Курсовая работа Подземный и капитальный ремонт скважин. КП Ахмеров Олег ПКРС вариант 1. Курсовой проект по дисциплине Подземный и капитальный ремонт скважин
 Скачать 1.31 Mb.
|
4HCl+CaMg(CO3)2=CaCl2+MgCl2+2H2O+CO2Хлористый кальций (CaCL2) и хлористый магний (MgCl2) – хорошо растворимые в воде соли. Углекислый газ (CO2) при пластовом давлении растворяется в воде. При обработке соляной кислотой нагнетательной скважины, продукты реакции можно не удалять из скважины, а продавливать в удаленные зоны пласта. Простая СКО заключается в закачке в пласт солянокислотного раствора с расходом 1м3 на 1м перфорированной толщины пласта. В случае, если данный расход не позволяет обеспечить глубину проникновения кислоты в пласт, равную 75 см. (средняя глубина поврежденной зоны), он может быть увеличен. В каждом конкретном случае глубина проникновения расчитывается простым геометрическим способом, если не удается получить информацию о реальных размерах поврежденной зоны пласта. С целью снижения реакционной способности кислоты по отношению к породе и увеличения таким образом глубины ее проникновения, концентрация кислоты выдерживается в пределах 11%. Этот прием позволяет также облегчить продвижение продуктов реакции в удаленные зоны пласта, за пределы ПЗП. Кроме того, кислота менее активна по отношению к металлу насосно-компрессорных труб. При концентрациях соляной кислоты более 15% нейтрализованный раствор соляной кислоты получается очень вязким, что затрудняет его удаление из пор пласта. Количество исходной (товарной) кислоты, необходимое для получения 1м3 рабочего кислотного раствора с концентрацией, указаной в плане работ, можно расчитать по формуле: V= A / Ат Где V- объем соляной кислоты в м3 А – содержание 100% HCl в 1литре раствора с заданной концентрацией Ат- содержание 100% HCl в товарном продукте в кг/литр. К раствору кислоты добавляют следующие реагенты: Ингибиторы – вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование, с помощью которого кислоту транспортируют, перекачивают и хранят. Обычно ингибиторы добавляются в количестве не более 1% от объема кислоты. В качестве ингибиторов используют: Формалин – снижает коррозионную активность в 7-8 раз. Уникол – (30-40 раз) И-1-А – для условий высоких температур и давлений (20 раз) Додикор – импортный ингибитор коррозии. Интенсификаторы – поверхностно-активные вещества, снижающие в 3-5 раз поверхностное натяжение на границе нефть/нейтрализованная кислота, снижающие силы капилярного сопротивления, облегчающие процесс удаления продуктов реакции. На практике в данном случае используются следующие ПАВ: Неонол СНО 3Б, Превоцел, Нефтенол ВВД. Указанные ПАВ содержат различное количество основного вещества, что требует отдельного расчета количества применяемой товарной формы ПАВ. Стабилизаторы – вещества, необходимые для удержания в растворенном состоянии некоторых продуктов реакции и соединений железа, присутствующих в соляной кислоте. Из-за нарушений правил транспортировки и хранения соляной кислоты, она как правило оказывается насыщенной соединениями железа, которые при снижении кислотности раствора выпадают в виде нерастворимых осадков, например гидрата окиси железа Fe(OH)3. В качестве стабилизаторов используют уксусную кислоту (1-3%). Возможно использование лимонной, винной кислоты или специальных композиций. Объем воды для разбавления кислоты расчитывается по формуле: Vв= 1-Vк-Vд Единица минус объем товарной кислоты, минус объем добавок. При проведении простой СКО время выдержки кислоты на реакции не должно превышать 1-2 часов т.к. скорость взаимодействия кислоты с карбонатным материалом при существующей пластовой температуре (70-80градусов) очень велика. При этом взаимодействии порции кислоты, поступившие в канал растворения последними могут сохранять свою кислотность из-за отсутствия в канале карбонатного материала. Два последних факта делают предпочтительным безостановочное продвижение кислоты в глубь пласта в процессе обработки. Для продавки кислоты используют раствор ПАВ, облегчающий удаление продуктов реакции. Данный вид обработки (СКО) редко применяется как самостоятельный, чаще сочетается с другими видами работ. Редкое применение простой СКО связано также с небольшим содержанием карбонатного материала в пластах указанных выше месторождений. Более предпочтительной для условий пластов указанных выше месторождений ввиду высокого содержания в них алюмосиликатного глинистого материала, низкой проницаемости и необходимости воздействовать именно на скелет породы является Механизм действия кислот на коллекторы Сущность всех кислотных обработок заключается в растворении самой породы, пластового цемента или материала, загрязняющего ПЗП, а также в образовании новых и расширении имеющихся фильтрационных каналов в пористой среде. Для обработки терригенных (песчано-глинистых) коллекторов применяют более сложные кислотные растворы. Механизм кислотной обработки здесь такой же, различие состоит в протекающих реакциях и в их воздействии на проницаемость коллектора. По механизму воздействия кислотного раствора на породу коллекторы условно делятся на пористые, трещиноватые, пористо-трещиноватые, терригенные, содержащие карбонатный цемент, и песчано-глинистые. В пористом коллекторе кислотный раствор фильтруется по пористой среде, вытесняя пластовый флюид и вступая в реакцию с породой. В результате воздействия соляной кислоты на карбонатную пористую среду, а также в зависимости от объема пропущенной кислоты, главным образом за счет образования пористых каналов больших диаметров, ее проницаемость может возрастать весьма значительно. Механизм кислотной обработки трещиноватых коллекторов принципиально отличается от механизма обработки пористых пород. Расширение трещин за счет частичного растворения стенок породы трещин к существенному повышению дебита не приводит, так как существующая сеть трещин и без того является нефтепроводящей системой большой пропускной способности. Повышение дебита здесь объясняется увеличением раскрытия трещин и их очисткой от загрязнения. В пористо-трещиноватом коллекторе обработке подвергаются поверхности самих трещин и непосредственно примыкающих к ним пор и поровых каналов. При высокой эффективности обработок происходит очищение трещин от загрязнения. Обработка соляной кислотой песчаных коллекторов не всегда дает положительные результаты. Исследованиями доказано, что скелет породы нередко разрушается от соляной кислоты, а выделяющиеся нерастворимые пелитовые фракции заполняют поровое пространство коллектора. Проницаемость после обработки таких пород нередко уменьшается в 4 и более раз. Полимиктовые песчаные коллекторы нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири в своем составе содержат от следов (0,01%) до 45% карбонатного цемента и таких же включений. Для изучения влияния пластового цемента на продуктивность скважин был обработан материал по характерным типам песчаных коллекторов—с высокой (45%) и низкой (4—6%) карбонатностью. При солянокислотной обработке воздействию в первую очередь подвергаются фильтрационные каналы, на стенках которых в основном находился глинистый цемент. Проницаемость увеличивается только за счет растворения остаточного карбонатного цемента в этих каналах и обработки прилежащей пористой среды. С увеличением в фильтрационных каналах карбонатного цемента свыше 10—15% повышается эффективность обработок. Эффективность обработок в песчаных коллекторах по сравнению с поровыми карбонатными коллекторами значительно ниже. Это объясняется тем, что скелет породы песчаников в соляной кислоте не растворяется. При карбонатности песчаника 20—25% прекращается увеличение эффективности обработок. При кислотной обработке терригенных коллекторов необходимо стремиться к образованию в породе поровоканальной фильтрации. С повышением скорости прокачки кислотного раствора через породу увеличивается вероятность поровоканальной фильтрации и кислотного раствора, что, в свою очередь, благоприятно отражается на эффективности обработок и прочности породы. Стабилизация влияния этой скорости на процесс образования поровоканальной фильтрации в породе наступает при скорости прокачки кислотного раствора 20—22 м3час на 1 м2 фильтровой площади песчаника. Эта скорость и является оптимальной, при которой достигается высокая эффективность обработки без разрушения породы в ПЗП. Планируя кислотную обработку скважин, необходимо учитывать их назначение (нефтяная, газовая, нагнетательная). В эксплуатационных скважинах, расположенных в первом ряду от нагнетательных или от водонефтяного контакта, рекомендуется стремиться к образованию поровоканальной фильтрации. Если скважины располагаются во втором ряду и далее, то наиболее рациональной будет трещинная фильтрация как наиболее эффективная без разрушения породы ПЗП. При близком расположении нагнетательных скважин и водонефтяного контакта образование трещинной фильтрации после кислотной обработки может привести к прорыву воды по трещинам в пласте к забою эксплуатационной скважины и к обводнению последней. В нагнетательных скважинах наиболее рациональна фильтрация жидкости для обеспечения высокой степени вытеснения нефти из породы. Следовательно, обработку нагнетательных скважин необходимо проводить на низких объемных скоростях закачки раствора. Подготовительные работы перед закачкой кислоты в скважину  Перед началом закачки в пласт необходимо: - подготовить и спланировать территорию вокруг устья скважины для размещения агрегатов и другого оборудования; При закачке растворов кислот на нагнетательной линии должен быть установлен обратный клапан. Нагнетательная линия должна быть опрессована на полуторократное ожидаемое рабочее давление. При гидравлическом испытании нагнетательных систем обслуживающий персонал должен быть удален за пределы опасной зоны, установленной планом работ. Ликвидация пропусков под давлением запрещается. Передвижные насосные установки необходимо располагать согласно утвержденной схемы на расстоянии не менее 10м от устья скважины, расстояние между ними должно быть не менее 1м. Другие установки для выполнения работ должны размещаться на расстоянии не менее 25м от устья скважины. Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважины. Работы по приготовлению и нагнетанию в скважину химических композиций проводятся в соответствии с проектом и планом, утвержденным нефтегазодобывающим предприятием. В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ, схема размещения оборудования, технология проведения процесса, меры безопасности, ответственный руководитель работ. Работы по приготовлению и закачке рабочих растворов кислот производить в резиновых фартуках, прорезиненных перчатках и очках. Брюки спецодежды должны быть выпущены сверху спец обуви. При работе с порошковыми реагентами применяется респиратор. На рабочих местах необходимо иметь 3% раствор соды, запас пресной воды и комплект спецодежды (аварийный запас). Приготовление химических композиций. Приготовление химических композиций как правило проводится непосредственно на скважине в следующем порядке: Устанавливается ванна. Заполняется технической водой или другой жидкостью растворителем с учетом последующего растворения в ней реагента Вводится необходимое количество (указано в плане) реагента. Все хорошо перемешивается насосом агрегата. |