гипсов, последние при растворении в кислотном растворе интенсивно выпадают в осадок. Эти негативные явления (образование больших объемов нерастворимых продуктов реакции) сопутствующие процессу образования каверн – накопителей усложняют процесс ввода скважины в эксплуатацию из-за того, что глубинные насосы забиваются продуктами реакции. В результате чего, в скважине приходится по несколько раз проводить подземный ремонт – заменять забившиеся насосы на новые. Для исключения забивания глубинных насосов продуктами реакции, рационализаторы Воронцов В. М., Мочалов Е. Ю., Лерман Б. А. ожили создание каверн – накопителей в три этапа: а) закачка соляной кислоты по существующей технологии с целью увеличения диаметра скважины (создание каверн – накопителей); б) закачка дистиллята для удаления асфальто – смолистых отложений; в) проведение депрессионно – репрессионной обработки пластоиспытателем КИИ – 95 или КИОД – 110 для удаления из каверн – накопителей нерастворимого в кислоте и дистилляте осадка, который обычной промывкой из скважины не вымывается. Данная технология очистки каверн – накопителей от продуктов реакции исключает проведение дополнительных ремонтов скважины по замене вышедших из-за забивания продуктами реакции насосов на новые, что позволит повысить эффективности геолого – технических мероприятий по созданию каверн – накопителей. Более 60 % геологических запасов месторождений, эксплуатируемых НГДУ «Ямашнефть», содержится в карбонатных коллекторах нижнего и среднего карбона. Глубина их залегания 700 – 1200 м, пористость 11 – 18 %, проницаемость до 700 мД, вязкость нефти в пластовых условиях 30 – 100 сПз, толщины до 30 м. Залежи в основном массивного и пластового типов. Нефтевмещающими являются кизелово – черепетские, упино – малевские отложения нижнего карбона и верей – башкирские среднего карбона. В настоящее время, с учетом существующих методов разработки, коэффициент нефтеотдачи принимается равным 0,1 – 0,2. Характерной особенностью карбонатных коллекторов, определяющей низкую нефтеотдачу, является их высокая, в первую очередь послойная неоднородность, наличие трещиноватости. В НГДУ «Ямашнефть» одним из методов интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов является метод создания искусственных каверн – накопителей нефти (ИКНН) многократными солянокислотными ваннами, предложенный профессором К. Б. Ашировым. Технология создания ИКНН следующая: Подъем подземного оборудования. Спуск НКТ с пером до забоя, Промывка забоя скважины. Закачка 1-ой порции соляной кислоты 12 – 15 % концентрации из расчета 0,1 – 0,5 м3 на метр перфорированной мощности без давления. Время реагирования 18 часов. Вымывание продуктов реакции. Повторная закачка кислоты с каждым последующим увеличением порции кислоты на 20 % до 6 раз. После каждого цикла промывка забоя скважины. Закачка дистиллята (8 – 10 м3) с целью растворения вязкой нефтекислотной эмульсии, образующейся в призабойной зоне. Спуск глубиннонасосного оборудования. Пуск скважины в работу. При создании забойных каверн, т. е. при многократных солянокислотных обработках без давления, достигается существенное увеличение радиуса скважины, при чем это увеличение находится в прямой зависимости от кратности циклов обработок. Увеличение радиуса сопровождается подключением в работу новых пропластков и зон, а также большого количества трещин, вследствие чего начинается дренироваться весь пласт по всей толщине, повышается охват выработкой. Дебиты увеличиваются в 2 – 3 раза. Технология рекомендуется к применению на поздней стадии разработки нефтяной залежи. Технология создания ИКНН предусматривает многократные (4 – 7 раз) обработки призабойной зоны пласта со все возрастающими (на 10 – 15 %) объемами соляной кислоты, которая закачивается без давления (кислотные ванны). Это способствует увеличению диаметра скважины, степени совершенства призабойной зоны и приведенного радиуса скважины. Одновременно призабойная зона пласта очищается от различных загрязнений, которые выносятся вместе с продуктами реакции. За счет этого дебит скважины, в среднем, возрастает в 1,5 – 5,0 раз. 2.4.5 Простая СКО карбонатных коллекторов Назначение соляной кислоты НCl – растворение карбонатных пород (известняков и доломитов, слагающих продуктивные отложения), карбонатных породообразующих минералов, а также привнесенных в пласта загрязняющих частиц. Уравнение химической реакции соляной кислоты с карбонатными породами следующие: с известняками: 2НСl + CaCO3 → CaCl2 + CO2 + H2O с доломитами: 4HCl + CaMg(CO3)2 → CaCl2 + MgCl2 + 2CO2 + 2H2O Полученные в результате реакций хлористый кальций и хлористый магний хорошо растворяются в воде. Таким образом, в результате реакции вместо твердой породы образуются вещества, остающиеся в растворе, которые легко могут быть удалены из призабойной зоны пласта. В породе пласта образуются новые пустоты и каналы, облегчающие поступление жидкости и газа из пласта, благодаря чему возрастает производительность скважины. Обычно применяют соляную кислоту 8 – 15 %-ной концентрации. Применение большей концентрации не рекомендуется из-за сильной коррозии и возможности растворения гипса с последующим закупориванием пласта. Применения кислотного раствора слабой концентрации требует приготовления большого объема раствора. Ниже приводятся геологические условия. Концентрация соляной кислоты при солянокислотных обработках: 8 – 10 % - для песчаников с карбонатным цементом; 10 – 12 % - для карбонатной породы высокой проницаемости при низком пластовом давлении; 12 – 15 % - для карбонатной породы низкой проницаемости при высоком пластовом давлении. Смесь плавиковой (фтористоводородной) кислоты НF с соляной кислотой (глинокислота) предназначается для воздействия на песчаники в составе которых имеется глинистый цемент, а также для удаления глинистой корки со стенок скважины и фильтрата глинистого раствора попавшего в поры пласта во время бурения или глушения скважины. Уравнение химической реакции плавиковой кислоты с карбонатом кальция: СаСО3 + 2НF = ↓ CaF2 + CO3 + H2O Уксусная кислота СН3СООН добавляется в соляную кислоту для замедления скорости растворения карбонатной породы. Это обеспечивает более глубокое внедрение в поры породы еще активного раствора соляной кислоты. Уксусная кислота также предотвращает выпадение в осадок гидрата оксида железа, растворяет карбонатную породу, хотя и в меньшей степени, чем соляная кислота. Учитывая это, а также высокую стоимость, основное назначение уксусной кислоты сводится к стабилизации раствора соляной кислоты от выпадения железистых осадков и замедлению скорости реакции кислоты с породой. Концентрированная серная кислота Н2SО4 предназначается для воздействия на песчаники. При этом снижается вязкость нефти за счет теплоты, выделяющейся в процессе смешения серной кислоты с водой, и увеличивается производительность скважины. При смешении серной кислоты с нефтью образуется ПАВ, что также способствует улучшению притока нефти из пласта в скважину. Серную кислоту не рекомендуется применять для воздействия на карбонатные породы, так как при их взаимодействии образуется нерастворимый в воде сульфат кальция. Уравнение химической реакции серной кислоты с карбонатной породой СаСО3 + Н2SО4 = ↓ СаSО4 + Н2О + СО2 При температуре пласта ниже 700С сульфат кальция выпадает в осадок в виде гипса СаSО4 ∙ 2Н2О. Концентрированная (98 %) серная кислота не реагирует с металлом, но разбавление ее водой приводит к увеличению коррозии. Угольную кислоту Н2СО3 применяют для воздействия на породы, содержащие карбонаты кальция и магния, а также асфальто – смолистые осадки. 2.5 Характеристика материалов, применяемых при ОПЗ пластов Растворы соляной кислоты с концентрациями от 10 до 15 %, которые обычно применяют при обработках скважин, очень сильно корродируют оборудование скважин (НКТ, эксплуатационные колонны), забойные реакционные наконечники, фильтры и др.), обвязку поверхностного оборудования, насосные агрегаты, мерники и др. Чем выше концентрация соляной кислоты в растворе, тем в большей мере и быстрее происходит коррозионное разрушение металла. Добавлением к рабочим растворам соляной кислоты ингибиторов достигается сильное угнетение коррозионной а4ктивности соляной кислоты в отношении металла – стали, что обеспечивает большое удлинение срока службы дорогостоящего оборудования. Ингибиторы – вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование, с помощью которого растворы кислоты транспортируют, перекачивают, хранят. В качестве ингтбиторов используют уникол ПБ – 5, катапин – А, катапин – К, катамин – А, карбозолин – О. Ингибитор уникол ПБ – 5 – это липкая темно-коричневая жидкость плотностью 1,10 г/см3, представляет собой продукт конденсации анилина в присутствии формалина; этот ингибитор полностью растворяется в кислоте, ему свойственны хорошие, защитные свойства противокоррозионного разрушения стали соляной кислотой. Катапин – А, катапин – К, катамин – А – ингибиторы солянокислотной коррозии, представляют собой катионоактивные вещества, высокая активность их проявляется при очень малых концентрациях, что определяет также и высокую экономическую эффективность их применения; у них отсутствует возможность осадкообразования в пласте за счет высаливания их после нейтрализации всей активности соляной кислоты в результате реакции с карбонатными породами. Карбозолин – О – в химическом отношении представляет собой четвертичную аммонивую соль. Показатели защитного действия карбозолина – О остаются почти постоянными в широких диапазонах его концентрации. Рекомендован как ингибитор при солянокислотных обработках, не выделяется из кислоты после ее нейтрализации в опасные для пласта осадки, а лишь дает слабое помутнение раствора, не влияющие на фильтрационные свойства пласта. При обработке скважин растворами кислоты без добавления ПАВ отработанная кислота в определенной мере снижает проницаемость пород для нефти и окончательный эффект от отработки по существу является результативным эффектом от положительного действия химического разрушения пород, а отрицательного действия – остаточной насыщенности части порового пространства отработанной соляной кислоты. Добавление ПАВ к кислотным растворам способствует более полному удалению из пласта отработанной кислоты. Интенсификаторы – поверхностно-активные вещества, снижающие в 3 - 5 раз поверхностное натяжение на границе « нефть - нейтрализованная кислота», ускоряющие и облегчающие очистку призабойной зоны от продуктов реакции и отреагировавшей кислоты. К ним относятся марвелан – К(О), реагенты УФЭ8, ОП – 10, Са – ДС, катапин – А, катамин – А. Марвелан – К (О) – четвертичная соль, свойства как ингибитора коррозии очень схожи со свойствами Карбозолина – О. Снижает коррозионное действие соляной кислоты. Марвелан – К (О) не выделяктся из кислоты после ее нейтрализации в опасные для пласта осадки, а лишь дает слабое помутнение раствора, не влияющие на фильтрационные свойства пород пласта. Реагент УФЭв – нейногенное ПАВ, представляющее собой продукт окиси этилирования угольных фенолов, рекомендуют к применению, учитывая возможность дополнительного понижения коррозионной активности кислоты добавлением в малой концентрации второго, более активного реагента – ингибитора; важное свойство этого ПАВ – отсутствие высаливающихся компонентов из раствора нейтрализованной кислоты, обладает свойствами ингибитора коррозии. Ниже в таблице 2.5.1 приведены дозировки основных поверхностно-активных веществ для обработки скважин. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||