Преддиплом. Преддиплом.практ. 1 геологический раздел общие сведения о Татышлинском месторождении
 Скачать 2.29 Mb.
|
|
2.2 Причины ухудшения проницаемости призабойной зоны пласта Продуктивность во многом зависит от естественной проницаемости продуктивного пласта и призабойной зоны - в частности. Кроме того, большое влияние на последующую производительность объекта оказывает характер и зона изменения проницаемости в процессе заканчивания и эксплуатации скважин. Ухудшение коллекторских свойств продуктивного пласта может наступить вследствие набухания глин, выпадения различных солей из пластовых вод, образования стойких эмульсий, отложения смол, парафинов и продуктов коррозии в фильтровой части ствола скважины, а также из-за гидратации пород. Как показали лабораторные и промысловые исследования, при освоении скважин возможно проникновение фильтрата глинистого раствора в пласт, что приводит к частичному или даже полному закупориванию порового пространства коллектора на значительном удалении от фильтра скважины. В этой связи весьма важное значение приобретают методы интенсификации добычи нефти, которые позволяют восстановить, а зачастую и улучшить фильтрационные характеристики коллектора в призабойной зоне скважин. Одним из наиболее распространенных видов воздействия на ПЗС является кислотная обработка скважин. Для обработки карбонатных коллекторов наибольшее распространение получила соляная кислота. Механизм воздействия на призабойную зону соляной кислотой основан на ее способности вступать в химическую реакцию растворения карбонатных пород-известняков. 2.3 Применение соляно-кислотной обработки для увеличения нефтеотдачи пласта Наиболее эффективным и часто применяемым методом обработки призабойной зоны скважины с целью восстановления или улучшения проницаемости являются кислотные обработки. Чаще всего кислотные обработки проводят с использованием соляной (HCl) и фтористоводородной (HF) кислоты. Соляно-кислотная обработка скважины основана на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы-известняки, доломиты, доломитизированные известняки слогающие продуктивные породы нефтяных и газовых месторождений. При этом химическое взаимодействие с известняками протекает согласно следующего уравнения:  Полученный в результате реакции хлористый кальций (CaCl2) хорошо растворяется в воде и легко удаляется из призабойной зоны вместе с продукцией скважины. Таким образом, соляная кислота способствует образованию новых пустот и каналов за счет выноса на поверхность растворенной части пород. Естественно, что приводит к интенсификации фильтрации нефти и, как следствие, увеличению дебита скважины. Подействием соляной кислоты нередко образуются длинные кавернообразные каналы и расширяются естественные трещины продуктивного пласта. Соляно-кислотные обработки в основном предназначены для ввода кислоты в пласт, по возможности, на значительные от забоя скважины расстояния с целью расширения каналов и улучшения их сообщаемости, так же для очистки порового пространства от илистых образований. Глубина проникновения кислотного раствора в пласт и эффективность кислотной обработки зависят от пластовой температуры, давления, концентрации кислотного раствора и химического состава пород, а также от объема кислотного раствора и скорости закачки его в пласт. Скорость растворения пород в кислоте значительно замедляется с повышением давления. В промысловой практике используют вместе с соляной кислотой различные ингибиторы (химические реагенты для борьбы с коррозией – формалин, уникол), стабилизаторы (вещества, необходимые для удержания в растворенном состоянии продуктов реакции примесей и удаления из раствора кислоты вредной примеси серной кислоты с дальнейшим превращением ее в растворимую соль), интенсификаторы (поверхностно-активные вещества, снижающие поверхностное натяжение продуктов реакции). На промыслах применяют следующие виды солянокислотных обработок: кислотные ванны кислотные обработки под давлением термохимические и термокислотные обработки. Наиболее широко распространены кислотные ванны, при которых раствор соляной кислоты заливают в скважину и оставляют там без продавливания его в пласт. Этот вид обработки самый простой. Его используют для очистки забоя и стенок скважины от цементной и глинистой корки, смолистых веществ, отложений парафина и продуктов коррозии. Перед кислотными ваннами скважину предварительно промывают от песка, продуктов коррозии и парафина. Необходимое количество раствора кислоты, приготовленного заранее на базе хранения кислот, доставляют в специальной цистерне и заливают в скважину. Для реакции с породой кислоту оставляют в скважине на 24 ч, после чего проводят обратную промывку, очищая забой от загрязняющих веществ. Перед кислотной обработкой у устья скважины монтируют агрегат подземного ремонта и располагают необходимое оборудование (рис.1).  Рис. 1. Расположение оборудования при проведении кислотной обработки: 1 - насосный агрегат; 2 - емкость для кислоты на агрегате; 3 - емкость для кислоты на прицепе; 4 - емкость для кислоты стационарная; 5 - емкость для продавочной жидкости; 6 - устье скважины; 7 – мерник. Обработку скважины осуществляют следующим образом: заполняют скважину жидкостью: в эксплуатационную скважину закачивают нефть (воду, если пластовое давление велико) до устойчивого переливания через отвод из затрубного пространства, в нагнетательную - воду. при открытом затрубном пространстве закачивают расчетный объем раствора кислоты до заполнения ею объема скважины от забоя до кровли обрабатываемого пласта и полости спущенной колонны НКТ. Вытесняемую при этом из затрубья жидкость (нефть или воду) направляют в мерник, контролируя объем вытесненной жидкости. После закачки расчетного количества кислоты задвижку на отводе из затруба закрывают. начинают вытеснять кислоту из скважины в пласт, для чего насосный агрегат закачивает продавочную жидкость в колонну НКТ до тех пор, пока весь объем кислоты не будет задавлен в пласт. В качестве продавочной жидкости на эксплуатационных скважинах применяют сырую дегазированную нефть, а на нагнетательных - воду. Если обработку кислотой проводят на скважине в первый раз, давление, развиваемое насосами при продавке, не рекомендуется развивать выше 8 - 10 МПа, при последующих обработках необходимо создавать высокое давление, обеспечивая при этом проникновение кислоты по пласту на максимальное расстояние от скважины. после задавливания всего объема кислоты задвижку на устье закрывают и ожидают, пока не произойдет реакция. с помощью спущенной колонны промывают скважину, удаляя продукты реакции кислоты. Затем скважина начинает эксплуатироваться. Кислотную обработку под давлением применяют для неоднородных пластов с изменяющейся проницаемостью. Кислотной обработке под давлением также предшествуют гидродинамические исследования (определение коэффициента продуктивности, измерение статического и динамического уровней, забойного и пластового давлений и т. п.), промывка скважины. При этом в скважину предварительно закачивают высоковязкую эмульсию типа кислота в нефти, в результате чего раствор кислоты проникает глубоко в пласт и охватывает малопроницаемые и удаленные от забоя участки, что повышает эффективность обработки. При обработке у скважины устанавливают агрегат подземного ремонта и оборудование для проведения процесса: насосный агрегат, цементировочный агрегат, несколько емкостей (рис. 2).  Рис. 2. Схема обвязки наземного оборудования при кислотных обработках под давлением: 1 - кислотный агрегат: 2 - вспомогательный насосный агрегат; 3, 6 - емкость; 4, 7, 8 - стационарная емкость; 5, 10 - насос; 11 – скважина. Кислотную обработку под давлением проводят следующим образом: спускают до забоя колонну НКТ и промывают скважину. в затрубное пространство закачивают порядка 2 м3 легкого глинистого раствора плотностью 1,15 - 1,20 г/см3 и 27 м3 утяжеленного раствора. Для каждой скважины значения этих объемов уточняются при предварительных расчетах. закрыв кран на боковом отводе из затрубного пространства, при максимальном расходе закачивают в колонну НКТ приготовленную эмульсию типа кислота в нефти. Эмульсия в зависимости от индивидуальных особенностей скважины может содержать до 70 - 80 % соляной кислоты и стабилизировать термостойкими эмульгаторами. закачанную эмульсию продавливают водой в пласт и закрывают скважину на время, необходимое для реакции (2—8 ч). открывают затрубное устройство и вытесняют глинистый раствор водой, после чего пускают скважину в эксплуатацию. Эмульсии готовят следующим образом: насосом кислотного агрегата прокачивают нефть из емкости в бункер, одновременно подавая малыми порциями раствор кислоты из емкости. Поскольку раствор кислоты имеет больший удельный вес, чем нефть, он попадает на прием насоса вместе с нефтью и в процессе перекачивания хорошо с ней перемешивается. После образования эмульсии включают насос и перекачивают эмульсию в бункер, одновременно добавляя туда кислоту. Перекачивание эмульсии из емкости в емкость повторяют несколько раз до тех пор, пока не будет получена эмульсия требуемой вязкости, после чего она готова для закачивания в скважину. Расход эмульсии при обработке одной скважины составляет 50 - 90 м.3 Термокислотную обработку скважин проводят в тех случаях, когда поры продуктивного пласта у скважины покрыты отложениями парафина, смол и асфальтенов. При этом на забой скважины подают вещество (обычно магний), которое вступает в реакцию с соляной кислотой, сопровождающуюся выделением большого количества тепла. Тепло нагревает раствор кислоты, который смывает отложения со стенок скважины и взаимодействует с веществом, слагающим ее. Одна из задач технологии термокислотной обработки скважины - ускорение реакции кислоты с магнием. Скорость реакции обусловлена прежде всего величиной поверхности контакта металлического магния с кислотой. Для ее увеличения необходимо закладывать бруски магния в контейнер таким образом, чтобы поверхность соприкосновения брусков была минимальной, или же использовать стружку магния, гранулы. Пенокислотную обработку проводят на скважинах, многократно подвергавшихся кислотной обработке, или на скважинах продуктивный пласт которых неоднороден и состоит из пропластков с высокой и низкой проницаемостью. При этом в призабойную зону пласта вводят аэрированный раствор поверхностно-активных веществ в соляной кислоте, который проникает в пласт глубже, чем обычный раствор кислоты, поскольку скорость реакции замедляют пены. Помимо этого, в призабойной зоне после окончания реакции происходит более полная очистка каналов от продуктов реакции породы с кислотой. Выбор и расчет количества кислоты Определяют тип породы коллектора обрабатываемого интервала. Обработка будет производиться 12% раствором соляной кислоты. Согласно представленной таблице выбираем объем кислоты. Объем кислоты для ОПЗ в зависимости от проницаемости пласта-коллектора и количества обработок
Объем продавочной жидкости равен объему НКТ. Vпр.ж.=(π*d2внут*10-6/4)*L; После проведения обработки компоновку извлекают и оставляют скважину на реакцию. Пластовая температура выше 30оС, значит, время выдержки кислоты на реакцию составит Т=Н/V, часа. После пропуска технические НКТ и осуществляется промывка скважины. Объем жидкости при промывке скважины состоит из отреагировавшей кислоты и объема эксплуатационной колонны за вычетом объема НКТ. Vпром=1,1*(6+(π*(Dэ.к2*Ниск-(dвн2-d2внут)*L)*10-6)/4); Где Ниск – искусственный забой м. Используемая техника и средства Автоцистерна 4ЦР Автоцистерна используется для перевозки кислот в качестве запасной емкости. Классические автоцистерны для питьевой воды производятся из нержавеющей стали или дюралюминия (пригодных для взаимодействия с пищевыми продуктами марок). Автоцистерны для перевозки технической воды, неагрессивных технологических растворов могут изготавливаться также и из чернолистового металла, т.к. требования к чистоте технической воды обычно ниже, чем к питьевой. Автоцистерны для воды или продуктов чаще всего имеют один (реже два-три) отсек, оборудованный волноломами. Загрузка автоцистерны осуществляется через верхние наливные горловины, возможна загрузка через донные клапаны. Основными признаками, определяющими целесообразность проведения данного вида обработки на скважинах являются: снижение текущего дебита добывающих скважин в процессе работы при неизменном пластовом давлении и обводненностью продукции; пониженное значение коэффициента продуктивности скважин; ухудшение фильтрационных свойств ПЗП в результате проведения ремонтных работ на скважинах; отсутствие эффективности от проведения обычных СКО. В НГДУ «Краснохолмскнефть» 2007-2009гг. проведено 7 соляно-кислотных обработок. Перечень скважин и технологические показатели работы данных скважин приведены соответственно в таблице 2.1. Таблица 2.1. Технологические показатели работы скважин до и после проведения соляно-кислотных обработок в 2007-2009гг.
Замеры дебита скважин, динамического уровня и обводненности продукции определялись при установившихся режимах работы скважин. Тогда для определения коэффициента продуктивности справедлива формула:  , где Q – объемный дебит жидкости в поверхностных условиях, м3/сут; рпл – пластовое давление, МПа; рзаб – давление на забое при установившемся режиме работы скважины с дебитом Q, МПа. Прирост добычи нефти после проведения обработки оценивается по формуле:  , где Q1, Q2 – дебит скважины по жидкости до и после проведения обработки, nв1, nв2 – обводненность продукции соответственно до и после проведения обработки. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||