3 А≠†Ђ®І нд䕙⮥≠Ѓбв® ™®бЂЃв≠Ѓ. 3 Технологическая часть 1 Кислотные методы повышения нефтеотдачи пластов на Бавлинском месторождении

• Название: 3 Технологическая часть 1 Кислотные методы повышения нефтеотдачи пластов на Бавлинском месторождении
• Дата: 03.04.2022
• Размер: 366.5 Kb.
• Имя файла: 3 А≠†Ђ®І нд䕙⮥≠Ѓбв® ™®бЂЃв≠Ѓ.doc
• Тип: Документы; #438717
• страница: 5 из 6

3.2.2 Технологические средства, материалы и химреагенты, необходимые для выполнения технологического процесса
Для проведения КИВ используют подъемные установки, применяемые при ремонте скважин (А-50У, Азинмаш-37А, АР-32, УПИ-60А и др.); насосный агрегат ЦА-320 (ТУ 26-02-30-75) или подобные другие; автоцистерна АЦ-10 (ТУ 26-13-32-77), АНК-50, СИН 37; насосно-компрессорные трубы (ГОСТ 633-80); штанги насосные (ГОСТ 1054-74М, ГОСТ 633-80); штанговые глубинные насосы (ОСТ 26-16-06-86) диаметром 44 или 56 мм; емкость металлическую объемом 15 - 20 м³; нефть товарную в объеме скважины; дистиллят (широкая фракция легких углеводородов, получаемая на установках подготовки нефти) 4 - 5 м³; универсальное моющее средство МЛ-81Б ТУ 2481-007-48482528-99; соляную кислоту 24 % концентрации (ТУ 2458-264-05765670-99).

НКТ и муфты к ним изготавливают двух типов: с гладкими и высаженными наружу концами, на которых нарезают наружную резьбу, а на один конец навинчивают соединительную муфту.

Подъемные установки Азинмаш-37А и Азинмаш-37А1 предназначены для спускоподъемных операций с укладкой труб и штанг на мостки.

Техническая характеристика Азинмаш-37А (Азинмаш-37А1).

Лебедка

Скорость подъема крюка при намотке второго ряда каната на барабан, м/с:

1 передача 0,34 (0,48)

2 передача 0,70 (0,99)

3 передача 1,45 (1,58)

задний ход 0,92 (1,45)

Грузоподъемность, т:

1 передача 32 (32)

2 передача 15,1 (15,7)

3 передача 7,5 (9,8)

задний ход -- (--)

Размер бочки барабана (диаметр х длина), мм 420 х 800 (420 х 750)

Емкость барабана, м:

при намотке каната диаметром 15 мм 2000 (2000)

при намотке каната диаметром 13 мм 2300 (2300)

Тормозной шкив:

количество 1 (1)

диаметр, мм 1000 (1000)

Тормозные ленты:

количество 2 (1)

ширина колодок, мм 120 (230)

Вышка

Высота от земли до оси кронблока, м 18 (18)

Наибольшая длина поднимаемой трубы, м 12,5 (12,5)

Расстояние от оси опорных домкратов до оси скважины, м 1,2 (1,2)

Оснастка талевой системы 3х2 (четырехструнная)

Диаметр, мм:

канатного шкива (по дну желоба) 580 (580)

каната 22 (22)

Привод установки

Тяговый двигатель-дизель автомобиля ЯМЗ-238М (ЯМЗ-238Л)

Мощность (при n=35 1/с), кВт 176 (220)

Электрооборудование

Напряжение, В 24 (24)

Питание От генератора автомобиля

через аккумуляторную батарею

Габаритные размеры установки ( в транспортном

положении), мм 10050х2750х4300

(10320х2750х4300)

Масса установки (полная), кг 19600 (21135)

Комплект поставки.

Подъемная установка в сборе. Автомат типа АПР с гидроприводом для свинчивания и развинчивания НКТ. Механический ключ КШЭ с электроприводом для свинчивания и развинчивания насосных штанг. Запасные части и инструменты к установке и автомобилю.

Кислотовоз СИН 37 предназначен для транспортировки, временного хранения и перекачки растворов кислот. Внутренняя поверхность емкости покрыта углестеклопластиком, что позволяет транспортировать смеси кислот, в том числе и плавиковой. В емкости установлен электронный датчик уровня жидкости с выводом показаний в кабину водителя. Срок службы покрытия емкости не менее 5 лет.

Технические характеристики СИН 37.01 (СИН 37.02)

Монтажная база «КрАЗ-65101» («Урал-4320»)

Объем емкости, м3 9 (7,5)

Транспортируемые жидкости растворы кислот (соляной,

плавиковой, уксусной)

Насос (устанавливается по желанию заказчика):

тип центробежный, химостойкий

марка КМХ 65-40-20

подача, м3/час 14,6…34,0

давление, МПа 0,5

Полная масса, кг 21400 (20000)

Габаритные размеры, мм 10075х2500х3100 (9100х2500х3200)
3.2.3 Технология кислотно-имплозионного воздействия на призабойную зону карбонатного продуктивного пласта
В нефтяных регионах там, где не решены проблемы качественного первичного вскрытия пластов, а также глушения скважин с целью проведения подземного ремонта скважин; там, где в нагнетательные скважины закачивается не фильтрованная вода, всегда существует проблема восстановления проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта (ПЗП). Кроме загрязнений привносимых в результате производственной деятельности при строительстве и эксплуатации скважин в ПЗП постепенно накапливаются продукты асфальто-смолистого происхождения, выделяющиеся из нефти при переходе из области пластового давления в область забойного. Таким образом, снижение фильтрационно-емкостной характеристики ПЗП – явление многофакторное, а поэтому и решение проблемы восстановления и улучшения фильтрационных свойств ПЗП должно решаться технологиями комплексного воздействия на пласт.

Данный вариант технологии предназначен для обработки карбонатных пластов и представляет собой комплекс способов обработки призабойной зоны пласта, включающий одновременное воздействие соляной кислотой, гидроударом, волновое в широком диапазоне частот и многократное имплозионное воздействие.

Схема проведения кислотно-имплозионного воздействия приведена на рисунке 3.2.

Данный вариант технологии заменяет широко известную технологию каверн-накопителей и превосходит ее по технологическим и экономическим показателям, одновременное многократное воздействие на ПЗП в интенсивном динамическом режиме обеспечивает эффективную очистку пласта и улучшает фильтрационную характеристику призабойной зоны.

Устройство для проведения кислотно-имплозионного воздействия представляет собой цилиндрическую плунжерную пару. Его можно изготовить на базе скважинных насосов НСН-56, 43, 38 и 32. Цилиндры двух насосов соединяют патрубком. В корпусе патрубка прорезаются два диаметрально противоположных прямоугольных окна. Вместо всасывающего клапана устанавливается заглушка (рисунок 3.3). В зависимости от длины хода собирают удлиненный плунжер. Например, нужно собрать удлиненный плунжер, состоящий из трех плунжеров стандартной длины (1400 мм) одинакового типоразмера. У одного из них отворачивают и удлиняют нижний нагнетательный клапан, у другого – верхний, а у третьего – оба клапана. Затем все три плунжера соединяют в один при помощи двух переводников. Удлиненный плунжер имеет два нагнетательных клапана. Собранное имплозионное устройство спускается в НКТ обычным способом на необходимую глубину по возможности в зону перфорации.

При ходе плунжера вверх с нижнего положения до окон в цилиндре под плунжером создается полость пониженного давления. Как только откроются окна, импульс депрессии передается на пласт, начинается резкий переток жидкости из пласта и одновременно-нисходящее движение скважинной жидкости. С течением времени полость заполняется, прекращается движение скважинной жидкости с образованием гидравлического удара на уровне забойного давления. При дальнейшем ходе плунжера вверх от окон до верхнего мертвого положения происходит процесс всасывания через открытые окна. При ходе плунжера вниз с верхнего положения до полного закрытия окон процесс нагнетания не происходит, как это бывает в обычных насосах, жидкость через открытые окна вытесняется из верхней части насоса в затрубное пространство, создавая волновое движение и повышая давление на забое скважины. Процесс нагнетания жидкости происходит при ходе плунжера от окон до нижнего мертвого положения.

Ниже приведена последовательность технологических операций.

1 Перед кислотно-имплозионной обработкой проводят подготовительные работы, которые включают в себя:

1.1 Собрать имплозионное устройство многоразового действия.

1.2 Подобрать два глубинных насоса с одинаковыми размерами (цилиндр-плунжер), изготовить соединительную втулку и заглушку для цилиндров насоса.

1.3 Соединить цилиндры глубинных насосов соединительной втулкой. В центре втулки имеются отверстия диаметром 20 - 25 мм.

1.4 Перед сборкой двух цилиндров убрать всасывающие клапана. На нижний цилиндр поставить заглушку.

1.5 Соединить три плунжера с помощью стандартного ниппеля.

1.6 Подготовительные работы на скважине.

1.6.1 Завезти на скважину недостающие НКТ, комплект штанг, емкость, обрабатывающий состав.

1.6.2 Обвязать устье скважины с циркуляционной емкостью.

1.6.3 При наличии отложений парафина на обсадной колонне произвести очистку.

2 Спустить колонну НКТ с воронкой до искусственного забоя.

3 Промыть скважину водным раствором МЛ-81Б. Закачку произвести в межтрубье на максимально допустимой скорости.

4 Поднять колонну НКТ.

5 Спустить в скважину, в зону продуктивного пласта, на колонне НКТ, сдвоенные цилиндры насоса с заглушенным всасывающим клапаном.

6 Закачать в НКТ и продавить в межтрубье соляную кислоту в объеме 0,3 м³ на каждый метр перфорированной толщины пласта. Продавку выполнить нефтью или водным раствором МЛ-81Б.

7 Спустить в скважину на штангах сдвоенный плунжер и установить его в цилиндре в нижнем положении.

8 Приподнять штанги на 300-500 мм для их натяжения.

9 Переместить плунжер из нижнего положения в верхнее. При прохождении плунжером боковых отверстий разряженная полость нижнего цилиндра мгновенно заполняется жидкостью. Происходит слабый рывок штанг. Этот момент фиксируется резким снижением показания нагрузки на индикаторе веса (на 7 - 8 единиц). После этого сигнала прекратить подъем штанг. Перемещение вверх не должно превышать 150 - 200 мм.

10 С помощью подъемного агрегата произвести 100 - 150 двойных ходов плунжера. Таким образом, кислотный состав реагирует с породой продуктивного пласта в динамическом режиме в течение 1 - 1,5 часов.

11 В зависимости от толщины продуктивного пласта и фильтрационно-емкостной характеристики коллектора операции по пунктам 6 – 10 повторить. Для

повторения этих операций необходимо:

- приподнять колонну штанг на столько, чтобы извлечь плунжер из цилиндра;

- промыть скважину водным раствором МЛ-81Б (0,2 % концентрация) в объеме ствола скважины и выполнить операции по пунктам 6 – 10;

- каждую последующую операцию по пункту 6 осуществлять при увеличении объема кислоты на 10 - 15 % по сравнению с предыдущей.

12 После завершения операций по пунктам 6 - 10 поднять колонну штанг и произвести свабирование скважины с целью очистки пласта от продуктов реакции.

13 Промыть скважину товарной нефтью в объеме ствола скважины.

14 Поднять колонну НКТ и сдвоенные цилиндры насоса.

15 Спустить насосное оборудование и пустить скважину в работу.

16 После выхода скважины на установившийся режим выполнить гидродинамические исследования и оптимизировать работу насосной установки.
3.2.4 Технологический расчет параметров проведения КИВ в

НГДУ «Бавлынефть»
Для наибольшей эффективности обработки призабойной зоны пласта методом КИВ нужно правильно выбрать объем закачиваемой соляной кислоты, число технологических операций и диаметр имплозионного устройства, которое состоит из двух невставных насосов соединенных патрубком с двумя отверстиями (окна). Площадь окон должна быть правильно подобрана для каждого диаметра имплозионного устройства, для этого проведем расчет площади окон для скважины № 2733.

Максимальную ширину двух окон следует брать равной 3/4 длины окружности патрубка соединяющего два цилиндра и одну четверть оставить для укрепления прочности соединения. В таком случае ширина одного окна по дуге окружности будет равна:
L = ¾ *R_н, (3.1)
где L - ширина окна, м

R_н – наружный радиус корпуса (патрубка)
L_HCH-43 = ¾ * 2 * 3,14 * 0,00365 = 0,0171915 м

L_HCH-56 = ¾ * 2 * 3,14 * 0,00445 = 0,0209595 м

Таким образом, ширина одного окна равна половина их суммы: ширина патрубка НСН-43 равна 8,6 см, ширина НСН-56 равна 10,45 см.

Высота окон находится из соотношения

Н = (π*R_в² )/(L/2), (3.2)

где Н- высота окна, м;

R_в²- внутренний радиус корпуса

Н_НСН-43 = 3,14 * 0,00215² / 0,0171915 = 0,00084 м

Н_НСН-43 = 3,14 * 0,00275² / 0,0209595 = 0,00113 м

Высота окон насоса НСН-43 равна 0,84 см, а насоса НСН–56 равна 1,13 см. В таблице 3.6 приведены результаты расчетов оптимальных размеров окон (рисунок 3.4) по формулам (3.1) и (3.4) для имплозионного устройства изготовленных на базе насосов НСН-43 и НСН-56.
Таблица 3.8

Оптимальные размеры окон имплозионного устройства

Параметр
Базовый тип насоса	НСН-43	НСН-56
Внешний радиус окружности насоса, мм	365	445
Внутренний радиус цилиндра насоса, мм	215	275
Ширина по окружности корпуса насоса L, мм	86	104,5
Высота окна H , мм	8,4	11,3