ско. СКО. Методы воздействия на пэс можно разделить на три основные группы химические, механические и тепловые

• Название: Методы воздействия на пэс можно разделить на три основные группы химические, механические и тепловые
• Дата: 10.02.2021
• Размер: 74.89 Kb.
• Имя файла: СКО.docx
• Тип: Документы; #175356
• страница: 4 из 4

2.9 Расчет обработки забоя скважин соляной кислотой
Исходные данные:

Глубина Н = 1111 м

Вскрытая эффективная мощность карбонатного пласта h = 25 м

Ниже вскрытого пласта имеется зумпф глубиной 12 м

Внутренний диаметр скважины D = 0,154 м

Диаметр НКТ d = 0,05 м

Определение необходимого количества химикатов.

Для заданных условий принимаем концентрацию кислоты 8%. При средней норме расхода этой кислоты 1,2 м³ на 1 м интервала обработки общий объем соляной кислоты составит 1,2 м ∙ 25 = 30 м³.

Расчет количества химикатов и воды.

На приготовление 6 м³ 8%-ного солянокислотного раствора требуется 1840 кг 27,5%-ной HCl и 4,38 м³ воды, а на 30 м³ 8%-ного солянокислотного раствора необходимо концентрированной HCl
(3)
и воды



Количество концентрированной товарной соляной кислоты для 10%-ного солянокислотного раствора может быть так же найдено по формуле
, (4)
где А=214 и В=226 – числовые коэффициенты для кислоты 8%-ной концентрации; х – 8%-ная концентрация солянокислотного раствора; z – 27,5%-ная концентрация товарной кислоты; W=30 м³ – объем кислотного раствора.

Следовательно,


принимаем W_k = 8 м³.

В качестве ингибитора принимаем уникол У-2. необходимое количество уникола определяется по формуле
, (5)
где b – процент добавки уникола к соляной кислоте (для уникола У-2 принимают 5% по объему от количества концентрированной кислоты, для уникола М-Н – 1% и для У-К – 0,3%); х – 8%-ная концентрация солянокислотного раствора; W=30 м³ – объем кислотного раствора; А – числовой коэффициент принимаемый равным 214 для 8%-ной концентрации кислоты.

Следовательно,

Против выпадения на солянокислотного раствора содержащихся в нем солей железа добавляем уксусную кислоту в количестве
(6)
где b – процент добавки уксусной кислоты к объему раствора; W=30 м³ – объем солянокислотного раствора; С – концентрация уксусной кислоты (принимаем 80%).

Следовательно,

Для растворения содержащихся в породе кремнистых соединений и предупреждения их выпадения в виде геля кремниевой кислоты добавляем к соляной кислоте плавиковую кислоту в количестве
(7)
где b-процент добавки плавиковой кислоты к объему раствора (1%); W=30 м³ – объем солянокислотного раствора; m – концентрация товарной плавиковой кислоты в процентах содержания HF (обычно m=60%). Следовательно

В товарной соляной кислоте второго сорта содержится примесь серной кислоты в количестве до 0,6%, которая после реакции ее с углекислым кальцием образует гипс, выпадающий в виде кристаллов, закупоривающих поры пласта.

Против выпадения гипса добавляем к соляной кислоте хлористый барий в количестве
, (8)
где W=30 м³ – объем солянокислотного раствора; а = 0,6% – содержание SO₃ в товарной соляной кислоте; х – 8%-ная концентрация солянокислотного раствора; z = 27,5%-ная – концентрация товарной кислоты;

или 25 л при плотности хлористого бария 4,0.

В качестве интенсификатора для понижения поверхностного натяжения применяем препарат ДС (детергент советский), который одновременно является ингибитором и наиболее активным понизителем скорости реакции соляной кислоты с породой. Большое снижение скорости реакции способствует более глубокому проникновению кислоты в пласт.

Необходимое количество ДС составляет 1–1,5% от объема солянокислотного раствора (принимаем 1%). Это дает

30 м³ ∙ 0,01 = 0,3 м³ или 300 л.

Количество воды для приготовления принятого объема солянокислотного раствора
V = W – W_K – ∑Q м³, (9)
Где W_К – объем солянокислотного раствора;

W_k = 8 м³ – объем концентрированной товарной соляной кислоты:

∑Q = 431 + 562,5 + 500 +25 +300= 1818,50 л 1,82 м³ – суммарный объем всех добавок к солянокислотному раствору

V = 30 – 8 – 1,82 = 20,18 м³.

Для изоляции зумпфа применяем раствор хлористого кальция плотностью 1,2.

Объем 1 м ствола скважины внутренним диаметром 0,154 м составляет 0,0186 м³ (0,785 ∙ 0,154² м²), а объем 12 м зумпфа будет 0,223 м³.

Для получения 1 м³ раствора хлористого кальция плотностью 1,2 по инструкции требуется 540 кг CaCl₂ и 0,66 м² воды. Для изоляции всего надо взять: CaCl₂ 540 ∙ 0,223 = 120,53 кг и воды 0,66 ∙ 0,223 = 0,15 м³.

После приготовления солянокислотного раствора проверяют ареометром полученную концентрацию раствора HCl, и если она не соответствует заданной, добавляют к раствору воду или концентрированную кислоту.

Количество добавляемой воды при концентрации HCl > 8% определяют по формуле
, (10)
а количество добавляемой соляной кислоты, если концентрация HCl < 8%, – по формуле
, (11)
где q_B и q_k – объемы добавляемой воды и концентрированной кислоты в м³; W – объем солянокислотного раствора 8%-ной концентрации; p – плотность раствора заданной концентрации; p₁ и p₂ – плотность приготовленного раствора соответственно пониженной и повышенной концентрации; p₃ плотность концентрированной соляной кислоты.

Для закачки соляной кислоты скважина должна быть заполнена нефтью. При закачке кислоты необходимо, чтобы она заполнила выкидную линию диаметром 0,05 м, длиной 100 м (0,00198100=0,2 м³) от насосного агрегата, промывочные трубы диаметром 0,05 м, длиной 1085 м (0,001981090=2,16 м³) и нижнюю часть скважины от подошвы до кровли пласта (0,018625=0,465 м³), а всего 2,825 м³. После этого устье скважины герметизируют и раствор под давлением закачивают в призабойную зону пласта. Для вытеснения всей соляной кислоты в пласт требуется 2,825 м³ нефти.

Для солянокислотной обработки призабойной зоны скважин применяются специальные агрегаты ЦА-320.

При высоких давлениях лучше применять более мощные агрегаты – ЦА-320. Эти агрегаты предназначены для транспортировки, смешения и нагнетания раствора кислоты в скважину, а также для гидрокислотных разрывов пластов.

После продавливания кислотного раствора в пласт закрывают задвижки на нагнетательной линии, оставляют скважину для реакции солянокислотного раствора с породой и следят по манометру за скоростью спада давления. Призабойную зону скважины очищают от продуктов реакции путем поршневания или в процессе эксплуатации скважины. Затем скважину исследуют на приток для оценки эффективности солянокислотной обработки.

Рекомендуется проводить обработку в две стадии:

1) Для очистки и расширения трещин, находящихся вблизи ствола скважины, закачивать небольшой объем (3 – 15 м³) соляной кислоты 12 – 15%-ной концентрации;

2) Для обработки удаленных зон пласта применять форсированную закачку соляной кислоты повышенной концентрации (20 – 25%) в объеме 20–30 м³.

При отсутствии положительных результатов, особенно в условиях высокой пластовой температуры (до 150⁰ С), обработку следует проводить нетфтекислотной эмульсией, при которой время нейтрализации кислоты и радиус обработки значительно увеличиваются. Радиус проникновения кислоты в глубь пласта до ее нейтрализации при солянокислотной обработке может быть определен по формуле
, (12)
где V= 30 м³ – количество продавленного в пласт кислотного раствора; k_ТР – коэффициент трещиноватости пород; d – 100 мм – диаметр забоя скважины; h = 50 м – эффективная мощность пласта.

Применение гидрофобных нефтекислотных эмульсий предотвращает в течение некоторого промежутке времени вступление кислоты в реакцию с породой, сохраняя ее в дисперсном состоянии. Это позволяет доставлять неотреагированную кислоту в более удаленные участки пласта.

Чтобы получить качественные эмульсии, следует применять маловязкую нефть с небольшим содержанием асфальтено-смолистых веществ и стабилизировать ее специальными эмульгаторами. Рекомендуемый состав нефтекислотной эмульсий: соляной кислоты 12 – 15%-ной концентрации – 60%, нефти – 39,5%, и аминов 0,5%.

Для защиты подземного оборудования скважин от солянокислнотной коррозии следует применять в качестве ингибиторов уротропин (0,8%) плюс ингибитор И-1- А (1%), которые сохраняют свои защитные свойства и при высоких температурах.

Эффект кислотной обработки скважины определяется суммарным количеством дополнительно полученной нефти после обработки скважины кислотой за все время ее работы с повышенным дебитом. Кроме того, результаты обработки проверяют

по величине коэффициента продуктивности скважины до и после обработки при одинаковой депрессии.

Суммарный прирост добычи находят путем сопоставления кривой снижения производительности скважины без обработки с фактической кривой добычи нефти после обработки.

Для экономической оценки эффективности обработки следует определить стоимость дополнительно добытой нефти и сравнить ее с затратами, связанными с проведением солянокислотной обработки.
2.10 Освоение скважины после соляно – кислотной обработки
Освоение скважины проводят:

– свабированием

– гидросвабированием

– промывкой

Гидросвабирование осуществляется путем периодического надавливания на пласт жидкостью, не допуская гидроразрыва, с последующим быстрым сбрасыванием давления в скважине. Знакопеременные значительные по величине градиенты давления, образующиеся при распространение в пласт волны «репрессии – депрессии», разрушают структурные связи эмульсий и отложений в порах призабойной зоны, а большие скорости обратного излива способствуют выносу загрязнений в ствол скважины. Для освоения гидросвабированием выбирают трудноосваиваемые, малодебитные и сухие скважины с призабойной зоной, закупоренной эмульсией, глинистыми и другими загрязняющими материалами, оборудованные преимущественно эксплуатационной колонной диаметром 146 мм для создания необходимого давления без применения пакера.

Гидросвабирование рекомендуется проводить после предварительного вызова притока из пласта другими методами с обработкой кислотной ванны или без нее.

Перед гидросвабированием жидкость в скважине должна быть заменена на совместную с пластовой водой и слагающий пласт материалом. Для этого могут быть использованы 1,5 – 3% раствор хлористого кальция, нефть, а также 0,1–0,2 % раствор неионогенного ПАВ (если пласт не заглинизирован), например, ОП – 10, ОП – 7, дисолвана, превоцела «Шкопау». НКТ необходимо спустить ниже перфорационных отверстий.

Порядок работы

1. В течение 0,5 – 1 мин закачивать в пласт жидкость гидросвабирования по межтрубному пространству. Давление на устье для 1 цикла – около 5,0 МПа.

2. Произвести резкий сброс давления в скважине через НКТ открытием крана на устьевой арматуре с остановкой агрегата и излив жидкости в течение 1 мин в приемную емкость.

3. Закачать в межтрубное пространство 0,7, 1,0 или 1,5 м жидкости при условном диаметре НКТ соответственно 60 (73 или 89) мм при средней производительности насосного агрегата для удаления загрязнений из области перфорационных отверстий в колонну НКТ.

4. Последующие циклы производить в вышеуказанном порядке с полной промывкой скважины через каждые 10 циклов и увеличением давления закачки в каждом последующем цикле на 3,0 – 5,0 МПа до достижения заданной величины.

Вызов притока при освоении нефтяных скважин, вышедших из бурения или ремонта, одна из основных областей применения свабирования. Комплекс работ по освоению скважины должен обеспечивать:

– сохранение целостности скелета пласта в призабойной зоне;

– герметичность цементного кольца за колонной;

– предупреждение прорывов пластовой воды (подошвенной, нижней и верхней) и газа из газовой шапки;

– сохранность эксплуатационной колонны;

– предотвращение неконтролируемых фонтанных проявлений;

– сохранность, восстановление или повышение проницаемости призабойной зоны;

– охрану окружающей среды и безопасность при проведении всех работ;

Основными процессами, обуславливающими снижение проницаемости призабойной зоны при строительстве и эксплуатации скважины, является:

– поглощение несовместимых с породой и плавиковыми флюидами буровых растворов, цементных растворов и их фильтратов, а также технологических жидкостей, используемых при ремонтных работах;

– отложения в каналах продуктивного коллектора минеральных солей и твердых углеводородов при эксплуатации скважины;

– отложения на фильтре и в призабойной зоне при эксплуатации водонагнетательных скважин;

Свабирование при герметичном устье позволяет создавать плавные, регулируемые и контролируемые депрессии на пласт, обеспечивает выполнение всех требований, предусмотренных в комплексе работ по освоению скважин в разных горно – геологических условиях.

Суть состоит в периодическом подъеме определенных порций жидкости из скважины при последовательном ступенчатом снижение уровня жидкости и соответствующем изменение глубины спуска сваба.

Промывка – процесс замены плотной скважинной жидкости на более легкую используя обратную промывку. Промывку начинают с закачки воды, до установления циркуляции чистой водой при этом должно обеспечиваться устойчивое фонтанирование или приток из пласта. Если это не дает результатов промывку производят легкой углеводородной жидкостью.

Прямая промывка. При прямой промывке промывочную жидкость нагнетают через спущенную в скважину колонну труб; размытая порода с жидкостью выносится из скважины по кольцевому пространству между эксплуатационной колонной и промывочными трубами. Существенным недостатком прямой промывки, снижающим ее эффективность, является низкая скорость восходящей струи жидкости, в следствии размытый песок медленно поднимается.

Обратная промывка. При обратной промывке скважин от песчаных пробок промывочную жидкость нагнетают в кольцевое пространство между обсадной колонной и промывочными трубами, а жидкость с размытым песком поднимается по промывочным трубам. Этим достигают больших скоростей восходящего потока жидкости и ускорения выноса песчаной пробки.

Обратная промывка по сравнению с прямой имеет некоторые преимущества:

– при одинаковой производительности промывочного насоса скорость восходящего потока при обратной промывки в несколько раз больше скорости при прямой промывке;

– почти полностью устраняется прихват труб вследствие того, что в затрубном пространстве находится чистая жидкость, а размытая порода выносится по промывочным трубам;

– обратная промывка производится при меньшем давление на выкиде насоса, так как скорость потока жидкости, необходимая для выноса песка, может быть достигнута при сравнительно меньшем расходе жидкости.

Недостатками обратной промывки являются:

– необходимость применения специального оборудования для герметизации устья скважины;

– малая скорость нисходящей струи в кольцевом пространстве, в связи с чем снижается интенсивность размыва пробки; поэтому обратную промывку нельзя применять для очистки скважины от плотной пробки, когда требуется сильная размывающая струя, а рекомендуется применять комбинированную промывку.

Комбинированная промывка заключается в периодическом изменение направления.
2.11 Анализ эффективности проведения СКО
Дебит по скважине 1771 до проведения СКО был 3,4 т/сут, после проведения СКО – 3,9 т/сут. Продолжительность технологического эффекта составила 174 сут. Дополнительная добыча 87 т

Дебит по скважине 2249 до проведения СКО был 1,1 т/сут, после проведения СКО – 1,6 т/сут. Продолжительность технологического эффекта составила 196 сут. Дополнительная добыча 98 т
Таблица 7. Эффективность проведения СКО.

№ скв	Дата проведения	Дебит нефти, т/сут		Продолжительность эффекта, сут	Дополнительная добыча, т
		До ремонта	После ремонта
1771	07.06.05	3,4	3,9	174	87
2249	22.01.05	1,1	1,6	196	98
12314	25.02.05	5,1	5,2	210	21
12523	15.07.05	5,4	5,7	153	45,9
12899	12.08.05	1,1	2,2	149	163,9
13512	13.03.05	1,1	1,5	183	73,2
13813	12.04.05	4,9	6,5	171	273,6
14015	29.09.05	1,5	2,2	160	112
14175	23.05.05	2,0	2,4	189	75,6
14202	17.04.05	0,9	1,2	229	68,7
Среднее значение				181,4	101,9

Дебит по скважине 12314 до проведения СКО был 5,1 т/сут, после проведения СКО – 5,2 т/сут. Продолжительность технологического эффекта составила 210 сут. Дополнительная добыча 21 т

Дебит по скважине 12523 до проведения СКО был 5,4 т/сут, после проведения СКО – 5,7 т/сут. Продолжительность технологического эффекта составила 153 сут. Дополнительная добыча 45,9 т

Дебит по скважине 12899 до проведения СКО был 1,1 т/сут, после проведения СКО – 2,2 т/сут. Продолжительность технологического эффекта составила 149 сут. Дополнительная добыча 163,9 т

Дебит по скважине 13512 до проведения СКО был 1,1 т/сут, после проведения СКО – 1,5 т/сут. Продолжительность технологического эффекта составила 183 сут. Дополнительная добыча 73,2 т

Дебит по скважине 13813 до проведения СКО был 4,9 т/сут, после проведения СКО – 6,5 т/сут. Продолжительность технологического эффекта составила 171 сут. Дополнительная добыча 273,6 т

Дебит по скважине 14015 до проведения СКО был 1,5 т/сут, после проведения СКО – 2,2 т/сут. Продолжительность технологического эффекта составила 160 сут. Дополнительная добыча 112 т.

Дебит по скважине 14175 до проведения СКО был 2,0 т/сут, после проведения СКО – 2,4 т/сут. Продолжительность технологического эффекта составила 189 сут. Дополнительная добыча 75,6 т

Дебит по скважине 14292 до проведения СКО был 0,9 т/сут, после проведения СКО – 1,2 т/сут. Продолжительность технологического эффекта составила 229 сут. Дополнительная добыча 68,7 т

Дополнительная добыча после проведения СКО на 10 скважинах составила 1018,9 т, то есть 101,9 т на 1 скважину. Средняя продолжительность эффекта – 181,4 суток.
2.12 Выводы и предложения
Основным методом ОПЗ для скважин с карбонатными трещиновато – пористыми коллекторами является соляно-кислотная обработка. Существуют различные способы воздействия соляной кислоты на карбонатный пласт (ванны, простые кислотные обработки, глубоконаправленные, поинтервальные и т.д.).

Большинство соляно – кислотных обработок позволяет улучшить проницаемость призабойной зоны пласта. Обработка удалённых от ствола скважины зон представляет определённые трудности из-за невозможности доставки соляной кислоты в глубину пласта. В результате высокой скорости реакции кислоты в карбонатной составляющей пласта в призабойной зоне выделяется вода, которая и проталкивается в глубину пласта очерёдной порцией кислоты.

При использовании большинства способов обработки пласта соляной кислотой соляная кислота поглощается дренированными зонами пласта, а не работающие участки так и остаются не обработанными. Этим объясняется низкая эффективность повторных соляно кислотных обработок.

Список литературы
1. Амиров А.Д., Карапетов К.А. «Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин» М. Недра, 1979 г.

2. Байков Н.М. «Лабораторный контроль при добыче нефти и газа» М. Недра, 1983 г.

3. Боярчук А.Ф., Кереселидзе В.П. «Изучение особенностей проникновения в коллекторы известково-битумных растворов» Нефтяное хозяйство, 1983 г. №11.

4. Бухаленко Е.И. «Справочник по нефтепромысловому оборудованию» М. Недра, 1983 г.

5. Викторин В.Д., Лычков Н.П. «Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам» М. Недра, 1980 г.

6. Гиматудинов Ш.К. «Справочная книга по добыче нефти» М. Недра, 1980 г.

7. Зарипов С.З. «Применение жидкостей для задавливания скважин при их ремонте» Обзорная информация, серия «Техника и технология добычи нефти» ВНИИОЭНГ 1981 г. Выпуск 2.

8. Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. «Увеличение продуктивности и приемистости скважин» М. Недра, 1985 г.

9. Кудинов В.И., Сучков Б.М., «Интенсификация текущей добычи нефти» «Нефтяное хозяйство 1990 г., №7.

10. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. «Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии» Казань Таткнигоиздат 1989 г.

11. Орлов Г.А., Мусабиров М.Х. «Регламент по технологии глушения скважин с сохранением коллекторских свойств продуктивного пласта» Татнефть, 1998 г.

12. Сучков Б.М. «Причины снижения производительности скважин» Нефтяное хозяйство, 1988 г., №5.