работа. Индивидуальное задание по производственной практике (преддипломной) Ильина Николая Николаевича
 Скачать 0.89 Mb.
|
|
Министерство образования Оренбургской области ГАПОУ «Бузулукский строительный колледж» г. Бузулук Оренбургской области Индивидуальное задание по производственной практике (преддипломной) Ильина Николая Николаевича Тема: Разработка мероприятий по обработке призабойной зоны скважины специальными растворами ПАВ в условиях Никифоровского месторождения Специальность: 21.02.01 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Место прохождения практики АО «Нефтьинвест»
2022 Содержание Введение……………………………………………………………………………….3 1. Геологический разрез Никифоровского месторождения ………….………….…4 2. Сущность, техника и технология обработки ПЗП расворами ПАВ ….................5 3. Разработка мероприятий по обработке призабойной зоны скважины специальными растворами ПАВ…………………................................….6 Список литературы……………………………………………………………..…….10 Введение Особое место в капитальном ремонте скважин занимают работы по обработке призабойной зоны раствором ПАВ, при обработке используют цементировочные и насосные агрегаты, автоцистерны и фонтанные ёлки. Обработка ПЗП ПАВ-ами предназначена для удаления воды, попавшей в пласт при глушении скважин, промывках забоя, вскрытии продуктивного пласта, для ускорения освоения скважин, повышения их продуктивности, а также для селективной изоляции притока пластовых вод. Для обработки призабойной зоны ПАВ применяют в виде водного раствора или в смеси с нефтью. Механизм действия ПАВ в пористой среде состоит в снижении поверхностного натяжения на границе фаз нефть - вода, нефть- газ, вода - газ, вода - поверхность поровых каналов. Благодаря этому, размер капель воды в нефти и поровом пространстве уменьшается в несколько раз и их вытеснение из пласта происходит более эффективно и с меньшей затратой внешней энергии. Кроме уменьшения поверхностного натяжения некоторые ПАВ гидрофобизуют поверхности поровых каналов в породе, то есть ухудшают их способность смачиваться водой. Это происходит благодаря адсорбции ПАВ из его раствора поверхностным слоем поровых каналов. Пленочная вода при этом отрывается от твердой поверхности и, превращаясь в мелкие капельки, выносится потоком нефти из призабойной зоны пласта в скважину. В результате обработки призабойной зоны пласта раствором ПАВ проницаемость породы для нефти увеличивается, а для воды уменьшается, то есть дебит скважин по нефти увеличивается, а по воде уменьшается. ПАВ - это органические вещества, получаемые обычно из углеводородов, а также спирты, фенолы, жирные кислоты, и их щелочные соли - мыла и синтетические жирозаменители, моющие вещества. Технология обработки призабойной зоны пласта растворами ПАВ аналогична технологии солянокислотной обработки После продавки ПАВ через 2—3 сут скважину осваивают и вводят в эксплуатацию. Геологический разрез Никифоровского месторождения Никифоровское нефтяное месторождение расположено в Бузулукском районе Оренбургской области в 12 км к юго-востоку от г. Бузулука, на территории лицензионного участка у восточной границы расположен поселок Никифоровка. Ближайшие населенные пункты: в 7 км Старая Тепловка, в 2 км южнее поселок Каменная Сарма, в 6 км западнее поселок Красногвардеец. С юга на север проходит автогрейдер "Каменная Сарма - Новотепловка". Местный автогрейдер выходит на автотрассу республиканского значения "Самара-Бузулук-Оренбург" с асфальтовым покрытием.  Рисунок 1 – Геологический разрез Никифоровского месторождения  Рисунок 2 – Схема Никифоровского месторождения Сущность, техника и технология обработки ПЗП растворами ПАВОбработка ПЗП ПАВ-ами предназначена для удаления воды, попавшей в пласт при глушении скважин, промывках забоя, вскрытии продуктивного пласта, для ускорения освоения скважин, повышения их продуктивности, а также для селективной изоляции притока пластовых вод. Для обработки призабойной зоны ПАВ применяют в виде водного раствора или в смеси с нефтью. Механизм действия ПАВ в пористой среде состоит в снижении поверхностного натяжения на границе фаз нефть — вода, нефть — газ, вода — газ, вода — поверхность поровых каналов. Благодаря этому, размер капель воды в нефти и поровом пространстве уменьшается в несколько раз и их вытеснение из пласта происходит более эффективно и с меньшей затратой внешней энергии. Кроме уменьшения поверхностного натяжения некоторые ПАВ гидрофобизуют поверхности поровых каналов в породе, то есть ухудшают их способность смачиваться водой. Это происходит благодаря адсорбции ПАВ из его раствора поверхностным слоем поровых каналов. Пленочная вода при этом отрывается от твердой поверхности и, превращаясь в мелкие капельки, выносится потоком нефти из призабойной зоны пласта в скважину. В результате обработки призабойной зоны пласта раствором ПАВ проницаемость породы для нефти увеличивается, а для воды уменьшается, то есть дебит скважин по нефти увеличивается, а по воде уменьшается. ПАВ — это органические вещества, получаемые обычно из углеводородов, а также спирты, фенолы, жирные кислоты, и их щелочные соли — мыла и синтетические жирозаменители, моющие вещества. По составу и химическим свойствам все ПАВ делятся на ионогенные (сульфонатриевые соли, азолят, сульфонол, катапин, ДС-РАС и другие) и неионогенные (ок- сиэтилированные препараты ОП-4, ОП-7, ОП-Ю), продукты конденсации фракций угольных фенолов с окисью этилена КАУФЭ-14, УЭФ-8 и др. Технология обработки призабойной зоны пласта растворами ПАВ аналогична технологии солянокислотной обработки: в скважину по насосно-компрессорным трубам закачивают раствор ПАВ и продавливают их в пласт водой или нефтью. Радиус зоны обработки принимают от 0,5 до 2 м в зависимости от толщины пласта, свойств пород и типа ПАВ. Исходя из этого, объем раствора исчисляют из расчета от 0,8 до 2 м3 на 1 м толщины обрабатываемого интервала. Концентрацию рабочего раствора ПАВ принимают от 0,5 до 5%. После продавки ПАВ через 2—3 сут скважину осваивают и вводят в эксплуатацию. Разработка мероприятий по обработке призабойной зоны скважины специальными растворами ПАВ ОПЗП проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения (залежи) для восстановления и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. Обработку призабойной зоны пласта (ОПЗПП) проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения для восстановления и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. Выбор способа ОПЗП осуществляют на основе изучения причин низкой продуктивности скважин с учетом физико-химических свойств пород пласта и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических исследований по оценке фильтрационных характеристик ПЗП. ОПЗП проводят только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца, подтвержденной исследованиями Технологию и периодичность проведения работ по воздействию на ПЗП обосновывают геологические и технологические службы нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с проектом разработки месторождения, действующими инструкциями (РД) по отдельным видам ОПЗП с учетом технико-экономической оценки их эффективности. 1-кратное и многократное воздействие на ПЗП производят в следующих случаях: - в однородных пластах, не разделенных перемычками, толщиной до 10 м; при коэффициенте охвата отбором (нагнетанием) свыше 0,5 производят однократное воздействие; - в случаях, когда отбором (нагнетанием) охвачены не все пропластки и коэффициент охвата менее 0,5, осуществляют многократное (поинтервальное) воздействие с использованием временно блокирующих (изолирующих) материалов или оборудования. Проведение подготовительных работ для всех видов ОПЗП обязательно и включает в своем составе -обеспечение необходимым оборудованием и инструментом, - подготовку ствола скважины, забоя и фильтра к обработке. В скважинах, по которым подземное оборудование не обеспечивает проведения работ по ОПЗП, например, оборудованных глубинным насосом, производят подъем подземного оборудования и спуск колонны НКТ, а также другого необходимого оборудования. После проведения ОПЗП исследуют скважины методами установившихся и неустановившихся отборов на режимах (при депрессиях), соответствующих режимам исследования скважин перед ОПЗП. Для очистки фильтра скважины и призабойной зоны пласта от различных загрязнений в зависимости от причин и геолого-технических условий проводят следующие технологические операции: -кислотные ванны; -промывку пеной или раствором ПАВ; - гидроимпульсное воздействие (метод переменных давлений); - циклическое воздействие путем создания управляемых депрессий на пласт с использованием струйных насосов; - многоцикловую очистку с применением пенных систем; - воздействие на ПЗП с использованием гидроимпульсного насоса; - ОПЗП с применением самогенерирующихся пенных систем (СГПС); - воздействие на ПЗП с использованием растворителей (бутилбензольная фракция, стабильный керосин и др.). Поверхностно – активные вещества (ПАВ) – вещества, снижающие поверхностное натяжение на жидкой и твердой поверхности раздела фаз вследст Технология обработки призабойной зоны с помощью ПАВ Технология обработки призабойной зоны с помощью ПАВ аналогична технологии солянокислотной обработки. В скважину через трубы насосным агрегатом закачивают концентрированный раствор ПАВ, который продавливают слабоконцентрированным раствором в таком количестве, чтобы все поровое пространство намеченной зоны обработки было заполнено ПАВ. В качестве растворителя обычно используют нефть. Радиус зоны обработки принимают от 0,5 до 2,0м в зависимости от толщины пласта и характеристики его пород и типа ПАВ. Исходя из этого, объем раствора исчисляют из расчета 0,8 - 2м3 / 1м толщины обрабатываемого пласта. Концентрацию рабочего раствора ПАВ принимают от 0,5 до 5%. После продавки раствора ПАВ через 2 - 3 сут возобновляют эксплуатацию скважины. Поверхностно - активные вещества ПАВ - вещества, снижающие поверхностное натяжение на жидкой и твердой поверхности раздела фаз вследствие адсорбции этих веществ. Их используют для обработки призабойной зоны с целью: Ускорения освоения нефтяных и газовых скважин; Предотвращения отрицательного влияния воды на свойства пород продуктивного пласта при ремонтных работах; Повышения производительности нефтяных и газовых и приемистости нагнетательных скважин; Повышения эффективности СКО; Изоляции притоков пластовых вод. Вследствие снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз размер капель воды в среде нефти уменьшается в несколько раз, при этом мелкие капли воды вытесняются из пласта в скважину значительно быстрее и с меньшей затратой внешней энергии, чем крупной. Следовательно, со снижением межфазного натяжения на границе нефть - вода увеличиваются скорость и полнота вытеснения воды нефтью из призабойной зоны. Так же некоторые ПАВ способствуют гидрофобизации поверхности поровых каналов в породе, то есть ухудшают их способность смачиваться водой. При этом нефть легко расплывается на поверхности поровых каналов, вытесняя их них пленочную воду. Отрываясь от твердой поверхности, пленочная вода превращается в мелкие капельки, уносимые в последующем фильтрационным потоком нефти из призабойной зоны в скважину. В промышленности наиболее распространены следующие ПАВ: Моющие средства «Новость», «Прогресс» и другие относящиеся к алкивсульфатам; Моющий препарат сульфонат - смесь натриевых солей алкилсульфакислот с алкильными остатками, содержащими 12 - 18 атомов углерода; Сульфанол НП-3, ДС-РАС (детергент советский - рафинированный алкиларилсульфонат), азоляты А и Б, относящиеся к алкиларисульфонатам; водные растворы этих реагентов обладают моющими и пенообразующими свойствами; Нейтрализованный черный контакт (НЧК), представляющий собой соли водорастворимых сульфокислот, получаемых при сульфировании керосиногазойлевых дистиллятов серной кислоты с последующим отделением кислого гудрона, промывкой его водой и нейтрализацией щелочью. Необходимость обработки Разработка и добыча сырой нефти включает 3 отдельные фазы: первичную, вторичную и третичную (или улучшенную) добычу. Во время первичного извлечения естественное давление в пласте или гравитационное вытеснение нефти в ствол скважины в сочетании с методами искусственного подъема (такими как насосы), которые доставляют нефть на поверхность. Но только около 10 % первоначальной нефти пласта на месте обычно добывается во время первичной добычи. Вторичные методы добычи увеличивают продуктивный срок эксплуатации месторождения, как правило, закачивая воду или газ, чтобы вытеснить нефть и направить ее в эксплуатационную скважину, что приводит к извлечению от 20 - 40 % первоначальной нефти на месте. Третичные или улучшенные методы добычи нефти позволяют добывать 30 - 60 % или более нефти на месторождении. Среди третичных методов: Термическое восстановление, которое включает в себя введение тепла, такого как нагнетание пара, чтобы снизить вязкость или разбавление тяжелой вязкой нефти и улучшить ее способность течь через резервуар. Закачка газа, при которой используются такие газы, как природный газ, азот или диоксид углерода (CO2), которые расширяются в пласте для вытеснения дополнительной нефти в эксплуатационный ствол скважины, или другие газы, которые растворяются в нефти, чтобы понизить ее вязкость и улучшить ее расход. Химический впрыск, который может включать использование длинноцепочечных молекул, называемых полимерами, для повышения эффективности заводнения, или использование моющих веществ, подобных поверхностно-активным веществам, чтобы помочь снизить поверхностное натяжение, которое часто препятствует движению капель масла через резервуар. Химические технологии составляют около одного процента производства EOR в США. Каждый из этих методов был затруднен его относительно высокой стоимостью и, в некоторых случаях, непредсказуемостью его эффективности. Список литературы http://nhpp.su/index.php?id=34 https://neftegaz.ru/tech-library/burovye-ustanovki-i-ikh-uzly/141565-obrabotka-prizaboynoy-zony-skvazhin-poverkhnostno-aktivnymi-veshchestvami/ https://studopedia.ru/10_202100_sushchnost-tehnika-i-tehnologiya-obrabotki-pzp-rasvorami-pav.html |