Дипломная работа по СКО призабойной скважины. В данной работе была поставлена следующая задача
 Скачать 111.99 Kb.
|
4.1 Сущность гипано-кислотной обработкиКоагулятор насыщает высокообводненные каналы-трещины, частично и поры обводненной толщи пласта, при этом он частично растворяется пресной водой буферных «подушек». То же самое происходит и с полимером. За счет частичного снижения концентрации реагентов устраняется «расклинивающий эффект». Во время ввода коагулятора в пласт давление закачки, как правило, стабильно и находится в пределах 0 – 8 МПа (в зависимости от состояния призабойной зоны пласта). По мере продавливания полимера наблюдается равномерный рост давления, которое при подходе раствора соляной кислоты к интервалу перфорации поднимается на 3 – 7 МПа, и снижение поглотительной способности пласта. Это показывает, что каналы поступления воды закрыты достаточно прочно. Соляная кислота, частично проходя вслед за полимером, усиливает прочность закрытия обводненных каналов, а основной объем ее открывает новые каналы в нефтяной толще пласта. По мере ввода раствора соляной кислоты в пласт давление падает и к концу продавки в большинстве случаев составляет 3–5 МПа (на отдельных скважинах падает до нуля, и редко остается на уровне ввода в пласт полимера). В качестве коагулятора применяется раствор хлористого кальция, в качестве полимера – гидролизованный полиакрилонитрил (гипан). Впервые работы по применению гипано – кислотных обработок (ГКО) начаты в 1988 году в скважинах Копей – Кубовского месторождения. Позже ГКО проводились и на других месторождениях со сходными характеристиками карбонатных коллекторов. Применение метода показало его эффективность при обработке скважин, имеющих высокую обводненность (70 – 100%), пластовое давление ниже гидростатического и высокую поглотительную способность. Необходимо отметить, что продолжительность эффекта от ГКО значительно превышает продолжительность эффекта от кислотных обработок. Любые модификации солянокислотных обработок дают эффект, как правило, не дольше 1–2 лет, тогда как эффект по ряду скважин после ГКО продолжается 5 – 6 лет и более. 4.2 Выбор скважины для воздействия Объектами воздействия являются скважины, эксплуатирующие карбонатные коллектора с обводненностью от 45% до 100% и отвечающие следующим условиям: а) наличие запасов нефти в пласте в зоне действия добывающих скважин; б) пластовое давление не выше гидростатического давления; в) кавернозность, пористость, трещиноватость должны находиться в пределах, обеспечивающих давление нагнетания жидкости 6–12 МПа при интенсивности закачки 100–600 л/мин. Скважинами, отвечающими перечисленным требованиям являются скважина 2134 и 2141 рассматриваемого месторождения. Скважины 2134 и 2141 были пробурены Туймазинским УБР. Проектный горизонт – турнейский ярус. Проектная глубина 1430 м, пробуренный забой (фактический) соответственно 1438 и 1447 м. По описанию шлама турнейского яруса (глубина 1385,2 – 1447 м) было определено, что с глубины 1385,2 – 1403 м вскрыт известняк коричневато – серый, плотный, тонкокристаллический, окремнелый; – с глубины 1402–1407 м известняк желто – коричневато – серый, плотный тонкокристаллический, органогенный, нефтеносный; – с глубины 1407–1411,6 м известняк серый с коричневатым оттенком, плотный, тонкокристаллический, органогенный; – с глубины 1411–1414 м известняк желто – коричневато – серый, плотный тонкокристаллический, органогенный, нефтеносный; – с глубины 1414–1447 м известняк светлосерый, плотный, органогенный, водоносный. Перфорацию колонны произвели в интервале 1400–1407 м и 1411,6 – 1412 м для скважины 2134 и для скважины 2141 в интервале 1386–1395 м и 1399–1400 м. Затем провели кислотную обработку (закачали 4 мі 12% раствора соляной кислоты под давлением 12 – 15 МПа, промыли скважину, продули – после чего пошла нефть. Скважины были введены в эксплуатацию: скважина 2134 с дебитом 15 мі/сут жидкости (или 13,2 т /сут) и обводненностью 55 – 60%. По данным исследования: Рпл = 11 МПа; Нст = 276 м, Ндин = 870 м, дебит жидкости – 7 т / сут, плотность воды 1,17 г. / смі и скважина 2141 с дебитом 10 мі / сут жидкости (или 8,8т / сут) и обводненностью 45 – 55%. По данным исследования: Рпл = 9 МПа; Нст = 276 м, Ндин = 985 м, дебит жидкости – 6 т/сут, плотность воды =1,17 г./смі. Остаточные запасы на данном месторождении по пласту С1 – 1 составляют балансовые по нефти – 8220 тыс. т, извлекаемые – 825 тыс. т. Потому как, до ввода этих скважин в эксплуатацию, залежь разрабатывалась ранее пробуренными скважинами, то планируемые для обработки скважины были введены в эксплуатацию с дебитом 10–15 мі/сут жидкости и обводненностью 45 – 60%. В дальнейшем дебиты скважин по нефти естественным процессом понижались, а обводненность увеличивалась. Для уменьшения обводненности и увеличения дебита, необходимо провести гипано – кислотную обработку. Можно предположить, что в данных скважинах после проведения мероприятия по изоляции ниже лежащего водоносного горизонта, дебит взрастет по скважине 2134 до 7,5 т/сут, а по скважине 2141 до 6,7 т/сут (по усредненным данным соседних скважин) Технологическая схема проведения гипано-кислотной обработки До проведения ГКО при необходимости следует провести комплекс геофизических и промысловых исследований. Размещение и обвязку наземного оборудования со скважиной следует осуществлять в соответствии с требованиями техники безопасности согласно типовому проекту организации рабочих мест при подземном и капитальном ремонте скважин АНК «Башнефть» (схема расположения спецтехники при гипано-кислотной обработке приведена на рисунке 4). Сущность технологии заключается в следующем: 1) из скважины поднимается глубинно-насосное оборудование, при необходимости делается промывка скважины до забоя. При наличии в скважине сероводорода она промывается соленой водой, обработанной ПАВ. Колонна шаблонируется. Проводятся контрольно-измерительные мероприятия: определяется статический уровень жидкости, отбивается забой; 2) в скважину спускается пакер (любого типа) на герметичных насосно-компрессорных трубах (НКТ) диаметром 73 мм. Пакер устанавливается на 10 -15 метров выше верхних дыр интервала перфорации, низ труб устанавливается на уровне нижних дыр интервала перфорации. Пакер опрессовывается на давление 10 МПа (проверка на герметичность пакера и колонны); 3) устье скважины оборудуется арматурой 1АУ-700. Допустимо использование устьевых арматур других типов (АУШГН, АНЛ и других), позволяющих произвести подвеску труб и указанную на схеме обвязку спецтехники; 4) определяется приемистость скважины на технической воде при давлении 80 атм. (давление в любом случае должно быть ниже давления гидроразрыва пласта). Объем закаченной воды составляет 2 – 3 мі; 5) в зависимости от приемистости определяется количество коагулятора и полимера. Объем соляной кислоты, как и при обычных кислотных обработках, зависит от толщины пласта; 6) последовательно в призабойную зону пласта закачиваются коагулятор, полимер и раствор соляной кислоты с буферными слоями пресной воды между ними для предотвращения смешивания реагентов до подхода их в призабойную зону. Закачка производится по следующей схеме: нагнетательные линии агрегатов ЦА – 320 м обвязаны с устьевой арматурой через обратные клапана (7) и пробковые краны (6). В бункеры агрегатов ЦА – 320 м (12) заливаются технологические материалы в расчетных объемах. Для транспортировки используют автоцистерны АЦН – 7,5 и другие. Всасывающая линия ЦА – 320 м (9) обвязана с кислотовозом Азинмаш – 30 (11), а всасывающая линия ЦА – 320 м (12) обвязана с емкостью (13), оборудованной мерной линейкой. Можно использовать емкость без мерной линейки, но она в этом случае заполняется расчетным объемом продавочной жидкости. После подготовки обвязки спецтехники и проведения ее гидравлического испытания полуторократным ожидаемым рабочим давлением (согласно п. 3.11.1. ПБНП) открываются пробковые краны (6) и осуществляется закачка расчетных объемов технологических материалов в соответствующей последовательности (таблица 5). Во время ввода коагулятора и полимера в пласт производительность насосных агрегатов должна обеспечить давление нагнетания на 20–25% меньше давления гидроразрыва пласта (12 МПа); 7) по окончании продавки закрываются пробковые краны (5), и скважина оставляется в покое для коагуляции изолирующей смеси и продолжения химической реакции раствора соляной кислоты с горной породой пласта на 12 – 16 часов; 8) затем производится снятие пакера и промывка скважины обратной циркуляцией в объеме не менее 0,5 объемов скважины через желобную систему с сетками на перегородках (размер ячеек сеток 1,5 – 2 мм). При падении давления при промывке скважины до нуля промывку следует осуществить жидкостью с плотностью менее 1000 кг / мі. Поднимается пакер, спускается глубинно – насосное оборудование, вызывается приток, НКТ и насос опрессовываются (НКТ и насос герметичны если давление в 3 МПа не снижается в течении 30 мин) и скважина пускается в работу. Таблица 5. Технологические материалы
|