Технология и расчеты. 2 техникотехнологический раздел
 Скачать 2.08 Mb.
|
 Рисунок 2.17 – Компоновка агрегата на полуприцепе в рабочем положении на скважине 1 - автомобиль-буксировщик; 2 - кабина оператора; 3 - барабан с КГТ; 4 - укладчик КГТ; 5 - колонна гибких труб; 6 -направляющий желоб; 7 - инжектор; 8 - герметизатор устья; 9 - превентор; 10 – опоры инжектора; 11 -оборудование устья скважины; 12 – устье скважины; 13 – гидравлический мотор; 14 - рама агрегата. Практика использования оборудования с КГТ показывает, что расход реагентов при обработке скважины в этом случае сокращается по сравнению с традиционными технологиями на 25-30 %. Реагентами для химической обработки скважин с использованием колтюбинговой установки являются растворители (НЕФРАС, СНПХ-7870, СОНПАР) и кислоты. Для проведения работ на скважине составляется индивидуальный план, в котором указывается: - конструкции скважины, параметры эксплуатации; - вид и порядок выполнения работ по скважине; - технология применения кислоты и растворителя; - ответственный исполнитель из числа инженерно-технических работников геологической или технической службы управления буровых работ; - основные требования безопасности при применении реагентов; - требования по охране окружающей среды и подземных недр. План утверждается руководителями геологической и технологической групп супервайзерского контроля НГДУ «Туймазанефть». Все работы по транспортированию и закачиванию химических реагентов производятся под непосредственным руководством ответственного лица, назначенного приказом по УДНГ. Хранение и транспортировка реагентов допускается только в чистых емкостях. Для транспортирования кислоты следует применять кислотовоз КП-6,5, а также прицеп-цистерну ПЦ-6К по ТУ 26-16-38-79. Растворитель перевозится в автоцистернах типа АЦ-8, АЦ-10 по ТУ 26-1632-77 с соблюдением требований СТО 03-2-05-013 96. Наземный комплекс оборудования, помимо агрегата с КГТ и стандартного устьевого оборудования, должен содержать агрегат для кислотной обработки скважин, имеющий специализированный насос и емкость для запаса кислоты. В некоторых технологиях кислотной обработки предусмотрен подогрев кислоты. Схема расположения оборудования и специальной техники при капитальном ремонте скважин с применением колтюбинговой установки показана на рисунке 2.16. В процессе выполнения операции колонну гибких труб при обеспечении непрерывной циркуляции воды спускают на глубину перфорации. Первоначально скважину очищают от песка, грязи, парафина. Для очистки её стенок от цементной и глинистой корки и продуктов коррозии на забой в скважину закачивают кислоту (растворитель), выдерживают её без промывки, вымывают продукты реакции. На следующем этапе в скважину через КГТ закачивают расчетный объем кислоты, после чего её продавливают в пласт. При закачке и продавке кислоты выкидная задвижка на арматуре колонны лифтовых труб закрыта. Это обеспечивает проникновение реагента через перфорационные отверстия в пласт. Процесс закачки и продавки следует проводить при максимально возможной подаче жидкости. При осуществлении этих процессов необходимо следить за тем, чтобы давление в зоне перфорационных отверстий не превышало давления, при котором происходит разрыв пласта. После выдерживания скважины под давлением в течение заданного периода времени выкидную задвижку открывают, КГТ приподнимают и начинается циркуляция воды. Рассмотрим подробно последовательность операций по восстановлению приемистости нагнетательной скважины с использованием колтюбинговой установки бригадой Туймазинского УБР на примере скважины № 1625. Для обработки скважины используем раствор глинокислоты и растворитель «СОНПАР», для промывки – минерализованную воду. Исходные параметры режима работы скважины: приемистость 35 м3/сут и устьевое давление 7,0 МПа. Последовательность выполнения работ: - переезд бригады; - монтажные работы; - опрессовка противовыбросового оборудования и нагнетательной линии на 15 МПа; - спуск БДТ с промывкой минерализованной водой плотностью 1180 кг/м3 до глубины 2036 м; - промывка скважины до чистой воды; - гидросвабирование пласта в интервале 2018 – 2024 м; - промывка скважины минерализованной водой плотностью 1180 кг/м3, 1 цикл; - исследование скважины на приемистость кислотовозом; - закачка 3 т растворителя «СОНПАР» при ожидаемом рабочем давлении 7 МПа; - реагирование; - гидросвабирование пласта в интервале 2018 – 2024м; - промывка скважины с забоя от продуктов реакции растворителя минерализованной водой плотностью 1180 кг/м3, 1 цикл; - исследование скважины на приемистость кислотовозом; - закачка глинокислоты в объеме 12 т;   6           1 2     2м     10м  3        2,4м 5м   7 30м 4 39м   5 1 – оборудование ремонтно-технологическое колтюбинговое; 2 – кислотовоз; 3 – желобная система; 4 – сушилка; 5 – жилой вагон; 6 – автоцистерна; 7 – скважина. Рисунок 2.18 – Схема расположения оборудования и специальной техники при капитальном ремонте скважин с применением ОРТК - подъем БДТ 50 м; - реагирование 2 часа; - гидросвабирование пласта в интервале 2018 – 2024 м; - промывка скважины с забоя от продуктов реакции кислоты минерализованной водой плотностью 1180 кг/м3, 1 цикл; - исследование скважины на приемистость кислотовозом; - подъем БДТ до устья; - демонтаж колтюбингового оборудования. Ожидаемые параметры режима работы скважины после проведения работ: приемистость 70 м3/сут и устьевое давление 6,5 МПа. [9] 2.6 Анализ результатов работы скважин после выполнения кислотных обработок с применением колтюбинговых технологий. Анализ влияния начальных скважинных условий на результаты выполнения кислотных обработок На Илькинском месторождении с использованием колтюбинга было проведено 8 глинокислотных обработок. Изменение режима работы нагнетательных скважин месторождения после ГКО приведено в таблице 2.15. Таблица 2.15 – Изменение режима работы нагнетательных скважин Илькинского месторождения после проведения ГКО с использованием колтюбинговой технологии
Используя табличные данные, построим гистограмму, показывающую изменение приемистости скважин нагнетательного фонда Илькинского месторождения после проведения глинокислотных обработок (рисунок 2.19).  Рисунок 2.19 – Изменение приемистости нагнетательных скважин Илькинского месторождения после проведения ГКО Как видно из рисунка 2.19, после проведения обработок приемистость увеличилась в среднем в 1,9 раза. Рассмотрим влияние начальных скважинных условий на эффективность глинокислотных обработок. Исходные данные для анализа представлены в таблице 2.16. Таблица 2.16 - Данные величин начальных скважинных условий и прирост приемистости после проведения ГКО с использованием колтюбинговых технологий
Построим зависимости полученного прироста приемистости от начальных условий по проницаемости, толщине пласта и коэффициенту приемистости. Для анализа используем полиномиальный и линейный тренды.  Рисунок 2.20 – Зависимость прироста коэффициента приемистости от толщины пласта  Рисунок 2.21 – Зависимость прироста коэффициента приемистости от первоначальной проницаемости Как видно из рисунка 2.21, зависимость имеет недостоверный коэффициент корелляции, но нельзя не заметить прямую зависимость полученного эффекта от проницаемости – чем выше проницаемость, тем выше вероятность достижения высокого эффекта.  Рисунок 2.22 – Зависимость прироста приемистости от коэффициента приемистости На рисунках 2.20 и 2.22 представлена аппроксимация толщины продуктивного пласта и коэффициента приемистости с помощью полиномиального тренда второго порядка. Коэффициент R2 показывает степень соответствия толщины продуктивного пласта, коэффициента приемистости и прироста приемистости. Значение R2 составляет 0,99 и 0,92 соответственно. Применение полиномиального тренда вместо линейного позволяет значительно сократить вероятность ошибки. [11] 2.7 Критерии и выбор фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения для кислотных обработок с применением колтюбинговых технологий Объектами для воздействия являются нагнетательные скважины, характеризующиеся загрязненностью ПЗП, падением приемистости. Наибольший эффект достигается на скважинах с пакерами, т. е. ГТ по НКТ доходит до открытого интервала перфорации. При опорном пакере воздействие производится через сетку в НКТ – не вымываются продукты реакции и механические примеси, что снижает эффект воздействия. Терригенные породы девонских отложений обрабатываются плавиковой кислотой. Карбонатные породы обрабатываются раствором соляной кислоты. Объем кислоты выбирается из расчета 1м3 на 1 м толщины пласта, растворитель применяется в виде водного раствора объемом 0,5-1,0 м3/мэффективной толщиныпродуктивного пласта. Выбор объекта воздействия не ограничивается глубиной залегания пласта, его толщиной и сроком эксплуатации. Ограничения могут быть наложены при выборе скважин, расположенных в водоплавающей части пласта. Скважины, выбранные для обработки растворителем и кислотой, должны быть технически исправными, иметь герметичное цементное кольцо в интервале обрабатываемого пласта. Партии химических реагентов, применяемых для обработки скважин, должны иметь паспорт или данные химического анализа на содержание основных компонентов. Для повышения производительности добывающих скважин № 1630, 1638, 1690; 1617, 1618, 1628, 1629, 1637, 1842 предлагаю провести кислотную обработку нагнетательных скважин № 1639 и № 1840 с использованием КГТ. Это позволит очистить ПЗП, повысить приёмистость нагнетательной скважины и увеличить дебиты добывающих скважин, расположенных в радиусе дренажа; предприятие получит доп. добычу нефти и увеличит свою прибыль. Характеристика нагнетательной скважины № 1639 до проведения обработки представлена в таблице 2.17. Таблица 2.17 – Характеристика нагнетательной скважины № 1639
Продолжение таблицы 2.16
Суммарные показатели реагирующих скважин: Qн=3,8т/сут, Qж=5,9 т/сут, В=36,3 %. Схема участка воздействия нагнетательной скважины №1639 представлена на рисунке 2.19. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||