Курсовая работа Кислотная обработка скважин. КР Сухоруков Е.А. ОРНз 18-01. Курсовая работа по дисциплине Управление продуктивностью скважин на тему Кислотные обработки нефтяных скважин
 Скачать 1.54 Mb.
|
|
Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Филиал федерального государственного автономного образовательного учреждения высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» в г. Оренбурге Отделение: Разработки, эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Оценка:_____________ Рейтинг:___________ (балл) Подпись руководителя: ___________________ Кузнецов В.И. . (подпись) (фамилия, имя, отчество) «_____»_____________2022 г. (дата) КУРСОВАЯ РАБОТА по дисциплине: Управление продуктивностью скважин на тему: 1. Кислотные обработки нефтяных скважин.
  Оренбург 2022 «Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» Филиал в г. Оренбурге Отделение: “Разработки, эксплуатации нефтяных и газовых месторождений” ЗАДАНИЕна курсовое проектирование по дисциплине «Управление продуктивностью скважин» студенту гр. ОРНз-18-01 Сухорукову Е.А. Тема проекта: «Кислотные обработки скважин» Исходные данные представлены в таблице 1. Составить план проведения кислотной обработки скважины, выбрать рабочие жидкости и оценить показатели процесса, данные приведены в табл. 2. Содержание курсового проекта: Реагенты используемые при СКО. Суть технологии глино-кислотных обработок. Реагенты применяемые при ГКО. Технологии термокислотных обработок. Технологии СКО применяемые при разработке нефтяных залежей. Выполнить расчет основных параметров кислотной обработки скважины. Руководитель проекта Кузнецов В.И. Дата выдачи задания Срок представления проекта Задание получил Сухоруков Е.А. Расчеты выполняются по месторождениям, на которых Вы работаете, либо используете материал практических занятий.
Распределение по вариантам
Студенты с нечетными номерами в списках групп выполняют курсовой проект по теме: «Кислотные обработки скважин». Содержание. История вопроса..………………………………………………………..…….5 Основные принципы кислотной обработки………...………………………..6 Проблемы при обработке скважин кислотами……………………….…...…7 Виды кислотных обработок………………………………………......………8 Кислотные обработки скважин на Покровском месторождении...….……8 Объёмные пенокислотные обработки скважин (ОПКО)………...….…..9 Расчет параметров кислотной обработки по скважине 366………......11 5.3 ОПКО на скважине № 366…………........…………………………..…..15 Заключение…………………………………………………………...………..…17 Список использованных источников………………...………………………....18 История вопроса. Технология использования соляной и иных кислот для обработки призабойной зоны пласта в добывающих и нагнетательных скважинах начала применяться в США в конце 19 века. К сегодняшнему дню практически все мировые нефтесервисные гранды − Бейкер Хьюз, Шлюмберже, Холибертон, Макдермот, БиДжи Сервис и другие − разработали, запатентовали и успешно используют для обработки углеводородных скважин собственные кислотные растворы на основе чистой синтетической соляной кислоты с добавлением определенного набора комплексных присадок, обеспечивающих долговременное увеличение дебитов скважин, сохранение коллекторских свойств пласта и защиту нефтепромыслового оборудования от коррозии. В советское время по разным причинам соляная кислота в качестве технологии для повышения нефте- и газоотдачи активно не применялась. Вероятно, в этом не было особой необходимости. Были открыты крупные месторождения с хорошими скважинами, нефти было много. Соответственно, системно данной тематикой местные сервисные компании, а также нефтепромысловые производственные управления не занимались. Не создавалась соответствующая инфраструктура для обеспечения перевозок, хранения и использования кислотных составов в национальном масштабе, не были закреплены отраслевые и корпоративные стандарты качества кислоты и кислотных стандартов. С начала приватизации нефтяной отрасли в 90-е годы в Россию пришли западные сервисные компании, которые уже имели опыт работы с этой технологией за пределами России, но не стали ее активно применять, в том числе и по причине отсутствия необходимой для этого логистической и производственной инфраструктуры. Кроме того для активного продвижения технологии им необходимо было получать разрешения на транспортировку кислоты, лицензии на работу с соответствующими химикатами, инвестировать создание транспортных средств для перевозки кислоты по территории России. В общем, существовало множество естественных и бюрократических препон, которые делали использование кислотных растворов делом дорогим и неудобным, несмотря на очевидную эффективность и экономичность решения. В силу этих причин, а также краткосрочного видения ситуации со стороны западных компаний, в России для стимулирования нефтеотдачи и газоотдачи пластов стали использовать другие технологии, прежде всего, гидроразрыв пласта. Эти методы зачастую приводят к быстрому росту дебитов скважины, но нередко безвозвратно губят месторождение. При этом использование такой технологии по стоимости существенно выше традиционной кислотной обработки. Сейчас ситуация меняется, причем достаточно быстро. Кислотная обработка, будучи во многих случаях оптимальным с точки зрения экономичности и эффективности решением для нефтегазовых компаний, уверенно занимает свое место среди наиболее перспективных решений в области стимулирования добычи с месторождений. При этом, если поставщики услуг еще и обеспечивают контроль качества за производством кислотного состава, полностью берут на себя обеспечение логистики по доставке, хранению кислоты и приготовлению нужного раствора на скважине - это автоматически снимает с заказчика массу технических и организационных проблем, что делает обработку эффективной с точки зрения конечного результата – роста производства и снижения операционных затрат на оборудование. Рынок этих услуг в настоящий момент находится в стадии активного развития, но при этом до сих пор существует масса ограничений, которые сдерживают массовое применение кислотных обработок на российских месторождениях. Это все те же инфраструктурные проблемы, недостаточная развитость национальных стандартов в области производства и применения синтетической соляной и плавиковой кислот для проведения обработки пластов карбонатных и терригенных коллекторов. Многие клиенты продолжают использовать абгазные кислоты, которые являются промышленным отходом крупных химических комбинатов и зачастую дают обратный результат – кольматацию пласта и снижение дебитов. А это надолго «отбивает охоту» у нефтяников вообще использовать кислоты для обработок, выбирая все тот же дорогостоящий гидроразрыв пласта или просто не применяя ничего. 2. Основные принципы кислотной обработки. Кислотная обработка скважин – одна из технологий, применяющаяся при освоении скважин и их эксплуатации. Основной ее целью является очистка забоя для интенсификации притока пластового флюида. Различают несколько модификаций данной технологии, в зависимости от режима воздействия на пласт и геологических условий. Кислотная обработка применяется при бурении, эксплуатации и обслуживании объектов добычи нефти для решения следующих задач: - обработка призабойной зоны в период освоения скважины (для притока пластового флюида после окончания ее строительства); - интенсификация (повышение дебита); - очистка фильтра и забоя от загрязнений, скапливающихся в процессе эксплуатации, после закачки воды или ремонта скважины; - устранение отложений в обсадных колоннах и другом подземном оборудовании. Кислоты, закачиваемые в скважину, растворяют кальцийсодержащие породы (известняк, доломит и другие), а также частицы цементирующих составов, которые остаются на забое после цементирования затрубного пространства. Для обработки карбонатных коллекторов преимущественно применяют солянокислотные растворы (СКР), а для песчаных коллекторов после СКР закачивают глинокислотные растворы (ГКР). Такие виды обработки называются соответственно солянокислотными (СКО) и глинокислотными (ГКО). Химически активной основой перечисленных кислотных растворов (КР) является соответственно соляная кислота (10— 30% НС1) и смесь соляной (10—15% НС1) и плавиковой (1—5%НF) кислот. Для проведения КО в скважину спускают 62—73 мм НКТ в большинстве случаев к нижнему перфорационному отверстию обрабатываемого интервала. Устье скважины оборудуют арматурой для обвязывания труб с колонной и обратным клапаном на входе в полость НКТ. Напорная сторона насосного агрегата ЦА-320, 4АН-700 или другого агрегата обвязывается через обратный клапан с полостью НКТ, а принимающая — с кислото-возом (Аз-30А) и автоцистернами (4ЦР, АП), в которых транспортируются кислотные растворы и продавливающие жидкости. Нагнетательные трубопроводы спрессовываются давлением, в 1,5 раза превышающим ожидаемое давление нагнетания жидкостей в скважину. Наиболее простая схема КО предусматривает подъем глубинного оборудования из скважины, спуск НКТ с промывкой к забою и поднятие башмака труб к интервалу перфорации. В скважину закачивают прямой циркуляцией КР в объеме НКТ, закрывают затрубную задвижку, нагнетают остаток запланированного объема кислоты и продавливающей жидкости. После нагнетания всего объема жидкостей закрывают буферную задвижку скважины, отсоединяют насосный агрегат и другую спецтехнику и начинают очистку призабойной зоны от продуктов реакции. В насосных скважинах процесс обычно отличается. После продавливания КР в пласт и снижения давления поднимают НКТ, спускают глубинное оборудование и извлекают продукты реакции насосом установив рациональный режим эксплуатации. Несвоевременное извлечение продуктов реакции из пласта часто обусловливает уменьшение эффективности СКО и особенно ГКО. 3. Проблемы при обработке скважин кислотами. Большинство нефтегазодобывающих и сервисных предприятий, используют стандартные кислоты - соляную и грязевую кислоту. Во многих случаях применение данных кислот не приводит к положительным результатам, а в некоторых случаях ведет к снижению продуктивности и увеличению обводненности продукции скважин. При использовании соляной и грязевой кислот могут возникнуть проблемы такие как - выпадение вторичных осадков после нейтрализации кислот, выпадение осадков АСПО и стойких эмульсий при контакте кислотных составов и пластовых флюидов, увеличение обводненности продукции вследствие образования заколонных перетоков, снижение эффективности из-за многократности обработок, снижение дебита вследствие образования «водной блокады» и т.д. Образование стойких водонефтяных эмульсий и высоковязких масс при взаимодействии кислоты обязательно необходимо учитывать при проектировании обработок на месторождениях с тяжелыми и средними нефтями. Наибольшие осложнения возникают в случае содержания в пласте, скважине или в самой соляной кислоте соединений 3-х валентного железа - при этом, при взаимодействии нефти и кислоты, после нейтрализации последней образуются объемные осадки АСПО и очень устойчивые эмульсии. Добавки одного Нефтенола К в состав кислоты бывает недостаточно для борьбы с этими проблемами. 4. Виды кислотных обработок. На промыслах применяют следующие кислотные обработки: 1. Кислотные ванны; 2. Простые кислотные обработки; 3. Кислотные обработки под давлением; 4. Термокислотные и термогазохимические обработки; 5. Пенокислотные и термопено-кислотные обработки; 6. Гидроимпульсные кислотные обработки; 7. Кислотоструйные обработки; 8. Обработки глинокислотой; 9. Углекислотные обработки; 10. Обработки сульфаминовой кислотой и др. 5. Кислотные обработки скважин в ЦДНГ-1 Покровского месторождения. В соответствии с «Программой геолого-технических мероприятий по работе с фондом скважин Покровского месторождения», были проведены следующие виды интенсифицирующих обработок: объёмные пенокислотные обработки скважин; циклические пенокислотные обработки при давлении раскрытия трещин скважин; пеноэмульсионные кислотные обработки скважин; комплексные химические обработки скважин. Объёмные пенокислотные обработки и циклические пенокислотные обработки при давлении раскрытия трещин проводились силами и по технологии ООО «Универсальные технологии нефтегазоотдачи» (далее УТНГО). Пеноэмульсионные кислотные обработки проводились силами УПНП и КРС по технологии ООО «ВолгоУралНИПИгаз». Комплексные химические обработки проводились по технологии ООО «Урал-Дизайн-ПНП» (г. Пермь). 5.1 Объёмные пенокислотные обработки скважин (ОПКО) Чтобы солянокислотный раствор более глубоко проник в пласт, с целью повышения эффективности кислотной обработки применяют пенокислотные обработки. Сущность пенокислотных обработок заключается в том, что в призабойную зону продуктивного пласта закачивается не обычный кислотный раствор, а аэрированный раствор поверхностно-активных веществ с соляной кислотой в виде пены. При проведении пенокислотных обработок замедляется растворение карбонатного материала в кислотной среде, что способствует более глубокому проникновению кислоты в пласт и приобщению к дренированию участков пласта, ранее не охваченных процессом фильтрации. Малая плотность кислотных пен (400-800 кг/м3) и их повышенная вязкость позволяют значительно увеличить охват пласта воздействием кислоты всей продуктивной толщины пласта. При пенокислотной обработке улучшаются условия очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции: присутствие поверхностно-активных веществ снижает поверхностное натяжение как активной, так и отреагировавшей кислоты на границе с нефтью, а наличие сжатого газа в отреагировавшем растворе, расширяющегося во много раз при освоении скважины (компрессором при снижении забойного давления), улучшает условия и качество освоения. Оборудование для закачки в скважину кислотных пен состоит из кислотного агрегата, передвижного компрессора и смесителя-аэратора. В аэраторе происходит перемешивание раствора кислоты с воздухом и образование пены. Степень аэрации при объеме воздуха в м3 на 1 м3 кислотного раствора обычно принимается в пределах 15-25. При пенокислотных обработках применяются следующие ПАВ: сульфанол, ОП-10, катапин А. дисолван и другие. Для замедления реакции добавки ПАВ к раствору соляной кислоты составляют от 0,1 до 0,5% от объема раствора соляной кислоты. Технология объемных (глубоких) солянокислотных обработок предложена для воздействия на пласты в нагнетательных скважинах, вскрывших карбонатные породы. Суть технологии таких обработок состоит в попеременной закачке соляной кислоты и высоковязкой жидкости, которая, хорошо смачивая карбонатную породу, покрывает ее пленкой и защищает от воздействия соляной кислоты. Предполагается, что порода, обработанная первой порцией соляной кислоты, покрывается защитной пленкой, образованной первой порцией вяжущей жидкости, а следующая порция кислоты не взаимодействует с ранее обработанной породой. За счет этого соляная кислота достигает необработанной части пласта и вступает во взаимодействие с ней. Таким образом, обработке можно подвергнуть отдаленные зоны пласта. Известно, что при проведении процесса поочередного нагнетания кислоты и высоковязкой жидкости, последняя создает защитную пленку, перекрывает большие каналы и ухудшает движение кислоты по ним. Это усиливает движение жидкости по микротрещинам, подвергающимся воздействию соляной кислоты. В качестве высоковязкой жидкости иногда используют сульфит-спиртовую барду (ССБ) или раствор карбоксиметил-целлюлозы (КМЦ). Вязкость таких жидкостей должна быть не более 3 Пас. Обе эти жидкости являются поверхностно-активными веществами и улучшают условия притока. Продуктивные пласты Покровского месторождения представлены карбонатными породами, характерной особенностью которых является низкая проницаемость, трещиноватость, высокая геологическая неоднородность продуктивных пластов. Геолого-физические характеристики продуктивных пластов обусловили технологию, применяемых кислотных обработок скважин. Технология ОПКО включает в себя поочерёдную закачку в скважину вспененных азотом специально подготовленного раствора соляной кислоты и блокирующего состава. В качестве блокирующего состава применяется полисахаридный гель. Кислотный раствор содержит пенообразователь и стабилизатор ионов железа. Закачка чередующихся пачек кислотного раствора и геля происходит при постоянном расходе азота, равном 20 м3/мин. Закачка геля позволяет снизить геологическую неоднородность пласта, предотвратить прорывы пластовых вод к скважинам [5]. Вспенивание осуществляется в специальном аэраторе с использованием газообразного азота, который получается из жидкого путем нагревания его в испарителе. Технология применяется с 2004 года как альтернатива технологии ГРП, т.к. эффективность ГРП в условиях низких пластовых давлений снизилась. В 2014 г. объемные пенокислотные обработки были проведены на 8 горизонтальных скважинах ЦДНГ-1. Дебиты газа в результате данного мероприятия увеличились на 9 - 48 тыс. м3/сут.  Рисунок 1 - Средние приросты дебита газа на одну скважину после проведения объёмной ПКО в 2004-2007 гг. В 2017 году объёмные пенокислотные обработки проводились на пяти горизонтальных скважинах ЦДНГ-1 Приготовление обрабатывающего кислотного раствора и геля осуществлялось на скважине по рецептурам и технологии УТНГО. Состав кислотного раствора для ОПКО приведён в таблице 1. Гель получался одновременной подачей в скважину водных растворов гелеобразователя и сшивателя через тройник соотношением расходов 2:1. В качестве буферной и продавочной жидкостей использовалась техническая вода с ПАВ. В продавочную жидкость добавлялся поглотитель сероводорода в количестве 1 тонны. Газирование кислотного раствора и геля осуществлялось двумя азотными установками, использующими жидкий азот. Суммарная производительность установок при одновременной работе составляет 20 м3/мин газообразного азота. 5.2 Расчет параметров кислотной обработки по скважине 366 Вскрытая толщина пласта, h – 11,5 м. Концентрация технической соляной кислоты, Хк – 27,3 %. Температура приготовления кислоты, 15 С0 Плотность соляной кислоты при 25 С0 (ρк25) – 1134 кг/м3. Кислотный раствор должен иметь концентрацию 13,5 %. Плотность хлористого бария, 4000 кг/м3. Рассчитываем необходимый объем кислотного раствора.  Норма расхода кислотного раствора vp составляет 1 - 4,17 м3 на один метр обрабатываемой толщины пласта [2]. Тогда объем кислотного раствора составит:Vp=1,1*11,5=12,65 м3 где h - обрабатываемый кислотным раствором интервал продуктивного пласта, м. Объем товарной кислоты (в м3)  Vk =12,65*13,5(5,09*13,5+999)/27,3(5,09*27,3+999)= 5,869 м3 где хр, хк - соответственно объемные доли (концентрации) кислотною раствора и товарной кислоты, %.  Плотность товарной кислоты при 15 °С, кг/м3. ρk15=1134+(2,67*0,001*1134-2,5)*(25-15)=1139,3 кг/м3 где ρкt-плотность товарной кислоты при температуре t 15 °С, кг/м3. Изменение объема в процессе хранения  Если в процессе хранения и транспорта концентрация кислоты изменяется, то с учетом этого изменения объем товарной кислоты (вм1) V'Kрассчитывают по формуле:Vk’ =12,65*5,09*13,5(5,09*13,5+999)/[1139,3*(1139,3-999)]= 5,81 м3 гдеρк15- плотность товарной кислоты при 15 °С, кг/м3. 5.2.4 Рассчет количества хлористого бария Как правило, в технической соляной кислоте содержится до 0,4% серной кислоты, которую нейтрализуют добавкой хлористого бария, количество которого Gx6 рассчитывают по формуле (кг):  Gхб=21.3*12,65(0,4*13,5/27,3-0,02)= 47,91 кг. где а-объемная доля серной кислоты в товарной соляной кислоте, % (а-0,4%). 5.2.5. Рассчет объема хлористого бария:Vхб=47,91/4000=0,012 м3 где ρхб - плотность раствора хлористого бария, кг/м (ρхб- 4000 кг/м3 ). 5.2.6 Расчет объема уксусной кислоты В качестве стабилизатора используют уксусную кислоту, объем которой рассчитывают по формуле:  Vук=3*12,65/80= 0,47 м3 где bук- норма добавки 100%-ной уксусной кислоты (bYK =3%); сук-объемная доля товарной уксусной кислоты (сук = 80%). 5.2.7 Расчет объема ингибитора Vи=0,2*12,65/100 = 0,025 м3 где bн — норма добавки ингибитора,%. Если в качестве ингибитора используют реагент В-2, то bн = 0,2%; 5.2.8 Расчет объема интенсификатора сн - объемная доля товарного ингибитора (си = 100%).Vин=0,3*12,65/100= 0,037 м3 Если в качестве интенсификатора используют Марвелан-К, то bнн= 0,3%. 5.2.9 Расчет объема воды для приготовления кислотного раствораVв=12,65-5,869-(0,012+0,47+0,025+0,037) = 6,24 м3 Таблица 2. Расчет параметров кислотного раствора по скважине 366
ОПКО на скважине № 366 9 июня согласно плану работ на скважине была проведена объёмная пенокислотная обработка. Для проведения обработки было приготовлено и закачано в скважину 12,65 м3 рабочего кислотного раствора и 30 м3 геля (20 м3 раствора гелеобразователя и 10 м3 раствора сшивателя). 14 и 15 июня скважина осваивалась в шлейф и пущена в работу. 24 июля скважина была принята в эксплуатацию с дебитом 135 тыс. м3/сут. До ОПКО в период с 18 по 23 января на скважине были проведены исследования с целью определения газодинамических параметров продуктивных пластов по КВД, замеренной на устье скважины. После ОПКО в период со 20 по 26 ноября на скважине был проведён комплекс ГИС со снятием КВД на глубине 1710 м. Сравнение газодинамических параметров прискважинной зоны и пласта скважины № 10085 до и после проведения интенсификации – в таблице 2. Таблица 2 - Результаты исследования скважины № 366
Для корректного сравнения газодинамических параметров до и после проведённых работ по интенсификации необходимо проводить исследования скважины в одинаковых условиях. Прибавка дебита в результате интенсификации составила 49 тыс. м3/сут. Гель получался одновременной подачей в скважину водных растворов гелеобразователя и сшивателя через тройник соотношением расходов 2:1 Заключение. Кислотные обработки скважин получили широкое распространение и хорошо зарекомендовали себя на Покровском месторождении. Наибольшее распространение получили пенокислотные обработки. Их применение позволяет существенно увеличить объем обрабатываемых пород, увеличить глубину проникновения кислоты в пласт. Закачка гелей, позволяет снизить геологическую неоднородность пласта, продвижения фронта воды и в конечном итоге обводненность скважин. В условиях пониженного пластового давления на месторождении кислотные обработки скважин могут стать альтернативой проведения гидравлического разрыва пласта. Список использованных источников. 1.Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: учеб. пособие. – М.: изд. Нефть и газ, 2007. - 816 с. 2.Мищенко И.Т. Расчеты при добычи нефти и газа. «Нефть и газ», М. – 2006 г. 3. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения, проектирование, оптимизация и оценка эффективности: учеб. пособие.- Казань: «Фэн» Академии наук РТ, 2005. – 688 с. 4. Малофеев Г.Е., Мирсаетов О.М., Чоловская И.Д. Нагнетание в пласт теплоносителей для интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи: учеб. пособие. - Москва-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика»: Институт компьютерных исследований, 2008- 224 с. 5. Иванов С.И. Интенсификация притока нефти и газа к скважинам: учеб. пособие. - М.: Недра, 2006. – 595 с. 6. Экономидес М., Олини Р., Валько П. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта: от теории к практике/ пер. с англ. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2008. – 236 с. 7. Н.М. Комарова. Заключительный отчет: «Инженерное сопровождение работ, выполняемых по новым технологиям интенсификации притока газа и нефти в скважинах Покровского месторождения» Оренбург 2017. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||