Дипломная работа по СКО призабойной скважины. В данной работе была поставлена следующая задача
 Скачать 111.99 Kb.
|
4.4 Подбор технологических жидкостейДля начала подбирается полимер: 1) гипан – 1: гидролизованный полиакрилонитрил (соотношение ПАН и NaOH -1: 1), концентрация 10 – 17%. Изготовляется по ТУ6 – 01 – 166 – 74 с изменением N1 от 25.10.1979 г.; 2) гивпан: гидролизованное полиакрилнитрильное волокно, концентрация 10 -15%. Изготавливается по ТУ49560 – 04 – 02 – 90. Оба полимера водорастворимые, цвет от светло-желтого до темно-коричневого. С понижением температуры полимер густеет и при минус 5 – 10°C теряет текучесть. При замерзании вода отстаивается от полимера. По этой причине работы по обработке скважин носят сезонный характер (май – октябрь). РН раствора составляет 12 – 14. Транспортируется автоцистернами общего назначения (АЦН – 8, АЦН – 7,5, по ТУ – 26 – 16 – 32 – 77) предварительно зачищенных от других химических продуктов и пластовой воды. Полимер при контакте с жидкостями, в которых содержатся ионы поливалентных металлов (кальция, магния, железа и других) коагулирует с выделением плотных сгустков и нитей полимера. Поэтому контакт раствора гипана (гивпана) с пластовой водой приводит к коагуляции и образованию осадка. На контакте полимера с раствором соляной кислоты происходит осаждение его, то есть выделение ПАН при этом происходит в виде сплошной связанной массы. Объем полимера при ГКО выбирается в зависимости от объемов каналов притока воды. Об объемах каналов притока воды косвенно можно судить по суточному дебиту скважины и обводненности продукции, а также по пористости горизонта, намечаемого для ГКО. Приемистость обрабатываемых горизонтов не всегда находится в прямопропорциональной зависимости от дебита скважины. По этой причине при определении потребного объема полимера приняты следующие условия: а) при принятии решения об обработке какого-либо горизонта уточняют его суточный дебит (общий и по воде). При этом в плане работ объем полимера ориентировочно принимается в пределах 0,3 – 0,5 от суточного дебита по воде. В данном случае: по скважине 2134 суточный дебит по нефти 1,5 т/сут, по жидкости 7 т/сут (по воде: 7 – 1,5 = 5,5 т/сут (или 5,1 мі/сут); 5,1 * 0,5 = 2,5 мі (предполагаемый объем полимера). По скважине 2141 суточный дебит по нефти 1,1 т/сут, по жидкости 6 т/сут (по воде: 6 – 1,1 = 4,9 т/сут (или 5,2 мі/сут); 5,2 * 0,5 = 2,6 мі (предполагаемый объем полимера); б) в процессе подготовительных работ определяется приемистость горизонта, объем полимера (16%) корректируется и принимается равным: 1) при приемистости горизонта (при давлении 8 МПа) до 100 л/мин 1 – 1,5 м3; 2) от 100 до 150 л/мин 1,5 – 2,0 мі; 3) от 150 до 200 л/мин 2,0 – 3,0 мі; 4) от 200 до 300 л/мин 3,0 – 4,5 мі; 5) от 300 до 400 л/мин 4,5 – 6,0 мі. При меньшей концентрации полимера вносится соответствующая поправка на его объем. Приемистость определена: по скважине 2134 – пласт принимает 6 м і за 16 мин при Р = 8 МПа, т.е. 375 л / мин; а по скважине 2141 – пласт принимает 6 мі за 20 мин при Р = 8 МПА, т.е. 300 л / мин. В соответствии с технологическими условиями при приемистости от 300 до 400 л/мин объем полимера будет составлять 4,5 – 6,0 мі. Учитывая то, что для обработки данных скважин берется гипан 17%, объем полимера соответственно уменьшится и составит примерно от 3,0 до 4,5 мі. Подбираем коагулятор: а) раствор кальция хлористого (хлорид кальция двух водный), технического, плавленного (» чешуйки» по ГОСТ 450 – 70 или порошкообразный по ТУ6 -09 – 5077 – 83, сорт 1 или 2); б) вода пластовая соленая с девонских отложений, плотность 1,19 г./смі. Концентрация коагулятора зависит от приемистости обрабатываемого горизонта и ориентировочно составляет (таблица 6): Таблица 6. Концентрация коагулятора
Объем коагулятора принимается в 1,5–2,0 раза выше объема полимера, так как его вязкость значительно ниже вязкости полимера и при вводе его в обрабатываемый горизонт он будет не только заполнять трещины и каналы, но и входить в поры пласта. Из приведенных в таблице 6 данных видно, что при приемистости обрабатываемого горизонта до 400 л / мин (500 мі / сут или 0,0058 мі / с) плотность коагулятора должна быть до 1,198 г/смі, для этих целей используется пластовая вода с плотностью 1,19 г/см і. При приемистости 400–800 л / мин должен применятся раствор хлористого кальция соответствующей плотности. Практически большинство обрабатываемых скважин имели суточные дебиты от 2 т / сут до 10 т / сут с обводненностью 50 – 98%. Их приемистость не превышала 400 л / мин. Следовательно, вполне оправдано применение в качестве коагулятора пластовой воды с плотностью 1,19 г/смі. При этом объем коагулятора принимается выше, превышая объем полимера в 2–3 раза. Вышеуказанные материалы транспортируются в автоцистернах общего назначения (АЦН – 8, АЦН – 7,5 по ТУ 26 – 16 – 32 – 77). Кислота соляная, применяется разных видов: а) кислота соляная ингибированная по ТУ 39 – 05765670 – ОП – 212 – 95 марка А или марка Б; б) кислота соляная техническая, синтетическая; в) кислота соляная из абгазов; г) другие. Для обработок применяется раствор соляной кислоты 12 – 15% концентрации. Плотность 1,06 – 1,073 г. / смі. Массовая доля железа менее 0,03%. Скорость коррозии стали (Ст-3) в соляной кислоте 25% менее 0,2 г / (мІ * ч). Массовая доля мути после ингибирования менее 0,2%. Объем солянокислого раствора принимается из расчета 0,5–0,7 мі на 1 метр вскрытой продуктивной толщи пласта. От увеличения объема солянокислотного раствора до 1,5 – 2,0 мі на 1 метр интервала перфорации, произведенного по отдельным скважинам, положительного эффекта не наблюдалось. Транспортировка соляной кислоты производится агрегатами Азинмаш – 30 А по ТУ 26 – 16 – 52 – 77. Рассчитаем объем соляной кислоты для проектируемых скважин: cкважина 2134 – толщина пласта 13,0 м; 13,0 * 0,5 = 6,5 мі 15% соляной кислоты; скважина 2141 – толщина пласта 14 м; 14,0 * 0,5 = 7 мі 15% соляной кислоты; На практике для быстроты расчетов при определении количества соляной кислоты при приготовлении 1 мі раствора различной концентрации пользуются таблицей 7. Таблица 7. Количество технической соляной кислоты и воды, необходимых для приготовления 1 мі раствора различной концентрации
Количество ингибитора добавляемого в соляную кислоту находят по формуле 4.1 Q = (71 * b х W) / A – к (4.1) где b – добавка ингибитора марки М – Н 1%; W – объем кислотного раствора в мі; к – концентрация солянокислотного раствора в %; А – числовой коэффициент, равный 218. Скважина 2134: Q = (71 * 1 * 6,5) / 218 – 15 = 2,2 мі. Скважина 2141: Q = (71 * 1 * 7,0) / 218 – 15 = 2,4 мі. 4.5 Порядок проведения работ Порядок проведения работ следующий: а) разрядить скважину, заполнить технической водой в объеме от 3 до 5 мі; б) поднять подземное оборудование с ревизией НКТ; в) спустить 2,5» НКТ с шаблоном Д 118 мм, промыть скважину водой с ПАВ с допуском до забоя. Поднять НКТ; г) произвести гипанокислотную обработку в следующей последовательности: 1) пакер установить на глубине 1376–1390 м, скошенный конец на глубине 1400–1412 м. Определить приемистость. 2) закачать в НКТ последовательно: – пресную воду 0,3 мі; – хлористый кальций 4 мі; – пресную воду 0,5 мі; – гипан 2,5 – 3 мі; – пресную воду 0,5 мі; – соляную кислоту 15% концентрации 6,5 – 7 мі; д) продавить реагенты в пласт водой в объеме от 6 до 7 мі при давлении не больше 10-12 МПа. Реагирование под давлением 36 часов; е) разрядить скважину, сорвать пакер, промыть до забоя водой в объеме 36 мі обратной циркуляцией. Поднять НКТ; ж) поднять НКТ с пакером, спустить подземное оборудование в прежней компановке; з) оборудовать устье, снять динамограмму, вызвать подачу, опресовать СУСГ на 3 МПа и сдать скважину ЦДНГ. Планируемый эффект от проведения гипанокислотной обработки в зависимости от обводненности приведем в таблице 8. Таблица 8. Планируемый эффект от проведения гипанокислотной обработки
4.6 Причины неудачных ГКО Основные причины вытекают из следующих закономерностей: 1) этот метод заключается в закрытии каналов поступления продукции пласта в скважину с последующей обработкой всей толщи пласта в скважину с последующей обработкой всей толщи пласта в скважину с последующей обработкой всей толщи пласта раствором соляной кислоты. Процесс обработки пласта неуправляем. в связи с этим возникают самопроизвольные варианты: Вариант №1. Раствор соляной кислоты, вводимый в пласт под давлением, создает новые каналы в нефтяной толще пласта. В скважину поступает безводная нефть. При этом полимер надежно закрыл старые каналы поступления воды, так как размеры каналов соответствуют условиям обеспечения достаточной прочности полимера, чтобы он не был разрушен пластовым давлением. Этот вариант обеспечивает возможность длительной эксплуатации скважины с значительной добавкой дебита по нефти и с снижением обводненности. Вариант №2. Все перечисленное в варианте №1, но за счет не регулируемого последующего заводнения пласта для поддержания пластового давления обрабатываемая скважина оказалась в зоне высокого пластового давления. Прочности полимера оказалось не достаточно, он разрушается и выходит из перекрытых каналов поступления воды – скважина резко обводняется. Вариант №3. Все перечисленное в вариантах №1 и №2, правильно подобраны объемы ингредиентов, технология работ выдержана, но производилась обработка скважины с высоким пластовым давлением. При пуске скважины в эксплуатацию полимер будет вытолкнут из каналов поступления воды, и скважина обводнится. При этом возможно снижение дебита по нефти, рост обводненности. Следовательно скважины с высоким пластовым давлением не подходят для обработки. Вариант №4. Все перечисленное в варианте №1, однако раствор соляной кислоты создал новые каналы в обводненной толще пласта. Скважина после обработки не даст прибавки нефти, обводненность возрастет. Вариант №5. Очень высокая трещиноватость, наличие каверн в пласте. Каналы поступления воды имеют размеры, при которых удельное давление на полимер от пластового давления превышает его прочность. Он будет разрушен и скважина вновь обводнится. Вариант №6. Все перечисленное в варианте №5, за счет каверн в пласте невозможно правильно определить объем полимера. При больших объемах каверн закрыть каналы поступления воды не удастся, а если объем полимера принять в 3–5 раз больше – не будет окупаемости работ из-за высокой его стоимости; 2) к основным причинам неудачных обработок (ГКО) относятся неправильный подбор скважин из-за отсутствия по скважинам данных или не точные данные, которые приводят к ошибочным решениям при принятии скважины к обработке. К ним относятся: – текущий дебит скважины; – обводненность продукции; – пластовое давление; – превышение пластового давления над гидростатическим в процессе эксплуатации скважины; – остаточная нефтенасыщенность пласта (первоначальные запасы, отбор); 3) ошибки при определении приемистости скважины за счет: – точности манометра; – неточного замера объема жидкости; – закачки объема жидкости, не достаточного для стабилизации закачки; – неточности отсчета времени; – другие; 4) организационные причины: – использование автоцистерн для транспортировки ингредиентов, не очищенных от другой химической продукции; – разбавление полимера при наборе в автоцистерну за счет: 1) наличия «мертвого» остатка в автоцистерне; 2) не прокаченного насоса; 3) подогрева полимера в емкости открытым паром; 4) другие причины; – отступление от технологической схемы закачки ингредиентов в процессе обработки скважины; – закачка повышенных объемов «подушек» пресной воды; – высокая производительность насосов при вводе полимера в пласт, приводящая к повышению давления закачки до уровня давления гидроразрыва пласта; 5) ошибки в выборе объемов полимера и коагулятора из-за неправильного определения приемистости скважины. Причины неудачных гипано-кислотных обработок на конкретных скважинах: 1) на скважинах №№1046 м, 937 ккб, 342 срф, 768 ст, 2096 ккб, коагулятор и полимер вводились в пласт при давлениях близких, а порой и выше, давления гидроразрыва пласта из-за вероятного отсутствия трещиноватости. Раствор соляной кислоты вводился в пласт при таком же давлении в обводненной зоне пласта. Указанные скважины не подходят для ГКО; 2) по скважинам №№39 ккб, 2075 ккб, 30 сан принят недостаточный объем коагулятора; 3) по скважинам №№1266 птп, 888 м, 2277 аб каналы притока воды закрылись, а при воздействии на пласт кислотой открылись новые каналы в водяной части пласта; 4) по скважинам №№2072 ккб, 2143 ккб, 1962 ст, 1953 ст, 1891 ст, 2144 ккб обработки были удачными, но скважины вновь обводнились из-за несоответствия прочности полимера возросшему пластовому давлению; 5) по скважинам №№1161 м, 909 ккб приняты недостаточные объемы гипана и коагулятора; 6) скважина №967 м для ГКО не подходит из-за наличия расширенных кислотой каналов и каверн при предыдущих обработках, для их закрытия требуются другие материалы; 7) по скважине №859 м – старые каналы закрылись, но открылись новые с худшими характеристиками. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||