Водоизоляция. Лениногорск (водоизоляция) (1). 1 Общие сведения о районе месторождения 6 2 Геологическое строение месторождения 7
 Скачать 1.08 Mb.
|
|
| Марка реагента | плотность вод, обводняющих скважину, кг/м3 |
| СНПХ – 9633 В1 | 1015-1060 |
| СНПХ – 9633 В2 | 1050-1130 |
| СНПХ – 9633 А | 1130-1185 |
Технология ремонтно-изоляционных работ с применением СНПХ-9633 на примере скважины НГДУ «Лениногорскнефть»
Требования к выбору объектов применения
При выборе объектов для обработки композицией СНПХ-9633рекомендуется руководствоваться следующими требованиями:
Скважины, в которых продуктивные пласты представлены карбонатными коллекторами. Тип коллектора – трещиновато – поровый (наличие трещин является положительным фактором).
Наличие значительных остаточных запасов нефти.
Высокая обводненность извлекаемой продукции (свыше 90 %, желательно более 94 %).
Герметичность эксплуатационной колонны.
Снижение текущего дебита скважины в процессе работы при неизменном пластовом давлении. Предпочтительный дебит скважины до обработки – не более 5 м3/сут.
Наличие приемистости скважины перед обработкой ориентировочнона уровне 20-100 м3/сут.
Отсутствие непосредственно перед обработкой реагентом СНПХ-9633 закачки высоковязких систем (гипан, пиропофтесернокислотная смесь и др.).
По возможности минимальная депрессия на пласт в ходе эксплуатации (желательно не выше 1 МПа, особенно после обработки).
Требования, предъявляемые к подготовке скважины перед закачкой СНПХ-9633
Определить дебит скважины, обводненность продукции, плотность и состав попутно-добываемой воды, пластовое, забойное и буферное давление, коэффициент продуктивности.
Заглушить скважину.
Поднять подземное оборудование.
Провести комплекс ГИС по определению технического состояния эксплуатационной колонны, чистоты текущего забоя и источника обводнения.
При необходимости промыть скважину водой.
При выявлении по результатам исследований неисправностей в техническом состоянии (негерметичность э/к, наличии заколонных перетоков, отсутствие зумпфа и др.) их необходимо устранить.
Спустить технологические трубы на глубину на 1-2м ниже нижнего перфорационного отверстия.
Определить приемистость скважины и давление нагнетания.
Если давление нагнетания превышает давление раскрытия трещин (гидроразрыва) в коллекторах или оно составляет более 9 МПа, снизить его методами ОПЗ (кислотная ванна).
Если давление нагнетания превышает допустимое на колонну, и его невозможно снизить указанными методами, то работы по закачке СНПХ-9633 следует вести с применением пакера. Колонна должна быть прошаблонирована, а место посадки пакера подготовлено.
Для проведения работ по ограничению водопритока с использованием реагента СНПХ-9633 совместно со специалистами НГДУ «Лениногорскнефть» была подобрана скважина №15403а.
Таблица 2.2 Исходные данные по скважине 15403а
| №п/п | Геолого-технологические параметры | |
| 1 | Дата ввода в эксплуатацию | 18.02.1978г. |
| 2 | Тип коллектора | Трещиновато-поровый |
| 3 | Начальный дебит по нефти, т/сут | 3,5 |
| 4 | Начальный дебит по жидкости, м3/сут | 4,7 |
| 5 | Начальная о7бводненность, % | 3,2 |
| 6 | Отобрано запасов с начала эксплуатации перед проведением изоляционных работ, т | 18356 |
| 7 | Пластовое давление, МПа | 6,4 |
| 8 | Искусственный забой, м | 1125 |
| 9 | Дебит нефти перед проведением изоляционных работ, т/сут | 1т/сут |
| 10 | Дебит жидкости перед проведением изоляционных работ, м3/сут | 10м3/сут |
| 11 | Обводненность скважины перед проведением изоляционых работ,% | 77% |
| 12 | Интервал перфорации, м | 758-766 |
Материалы, применяемые в технологическом процессе
Реагент СНПХ – 9633 ТУ39-05765670-ОП-180-93 представляет собой раствор композиции поверхностно – активных веществ в углеводородном растворителе и отличается составом анионного компонента.
Характеристика реагентов приведена в таблице 2.3
Таблица 2.3 Характеристика реагентов
| Наименование | Единица измерений | Значение показателя |
| Внешний вид | Визуально | Однородная прозрачная жидкость темно-коричневого или зеленого цвета |
| Плотность при 200С, в пределах | кг/м3 | 800-930 |
| Вязкость при 200С, не выше | мПа*с | 3,0 |
| Температура застывания, не выше | 0С | - 30 |
Реагент готовится в соответствии с техническими условиями, поставляется и закачивается в скважину в товарном виде.
Вода пластовая (девонская) хлоркальциевого типа, плотностью 1180 кг/м3.Кислота соляная ингибированная ТУ 6-01-046-89-381-85-92.
При давлении нагнетания ниже 45атм, закачка производится с добавлением наполнителя - глинопорошка, количество которого определяется в зависимости от приемистости скважины и давления нагнетания.
2.4. Экологическая безопасность
При испытаниях необходимо руководствоваться «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности»,утверж.
Госгортехнадзором России № 24 от 9.04.98 / РД 08-200-98 / М. ОАО Типография «Нефтяник» 160с. с дополнениями и изменениями к ним ИПБ 08-375(200)-00. « Правилами пожарной безопасности в Российской Федерации» ППБ 01-93, Москва, «Недра», 1984 г. и другими действующими руководящими документами в нефтяной и газовой промышленности.
Закачка рабочих агентов в пласт осуществляется подготовленной бригадой под руководством ответственного лица из числа ИТР, назначенного приказом по предприятию, производящему работы. До проведения закачки должны быть разработаны план производства работ на конкретной скважине и план ликвидации возможных аварий, утвержденные главным инженером предприятия.
Ответственный за закачку реагентов обязан:
-знать инструкцию по обработке добывающих скважин реагентом СНПХ-9633;
-ознакомить исполнителей с планом и характером работ, мерами предосторожности, расположением оборудования и режимом его работы;
-произвести проверку применяемого оборудования;
-не допускать расстановку агрегатов, автоцистерны и спецоборудования под действующими линиями электропередач;
-обеспечить место проведения работ средствами пожаротушения (огнетушители, кошма, песок).
Работы должны проводиться в светлое время суток или при освещении 20 люкс.
Технические средства, используемые для подготовки и закачки рабочих агентов, должны соответствовать требованиям ГОСТ 12. 2.003-91, ОСТ 39064-78 . Не допускается использование неисправных технических средств.
Передвижное оборудование и спецтехника должны располагаться с наветренной стороны на расстоянии не менее 25 м от скважины на площадке с уклоном не более 30 и оборудоваться искрогасителями. Передвижные насосные установки необходимо располагать на расстоянии не менее 10 м от устья скважины, промежуток между ними должен быть не менее 1 м.
Все временные трубопроводы должны быть надежно закреплены и защищены от механических повреждений.
При закачке химреагентов на нагнетательной линии у устья скважины должен быть установлен обратный клапан.
Остатки химреагентов следует собирать и доставлять в специально отведенное место, оборудованное для утилизации или уничтожения.
После закачки химреагентов до разборки нагнетательной системы агрегата должна прокачиваться инертная жидкость объемом, достаточным для промывки нагнетательной системы. Сброс жидкости после промывки должен производиться в сборную емкость.
Реагент СНПХ-9633 представляет собой углеводородный раствор композиции поверхностно-активных веществ.
Токсикологические характеристики реагента СНПХ-9633.
По санитарно-эпидимиологическому заключению Гос. сан.эпидем. службы РФ №16.09.01.245.П.002413.11.01 от 19.11.2001г. реагент СНПХ-9633 соответствует государственным эпидемиологическим правилам и нормативам ГН2.2.5.686-98, ГН2.1.5.689-98, ГН 2.1.6.695-98, ГН 2.1.6.713-98, ГОСТ 12.1.007-76.
Реагент СНПХ-9633 марок А и В1 относится к умеренно-опасным веществам 3 го класса опасности (DL50=2000 мг/кг), а марки В2 – к мало опасным веществам 4-го класса опасности (DL50=5430).
Кумулятивные свойства слабо выражены (CL50=25100).
Реагент СНПХ-9633 марок А и В1 обладает умеренно выраженным раздражающим действием на кожу, резко выраженным действием на слизистую оболочку глаз.
Реагент СНПХ-9633 марки В2 обладает умеренным действием на кожу и слизистые оболочки глаз.
Расчетный ОБУВ для воздуха рабочей зоны - 30 –50 мг/м3,ПДК в рабочей зоне 300 мг/м3( по углеводороду) или 15/5 мг/м3(по бензолу). ПДК в атмосферном воздухе 1,5/0,1 мг/м3. ПДК в водоемах хозяйственно-питьевого назначения 0,05 мг/л.
Пожароопасные свойства реагента СНПХ-9633.
По пожароопасным свойствам реагент СНПХ-9633 относится к группе легковоспламеняющихся жидкостей (ЛВЖ).
Температура вспышки реагента СНПХ-9633 (в закрытом тигле) - минус 17,50С.
Температура воспламенения реагента СНПХ-9633 (от открытого источника огня) - минус 9,5 0С, температура самовоспламенения - 394 0С.
При возникновении загорания для тушения применяют песок, асбестовое одеяло, пенные и углекислотные огнетушители.
При работе с реагентом СНПХ-9633 необходимо пользоваться спецодеждой, резиновыми перчатками, резиновыми сапогами, защитными очками в соответствии с действующими типовыми отраслевыми нормами. При работе в замкнутом помещении, без тяги или сильном испарении реагентов необходимо использование противогаза марки БКФ (ГОСТ 12.4.121-83).
Обслуживающий персонал, работающий с химреагентами, должен до начала работ пройти целевой инструктаж, а также подвергаться предварительному и периодическим медицинским осмотрам.
При попадании реагента СНПХ-9633на кожу - смыть теплой водой с мылом и смазать смягчающим кремом, при попадании в глаза - обильно промыть водой и обратиться к врачу.
При появлении признаков отравления (головной боли, головокружения, тошноты, рвоты, потери аппетита и сна) следует обратиться к руководителю работ и врачу.
Категорически запрещается применять реагенты для нужд, не связанных с их прямой целью.
В зоне работы с химическими реагентами запрещается хранение и прием пищи и воды (на расстоянии не менее 30 м).
Категорически запрещается попадание химреагентов в водоемы, канализационные системы, почву.
С целью исключения попадания химреагентов в воздух рабочей зоны требуется обеспечить необходимую герметичность емкостей, оборудования, коммуникаций.
Охрана окружающей среды обеспечивается в основном мероприятиями, выполняемыми при обустройстве и эксплуатации нефтяных месторождений:
Изоляция водоносных горизонтов в скважинах от продуктивных пластов;
Использование замкнутой системы сбора, подготовки и закачки обратно в пласт отделенных от нефти вод.
Герметичность запорной арматуры и нагнетательных линий, которые должны быть опрессованы на 1,5 - кратное ожидаемое давление нагнетания, и исключение попадания химреагентов на землю и в водоемы.
Утилизация жидкостей, извлекаемых из скважины, в соответствии с требованиями окружающей среды.
Наличие металлической емкости объемом не менее 25 м3 для аварийного сброса технологических жидкостей.
Детальное ознакомление производителей работ с технологией использования химических продуктов, со свойствами этих продуктов, правилами работ с ними на промысловых объектах, контроль за проведением работ.
Утилизация жидкостей, извлекаемых из скважины, в соответствии с требованиями окружающей среды в места захоронения отходов, согласованные с соответствующими органами Госнадзора (Госсанэпидемнадзора, Госгортехнадзора и др.).
Для захоронения выбираются грунты, где отсутствует циркуляция грунтовых вод, вне заболоченных местах, вдали от водоемов. Основным требованием к яме или бункеру для захоронения отходов является обеспечение герметичности их, что достигается выкладыванием стенок изнутри глинистыми материалами (суглинками) или другими непроницаемыми материалами.
Загрязненные грунты перемешиваются с песком, загружаются механизированным способом (экскаватором) и вывозятся на спецмашинах (самосвалы и др.) в места захоронения.
Заключение
Наибольшая дополнительная добыча нефти 665 т/сут. достигнута при использовании СНПХ 9633 с обводненностью более 90%, причем индекс доходности имеет значительную величину и составляет 2,76.
Использование Дисин в скважинах с обводненностью до 50% имеет самый низкий индекс доходности - 1,24, что меньше, чем утвержденная величина.
По длительности эффекта первое место занимет СНПХ-9633, второе - Дисин, третье - НБП.
Недостаточно высокая эффективность всех методов, вероятно обусловлена отсутствием информации по объему каналов, размеров трещин, из направлении для выбора наиболее эффективного метода борьбы с водопритоком.
Необходимо продолжить испытание всех названных технологий для определения более точных границ использования.
Проблемы изоляции водопритоков требуют дальнейшего изучения и исследования, подборы новых недефицитных и дешевых материалов и реагентов, совершенствования технологии с целью повышения эффективности проводимых работ.
Список используемых источников
1. Юлбарисов Э.М. Экологически чистые биогеотехнологии извлечения нефти из высокообводненных залежей на поздних стадиях разработки // Известия вузов. Горный журнал.-2007.-№6.-С.89-95
2. Юлбарисов Э.М. Геологические основы применения микробиологического метода повышения нефтеотдачи пласта с высоковязкой нефтью / Э.М. Юлбарисов.-Уфа: УИТиС АНК “Башнефть”, 2012.-167 с.
3. Симаев Ю.М. Технология увеличения нефтеотдачи при обработке очаговых нагнетательных скважин оторочками биоПАВ и биополимерами симусан // Нефтепромысловое дело.-2014.-№5.-С.21-22
4 Хазипов Р.Х. Повышение нефтеотдачи на Уршаковском месторождении биоцидным воздействием // Нефтяное хозяйство.-2013.-№3.-С.27-31
5. Юлбарисов Э.М, Биотехнология извлечения нефти из неоднородных пластов // Нетяное хозяйство.-2016.-№5.-С.33-36
6. Юлбарисов Э.М. О микробиологическом методе повышения нефтеотдачи заводненных пластов // Нефтяное хозяйство.-2014.-№3.-
С.28-33
7. Никонов В.Ф. Тяжелые углеводороды и их соотношения в газах нефтяных и газовых залежей // Нефтяное хозяйство.-2014.-№8.-С.11-13
8. Каравайко Г.И. Роль микроорганизмов в выщелачивании металлов из руд / Г.И. Карайко.-М.: Наука, 2014.-340 с.
9. Юлбарисов Э.М. О повышении нефтеотдачи заводненных пластов // Нефтяное хозяйство.-2011.-№3.-С.36-40
10. Юлбарисов Э.М. Оценка эффективности биологического метода повышения нефтеотдачи пласта // Нефтяное хозяйство.-2016.-№11.-С.27-30
11. Геолого-промысловый анализ эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи / В.Е. Андрееф, Ю.А. Котенев, В.Г. Щербинин и др.-Уфа, 2008.-145 с.
12. Гужновский Л.П. Экономика разработки нефтяных месторождений / Л.П. Гужновский.-М.: Недра,2017.-255 с.