|
|
Соляно-кислотные обработки скважин. Диплом Праведный. Дебит скважины зависит от проницаемости продуктивного пласта (главным образом его пзп), которая всегда меняется в процессе эксплуатации скважины
Технология проведения обычной СКО заключается в последовательном выполнении следующих операций:
1. Промывка скважины (прямая, обратная или комбинированная). Выполняется при открытых задвижках на устье и затрубном пространстве. Жидкость, заполняющая скважину, и жидкость промывки поступают в емкость на поверхности. В процессе этой операции скважина очищается не только от грязи, но и от отложений смол, парафинов и асфальтенов, которые могут отлагаться в ПЗС, в перфорационных каналах и на стенках скважины. При этом в качестве жидкостей промывки используются: керосин, дизельное топливо, пропан - бутановая фракция, конденсат и др. растворители. После промывки добывающая скважина заполняется нефтью. Если скважина расположена в зоне ВНК и есть опасение, что после СКО вода может подняться, нижнюю часть продуктивного пласта не обрабатывают. В этом случае после промывки нижняя часть скважины на расчетную величину толщины продуктивного горизонта заполняется жидкостью - бланкетом. В качестве бланкета обычно используют концентрированный раствор хлористого кальция. Транспортировка бланкета на забой осуществляется нефтью после расчета времени, в течение которого расчетный объем бланкета достигает положенной глубины.
2. Закачка расчетного объема кислотного раствора в скважину. Объем кислотного раствора зависит от толщины обрабатываемого пласта, свойств призабойной зоны и желаемой глубины обрабатываемой зоны. Как правило, радиус обработки ПЗС при первичном воздействии наименьший. Чтобы последующие обработки (вторая, третья и т.д.) были технологически эффективными, необходимо увеличивать радиус обработки в сравнении с радиусом предыдущей обработки. Анализ результатов первичных СКО показывает, что удельный расход кислотного раствора на метр обрабатываемой толщины зависит от коллекторских свойств ПЗС: для низкопроницаемых коллекторов невысокой пористости удельный расход 15% - го раствора изменяется от 0,2 до 0,6 м3/м; для высокопроницаемых коллекторов - от 0,2 до 0,9 м3/м; для трещинных коллекторов - от 0,3 до 0,9 м3/м. При закачке кислотного раствора в скважину в течение времени достижения им обрабатываемого пласта задвижка на затрубном пространстве открыта, после чего она закрывается.
3. Продавливают кислотный раствор в ПЗП, продолжая агрегатом закачку расчетного объема кислоты в скважину. Затем кислотный раствор продавливается нефтью или водой до полного его поглощения пластом. После задавки кислотного раствора в пласт закрывается задвижка на устье скважины.
4. Нейтрализация кислотного раствора за счет реагирования его с обрабатываемой породой. Время нейтрализации, как уже отмечалось, зависит от давления и температуры и изменяется от 1 ч. до 24 ч.
5. После нейтрализации кислотного раствора проводят вызов притока и освоение, а затем - исследование скважины. По результатам исследования до обработки и после судят о технологическом эффекте.
2.6 Техника и оборудование, применяемые при СКО
При проведении работ по кислотным обработкам ПЗП необходимо использовать серийно выпускаемое оборудование и агрегаты.
Как концентрированные кислоты, так и их растворы транспортируются в автоцистернах, гуммированных соответствующими материалами.
Для закачки кислоты применяются специализированные агрегаты Азинмаш - 30А, специально разработанные для закачки агресивных жидкостей. Агрегат имеет гуммированную резиной цистерну из двух отсеков объемом 6 м3. Агрегат оснащен трехплунжерным горизонтальным насосом типа 2НК - 500 одинарного действия.
При кислотных обработках используется дополнительно цементировочный агрегат ЦА - 320 в качестве подпорного насоса, подающего жидкость на прием кислотного агрегата. Кроме того, агрегат ЦА - 320 со вспомогательным ротационным насосом низкого давления и двумя емкостями на платформе позволяет перемешивать растворы кислоты при введении в них различных агентов, а также при необходимости перекачки растворов из одних емкостей в другие.
Разные кислоты используются для разных пластов и пород. Все скважины индивидуальны, и поэтому необходим тщательный подбор реагента для проведения мероприятия по увеличению нефтеностности. Рассмотрим, какими свойствами обладают те или иные кислоты.
2.7 Физико - химические свойства применяемых реагентов
Соляная кислота (HCL) - бесцветный водный раствор хлористого водорода с резким запахом, в присутствии железа или хлора слабо окрашена в желтовато - зеленый цвет. Соляная кислота активна и растворяет с выделением водорода все металлы, расположенные в ряду активности до водорода. Для нужд нефтяной промышленности заводы изготовители поставляют синтетическую соляную кислоту техническую.
Массовая доля хлористого водорода в соляной кислоте должна составлять (не менее) 20 - 23 % (марка А) и 21,5 % (марка Б). Плотность ингибиторной соляной кислоты с содержанием HCL 22% 1 154 - 1 188 кг/м3, температура замерзания -58 ºС.
Плавиковая кислота (HF) - водный раствор фтористого водорода (при температуре более 19,9 ºС начинается превращаться в бесцветный газ с резким запахом, ниже 19,9 ºС - легкоподвижную жидкость). Температура замерзания плавиковой кислоты -35 ºС. Плавиковая кислота составляется в капроновых сосудах вместительностью 20 литров или в полиэтиленовых бутылях. Стекло и керамика разлагаются плавиковой кислотой. Поэтому сосуды из этих материалов нельзя использовать даже для кратковременного хранения плавиковой кислоты. Продукт пожароопасен, взрывоопасен, токсичен. При попадании на кожу вызывает сильные ожоги, пары обладают раздражающим действием.
Бифторид - фторид аммония (БФФА) - твердое бесцветное кристаллическое вещество плотностью 1 010 кг/м3 при 25 ºС. Растворимость БФФА в воде с ростом температуры возрастает.
Уксусная кислота (СН3СООН) - бесцветная прозрачная жидкость с кислым вкусом. Легко растворима в воде. Массовая доля уксусной кислоты 99,7 %. Применяется в качестве стабилизатора для предупреждения выпадения из соляной кислоты окислов железа при соляно кислотной обработке скважин. Рекомендуемая добавка уксусной кислоты (100 %), добавляемой для стабилизации раствора - 2%, при содержании железа в растворе кислоты - не более 0,5 %.
Гидрофобизатор ИВВ-1 - катионный ПАВ, четвертичное - алюминиевое соединение, получаемое конденсацией третичных аминов и бензолхлорида. Хорошо растворима в воде, спиртах и ацетоне. Не растворим в нефти.
Борная кислота - кристаллическое вещество белого цвета. Растворима в воде, водных растворах кислот. Используется в качестве компонента глинокислотных композиций для предотвращения выпадения вторичных осадков в процессе обработки ПЗП.
Сульфанол - синтетическое поверхностно активное вещество. Применяется для процесса интенсификации добычи нефти - нефтеотматывающий агент, компонент кислотных систем в технологиях обработки призабойной зоны пласта.
Гидрофобизатор «НЕФТЕНОЛ ГФ» - применяется в нефтедобывающей промышленности для понижения смачивания водой твердых поверхностей пород (водоотталкивание) при обработках ПЗП и глушении скважин.
Ингибитор коррозии «ИКУ-118» - применяется для получения ингибированной соляной кислоты, используемой для кислотных обработок нефтяных и газовых скважин с целью увеличения нефтеотдачи пласта. Ингибитор коррозии «ИКУ-118», представляет собой гликолевый раствор поверхностно - активных веществ и четвертичных аммониевых солей.
Гелирующие комплексы - предназначены для получения углеводородного геля на основе дизельного топлива для повышения эффективности КПД при СКО нагнетательных добывающих и нагнетательных скважин. Углеводородный гель на основе дизельного топлива представляет собой углеводородосодержащую систему, которая обладает высокой вязкостью и термостабильностью, низкими фильтрационными утечками, низкими потерями на трение, высокой пескоудерживающей способностью. В состав комплекса входят:
гелеобразователь;
активатор;
деструктор комплекса.
При выборе рабочего состава агента при обработке призабойной зоны необходимо обеспечивать его соответствие следующим критериям:
состав должен проникать в призабойную зону пласта на требуемую глубину;
состав не должен вызывать повторного выпадения осадков после реакции с породой;
реагенты должны быть совместимы с растворами глушения, пластовыми водами и другими технологическими жидкостями, применяемыми при ремонте скважин и не оказывать влияние на технологические стадии добычи, транспорта и подготовки нефти;
компоненты состава должны быть малотоксичны.
Солянокислотная обработка призабойных зон скважин предназначена для очистки поверхности забоев (фильтровой части) скважин и увеличения проницаемости призабойной зоны пласта в целях увеличения дебита добывающих или приемистости нагнетательных скважин, сокращения сроков их освоения.
СКО основана на способности растворения карбонатных пород (известняков и доломитов) соляной кислотой в результате химических реакций, протекающих при взаимодействии соляной кислоты с породами следующим образом.
При обработке скважин к раствору соляной кислоты добавляют следующие компоненты: интенсификаторы - ПАВ, снижающие в 3 - 5 раз поверхностное натяжение на границе «нефте - нейтрализованная кислота», ингибиторы - вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование, стабилизаторы - вещества, необходимые для удержания в растворенном состоянии продуктов реакции примесей раствора соляной кислоты с железом, цементом и песчаниками.
Выбор рецептуры кислотного раствора осуществляют с учётом химического и минералогического состава пород, их фильтрационно - ёмкостных свойств, химического состава и свойств пластовых флюидов, пластовой температуры, причин загрязнения ПЗП.
Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами - двухлористый кальций и двухлористый магний хорошо растворяются в воде. Эти продукты вместе с остатками прореагировавшей кислоты извлекаются на поверхность при промывке скважины. Углекислый газ в зависимости от давления выделяется в виде свободного газа или растворяется. В результате реакции соляной кислоты с карбонатными породами и вымыванием продуктов реакции в ПЗП образуют поровые каналы большого сечения, что ведет к увеличению проницаемости ПЗП, а следовательно, и производительности (приемистости) скважин.
2.8 Расчёт требуемого количества кислоты и концентрации для проведения СКО
В данном разделе определим необходимое количество кислоты и составим план обработки скважины № 5026 куста №6 Хасырейского месторождения для того, чтобы произвести экономический расчет затрат на мероприятие и выручки от данной операции.
Скважина 5 026 имеет следующую характеристику:
- глубина H = 2033 м;
- толщина пласта h = 17,3 м;
Для заданных условий принимаем концентрацию кислоты 10%. При средней норме расхода соляной кислоты 1,2 м3 на 1 м интервала обработки общий объем 10% - ной соляной кислоты составит:
W = h · 1,2 (2.1)
где h - толщина пласта, м;
W = 17,3 · 1,2 = 20,76 м3;
Для приготовления 10 м3 10% - ной соляной кислоты требуется, 3 890 кг 27,5% - ной HCL и 6,6 м3 воды, а на 20,76 м3 кислоты 10% - ной концентрации необходимо HCL:
Wk = 3 890 · W/10 (2.2)
где W - объем 10% - ной соляной кислоты, м3,
Wk = 3 890 · 20,76/10 = 8 075,64 кг
и воды:
V = Vв · W/10 (2.3)
где Vв - объем воды, м3.
V = 6,6 · 20,76/10 = 13,7016 м3.
Количество товарной соляной кислоты для 10% - ной соляно-кислотного раствора, может быть также найдено по формуле:
Wk = A · x · W · (Б - z) / Б · z · (A - x) (2.4)
где А и Б - числовые коэффициенты, равные 214 и 226 соответственно;
x = 10% - концентрация соляно-кислотного раствора;
z = 27,5% - концентрация товарной кислоты;
W - объем соляно-кислотного раствора, м3.
Wk = 214 · 10 · 20,76 · (226 - 27,5) / 226 · 27,5 · (214 - 10) = 6,955 м3
Принимаем Wk = 7 м3.
Добавляем уксусную кислоту в соляно-кислотный раствор:
Qук = 1 000 · bук · W/C (2.5)
где bук - добавки уксусной кислоты к объему раствора, %
b = f + 0,8 = 0,7 + 0,8 = 1,5%,
f – содержание в соляной кислоте солей железа, которое принимаем равным 0,7%;
С – концентрация уксусной кислоты (принимаем 80%), %.
Qук = 1 000 · 1,5 · 20,76 / 80 = 389,25 л
Для растворения содержащихся в породе кремнистых соединений (силикатов и цементной корки) и предупреждения их выпадения в виде геля кремниевой кислоты добавляем к соляной кислоте плавиковую кислоту в количестве:
Qпк = 1000 · bпк · W / m (2.6)
где b п.к. - добавки плавиковой кислоты к объёму раствора, % ( = 1,0 %);
m – концентрация товарной плавиковой кислоты в % содержании HF (обычно m = 60%)
Qпк = 1 000 · 1 · 20,76 / 60 = 346 л
В товарной соляной кислоте второго сорта содержится примесь серной кислоты в количестве до 0,6% (в пересчёте на SO3), которая после реакции её с углекислым кальцием образует гипс, выпадающий в виде кристаллов, закупоривающих поры пласта.
Для борьбы с выпадением гипса добавляем к соляной кислоте хлористый барий в количестве:
Qхб = 21,3 · W · (a · x / z - 0,02) (2.7)
где а = 0,6% - содержащие SO3 в соляной кислоте;
x =10%-наяконцентрация соляно-кислотного раствора;
z = 27,5%-ная концентрация товарной кислоты;
Qхб = 21,3 · 20,76 · (0,6 · 10 / 27,5 - 0,02)
Qхб = 97,18417 кг или 25,7 л.
Количество воды для приготовления принятого объёма соляно-кислотного раствора:
V = W - W - ∑Q (2.8)
где ∑Q - суммарный объём всех добавок к соляно-кислотному раствору, м3;
∑Q = Qук + Qпк + Qхб = 389,25 + 346 + 25,7 = 760,95 л = 0,76095 м3
Теперь находим необходимый объем воды:
V = 20,76 - 7 - 0,76095 = 12,99905 13 м3.
Таблица 2.2 - Состав компоновки закачиваемого реагента.
№
|
Наименование вещества
|
Ед. из.
|
Кол-во вещества
|
1
|
уксусная кислота
|
л
|
389,25
|
2
|
плавиковая кислота
|
л
|
346
|
3
|
хлористый барий
|
л
|
25,7
|
4
|
товарная соляная кислота
|
м3
|
7
|
5
|
Вода
|
м3
|
13
|
После проведение СКО на скважине 5026 данным раствором технологический эффект от данной операции будет положительным. Далее рассчитываем экономическую эффективность данного мероприятия.
3. ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА СОЛЯНО-КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН
Зададим сценарные условия для расчета экономического обоснования проведения СКО на скважине 5026 Хасырейского месторождения, на котором наблюдается малая проницаемость ПЗП.
Пластовая нефть имеет плотность от 0,702 до 0,739 кг/м3, вязкость от 0,9 до 1,7 мПа·с, а также жидкость сильно недонасыщена газом, среднее газосодержание ровняется 164 м3/т.
На данной скважине проводились простые кислотные обработки с использованием 10 % соляной кислоты. Продолжительность эффекта 8 месяцев.
В ходе расчета необходимо найти следующие показатели:
общие затраты на проведение СКО;
выручку от реализации добытой продукции;
прибыль предприятия;
Перед проведением расчетов рассмотрим методику.
|
|
|
Скачать 440.13 Kb.