Кислотная обработка призабойной зоны скважины
Соляно - кислотные обработки скважин
Кислотные обработки скважин предназначены для очистки забоев, призабойной зоны, НКТ от солевых, парафинисто-смолистых отложений и продукт
Кислотные обработки скважин предназначены для очистки забоев, призабойной зоны, НКТ от солевых, парафинисто-смолистых отложений и продуктов коррозии при освоении скважины с целью их запуска, а так же для увеличения проницаемости пород. Под воздействием соляной кислоты в породах ПЗС образуются пустоты, каверны, каналы разъедания, вследствие чего увеличивается проницаемость пород, а следовательно и производительность нефтяных (газовых) и приемистость нагнетательных скважин.
Различают следующие разновидности кислотных обработок:
Кислотные ванны предназначены для очистки поверхности открытого забоя и стенок скважины от цементной и глинистой корок, смолистых веществ, продуктов коррозии, кальциевых отложений от пластовых вод и освобождения прихваченного пробкой подземного оборудования. Объем рабочего раствора, при кислотной ванне, составляет не более объема ствола (колонны) в заданном интервале, закачивают его до забоя, не продавливая в пласт. Раствор кислоты выдерживают в интервале обработки 16 - 24 ч. Затем отреагировавшую кислоту вместе с продуктами реакции удаляют из скважины обратной промывкой. В качестве промывочной жидкости используют воду.
Простая кислотная обработка предназначена для воздействия на породы ПЗС с целью увеличения их проницаемости. Процесс ведется с обязательным задавливанием кислоты в пласт. Вначале закачивают нефть или воду, затем при открытом затрубном пространстве - расчетное количество приготовленного рабочего раствора соляной кислоты. При этом объем первой порции кислоты рассчитывают так, чтобы она заполнила трубы и кольцевое пространство от башмака до кровли пласта. После этого закрывают задвижку на затрубном пространстве скважины и под давлением закачивают в скважину остатки кислотного раствора. Кислота начинает проникать в пласт. Оставшуюся в трубах и в фильтровой части скважины кислоту продавливают в пласт нефтью или водой.
Кислотная обработка под давлением применяют с целью продавки кислоты в малопроницаемые интервалы продуктивного пласта. Проводят с применением пакера.
При открытой задвижке затрубного пространства скважины и непосаженом пакере в скважину закачивают кислотный состав в объеме труб и подпакерного пространства, после чего пакером герметизируют затрубное пространство и закачивают кислоту в объеме спущенных труб с максимальным повышением темпа закачки. Затем, не снижая давления, вслед за кислотой прокачивают расчетный объем продавочной жидкости и закрывают задвижку. Скважину оставляют в покое до полного спада или стабилизации давления.
Пенокислотные обработки применяют при значительной толщине пласта и низких пластовых давлениях. В призабойную зону скважины вводя аэрированный раствор кислоты и ПАВ в виде пены. При таких обработках используют кислотный агрегат, компрессор и аэратор. Пенокислотная обработка имеет следующие преимущества:
Ø Кислотная пена медленнее растворяет карбонатный материал, что способствует более глубокому проникновению активной кислоты в пласт.
Ø Кислотная пена обладает меньшей плотностью и повышенной вязкостью, что позволяет увеличить охват воздействием всей продуктивной толщины пласта.
Ø Содержание в пене ПАВ снижает поверхностное натяжение кислоты на границе с нефтью, а сжатый воздух, находящийся в пене, расширяется во много раз при понижении давления после обработки; все это в совокупности способствует улучшению условий притока нефти в скважину и значительно облегчает ее освоение.
Многократные обработки заключаются в том, что ПЗС обрабатывают несколько раз с интервалами между обработками в 5 - 10 суток с целью вывода скважины на максимальную производительность за короткий срок.
Поинтервальные (ступенчатые) обработки нескольких интервалов пласта значительной толщины с целью полного охвата пласта или отдельных продуктивных пропластков.
После обработки первого интервала и кратковременной его эксплуатации, принудительно-направленным способом воздействует интервал, пока полностью не будет охвачена вся толщина пласта. Проводить ступенчатые обработки целесообразно в скважинах после выхода их из бурения или в начальный период эксплуатации.
Термохимические обработки - обработки скважин горячей соляной кислотой, с магнием в специальном наконечнике, спущенном на НКТ в пределы интервала, намеченного под обработку. Применяют для очистки ПЗС от асфальто-смолистых, парафиновых и других материалов.
Термокислотные обработки - комбинированный процесс, в первой фазе которого осуществляется термохимическая обработка, во второй (без перерыва во времени) - обычная, простая СКУ. Наполненный магнием наконечник спускают на трубах в скважину и устанавливают в зоне обрабатываемого интервала пласта. Затем закачивают нефть и вслед за ней, без перерыва, 15% раствор соляной кислоты. Скорость прокачки кислоты должна быть такой, чтобы в течение всего процесса на выходе наконечника была одинаковая запланированная температура и постоянная кислотность раствора. Для загрузки наконечника используют магний в виде стружек или брусков квадратного или круглого сечения.
neftegaz.ru
Кислотная обработка призабойной зоны скважины
Кислотных обработок ПЗП.Виды.технологии проведения.
СКО — один из методов увеличения продуктивности доб.скважин, увеличения приемистости нагн.скважин.
Область применения СКО – обработка ПЗП, содержащих в породе карбонатов кальция, магния и других минералов, активно реагирующих с
кислотой.
Для обработки карбонатных коллекторов наибольшее распространение получила соляная кислота, а для обработки терригенных коллекторов — смесь соляной и плавиковой кислот (глиняная кислота).
| Виды СКО | Область применения |
| кислотные ванны | при освоении для очистки поверхности забоя от глинистой корки |
| СКО под давлением | проникающие обработки ПЗП для образования глубокопроникающих каналов |
| глинокислотная обработка | терригенные коллектора, удаление глинистых и карбонатных материалов, представленных в терригенных коллекторах в виде цементирующего вещества. |
| пенокислотная обработка | для замедления реакций в 4-5 раз, тем самым увеличивая глубину проникновения |
| Термокислотная обработка(до 80-900С) | для плотных кабонатных пород с целью ускорения реакции |
| обработка нефтекислотными эмульсиями | для увеличения глубины проникновения в ПЗП |
Кислотные ванны применяются во всех скважинах с открытым забоем после бурения и при освоении, для очистки поверхности забоя от остатков цементной и глинистой корки, продуктов коррозии, кальцитовых выделений из пластовых вод и др. Для скважин, забой которых обсажен колонной и перфорирован, кислотные ванны проводить не рекомендуют. Объем кислотного раствора должен быть равен объему скважины от забоя до кровли обрабатываемого интервала, а башмак НКТ, через который закачивают раствор, спускается до подошвы пласта или забоя скважины. Применяется раствор НС1 повышенной концентрации (15—20%), так как его перемешивания на забое не происходит.
Время выдержки для нейтрализации кислоты для данного месторождения устанавливается опытным путем по замерам концентрации кислоты в отработанном и вытесненном на поверхность через НКТ растворе.
Обычно время выдержки составляет 16—24 ч.
Простые кислотные обработки наиболее распространенные, осуществляются задавкои раствора HCL в ПЗС.
При многократных обработках для каждой последующей операции растворяющая способность раствора должна увеличиваться за счет наращивания объема закачиваемого раствора, повышения концентрации кислоты, а также и за счет увеличения скорости закачки. Исходная концентрация раствора — 12 %, максимальная — 20 %.
Простые кислотные обработки, как правило, осуществляются с помощью одного насосного агрегата в тщательно промытой и подготовленной скважине без применения повышенных температур и давления. При парафинистых и смолистых отложениях в НКТ и на забое их удаляют промывкой скважины соответствующими растворителями: керосином, пропан-бутановыми фракциями и другими нетоварными продуктами предприятий нефтехимии. При открытом забое кислотная обработка проводится только после кислотной ванны. После закачки расчетного объема раствора кислоты в НКТ закачивают продавочную жидкость в объеме, равном объему НКТ.
В качестве продавочной жидкости обычно используется нефть для добывающих скважин и вода с добавкой ПАВ типа ОП-10 для нагнетательных скважин. В процессе закачки раствора ПО уровень кислоты в межтрубном пространстве поддерживается у кровли пласта.
Кислотная обработка под давлением. При простых соляно-кислотных обработках (СКО) кислота проникает в хорошо проницаемые прослои, улучшая их и без того хорошую проницаемость. Плохо проницаемые прослои остаются неохваченными. Для устранения этого недостатка, связанного со слоистой неоднородностью пласта, применяют кислотные обработки под повышенным давлением. При этом четко выраженные высокопроницаемые прослои- изолируются пакерами или предварительной закачкой в эти прослои буфера — высоковязкой эмульсин типа кислота в нефти. Таким способом при последующей закачке кислотного раствора "можно значительно увеличить охват пласта по толщине воздействием кислоты.
СКО под давлением обычно является третьей операцией после ванн и простых СКО. Область применения СКО – обработка ПЗП, содержащих в породе карбонатов кальция, магния и других минералов, активно реагирующих с кислотой.
Ступенчатая (или поинтервальная) обработкасквиспольз-ся для скввскрывших залежь большой толщины или экс-рующих 2 и более продуктивных пласта. Суть данного приема: продуктивный пласт по толщине разбивается на интервалы по 10-20м и обрабатывается поочередно, начиная с нижнего участка. Для повышения эффективности обработки заданный интервал пласта изолируют пакером. Здесь используют различные хим.изолирующие материалы, например ВУС на основе ПАА, перекрывают нижний интервал песком или закачивают в скв капроновые шарики. Поинтервальную обработку рекомендуется проводить также в нагнетательныхскв, что приводит к увеличению общей премистостискв и выравниванию профиля приемистости по всей толщине заводняемого пласта.
Многократные кислотные обработки заключаются в многократном кислотном воздействии на один и тот же продуктивный пласт или его отдельный интервал. Они применяются, когда единичного кислотного воздействия недостаточно для достижения намеченной цели.
Дата добавления: 2016-06-18; просмотров: 2064;
Похожие статьи:
Введение
Призабойной зоной скважины (ПЗС) называют область пласта в интервале фильтра, примыкающую к стволу. Эта область подвергается наиболее интенсивному воздействию различных физических, механических, гидродинамических, химических и физико-химических процессов, обусловленных извлечением жидкостей и газов из пласта или их закачкой в залежь в процессе ее разработки.
Через ПЗС проходит весь объем жидкостей и газов, извлекаемых из пласта за все время его разработки. Вследствие радиального характера притока жидкости в этой зоне возникают максимальные градиенты давления и максимальные скорости движения. Фильтрационные сопротивления здесь также максимальны, что приводит к наибольшим потерям пластовой энергии. От состояния ПЗС существенно зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин. Поэтому в процессе вскрытия пласта при бурении и последующих работах по креплению скважины, оборудованию ее забоя и т.д.
очень важно не ухудшить, а сохранить естественную проницаемость пород ПЗС. Однако нередко в процессе работ по заканчиванию скважины и последующей ее эксплуатации проницаемость пород оказывается ухудшенной по сравнению с первоначальной, естественной.
Это происходит вследствие отложения в породах ПЗС глинистых час т смолы, асфальтенов, парафина, солей и т.д. В результате резко возрастают сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижается дебит скважины и т.д. В таких случаях необходимо искусственное воздействие на ПЗС для повышения ее проницаемости и улучшения сообщаемости пласта со скважиной.
Методы воздействия на ПЭС можно разделить на три основные группы: химические, механические и тепловые.
Химические методы применяют в тех случаях, когда проницаемость призабойной зоны ухудшена вследствие отложения веществ, которые можно растворить в различных химических реагентах (например, известняк в соляной кислоте).
Пример такого воздействия – соляно-кислотная обработка пород ПЗС.
Механические методы применяют в малопроницаемых твердых породах. К этому виду воздействия относится гидравлический разрыв пласта (ГРП).
Тепловые методы применяют в тех случаях, когда в ПЗС отложились вязкие углеводороды (парафин, смолы, асфальтены), а также при фильтрации вязких нефтей. К этому виду воздействия относят различные методы прогрева ПЭС.
Кроме перечисленных существуют методы, представляющие их сочетание.
Например, гидрокислотный разрыв представляет собой сочетание ГРП и соляно-кислотной обработки, термокислотная обработка сочетает как тепловые, так и химические воз действия на ПЗС и т.д.
Методы воздействия на ПЗС на нефтегазодобывающих промыслах осуществляют бригады по текущему и капитальному ремонту скважин.
1. Исходные данные
1.1 Орогидрография
В географическом отношении залежи 302,303 Ромашкинского месторождения прослеживаются от Северо – Западной оконечности Бугульмино – Белебеевской возвышенности через Шугуровское плато до границы Республики Татарстан.
В административном отношении изучаемые залежи принадлежат Лениногорскому району.
Ближайшие крупные населенные пункты – районные центры: город Лениногорск – располагается в 12 км на восток и город Альметьевск в 25 км на север от северо-восточной части, изучаемой площади.
Непосредственно на площади залежей расположены поселки городского типа – Шугурово, Куакбаш, Зеленая Роща. Остальные населенные пункты сельского типа – это Верхняя Чершила. Нижняя Чершила, Алешкино, Кузайкино, Тукмак и другие.
Все населенные пункты связаны между собой широко развитой сетью асфальтированных и грунтовых работ.
Ближайшими железнодорожными станциями являются Бугульма (50 км) и Клявлино (30 км) через которые проходит однопутная железнодорожная линия Ульяновск – Уфа. Кроме того, восточнее месторождения проходит железнодорожная линия, соединяющая нефтяные районы Бугульма – Лениногорск – Альметьевск – Акташ-Кама.
Населенные пункты электрофицированны. Электроснабжение осуществляется посредством линии передач от Куйбышевской, Уруссинской, и Заинской ГРЭС.
Местные месторождения твердых полезных ископаемых известняка, гравия, глины, песков – находя широкое применение в качестве строительных материалов.
Климат района умеренно континентальный.
Зима (середина ноября – март) умеренно холодная, снежная, с устойчивыми морозами, Средняя температураянваря -13,4 -15°С, в отдельные годы абсолютный минус опускается до –40 – 45°С Снежный покров устанавливается в конце ноября, его толщина в марте достигает 50–60 см.
Лето (июнь-середина сентября) теплое. Средняя температура самого жаркого месяца июля +18,2 +20°С, может достигать +36 +38°С.
Преобладающее направление ветров западное и юго-западное, со скоростью 2 – 5 м/сек. В летний период до 14 дней с суховеями. Атмосферные осадки выпадают неравномерно, среднегодовое количество их составляет 400 – 500 мм
Замерзание почвы с поверхности наблюдается с октября – ноября по апрель – май месяцы. Средняя глубина промерзания почвы достигает – 1 метра, минимальная -1,5 м.
Рельеф описываемой территории представляет собой довольно расчлененную равнину с самыми высокими абсолютными отметками у деревни Алешкино (+337 м) и на Шугуровском плато (+320 м). Минимальные отметки приурочены к речным долинам (+60, +100 м).
Реки, протекающие здесь, не судоходны и транспортного значения не имеют. Это река Шешма и ее правые притоки: Лесная Шешма, Каратай, Кувак. Реки текут с юга на север, северо-запад, что обусловлено общим понижением рельефа в этом направлением.
1.2 Стратиграфия
В геологическом строении залежей 301–303 принимает участие кристаллический фундамент и платформенный чехол.
Кристаллический фундамент сложен метаморфическими породами архейской группы. Осадочный чехол включает отложения девона, карбона, перьми и четвертичной систем. На поверхность обнажаются четвертичные и верхнеказанские отложения. Более древние образования вскрыты многочисленными скважинами. Общая мощность осадочного чехла около 2000 м.
Из них 75% приходится на карбонатные и 25% на терригенные породы.
Вопросами корреляции и стратиграфической идентификации разрезов скважин занимались многие исследователи. Эти вопросы отработаны достаточно хорошо, поскольку в разрезе, по данным ГИС, присутствует большое количество реперных пластов, имеющих площадной характер распространения. Поэтому, достаточно однозначно выделяются интервалы залегания продуктивных пластов.
Каменноугольная система – С
В пределах 302–303 залежей отложения каменноугольной системы представлены карбонатными отложениями нижнего и среднего отделов.
Нижнекаменноугольный отдел – С1
Серпуховский ярус – С1srp
В составе яруса выделяются тарусский, стешевский и протвинский горизонты.
Литологически отложения представлены известняками и доломитами кристаллически зернистыми, часто кавернозными и трещиноватыми.
Верхняя граница яруса (протвинский горизонт) проводится по резкой смене нижнекаменноугольной фауны (фораминифер, брахиопод и кораллов) среднекаменноугольными.
Продуктивная часть серпуховского яруса – протвинский горизонт (залежь 303), представлена известняками и доломитами зернистыми, светло-серыми, сахаровидными. Толщина горизонта 36–57 м.
В основании яруса залегают плотные известняки и доломиты общей мощностью иногда до 25 м.
Однако, не всегда подошва яруса отбивается достаточно четко. Толщина серпуховского яруса в целом составляет 116–157 м.
Среднекаменноугольный отдел – С2
Среднекаменноугольные отложения повсеместно залегают со стратиграфическим несогласием на породах серпуховского яруса. В среднем карбоне выделяют два яруса: башкирский и московский. Общая толщина среднекаменноугольных отложений 255–375 м.
Башкирский ярус – С2bsch
По подошве башкирского яруса залегают плотные глинистые известняки и доломиты толщиной до 4–8 м.
В литологическом отношении ярус, в основном, сложен известняками органогенными, органогенно-обломочными, микрозернистыми, брекчиевидными и доломитами, кавернозными и трещиноватыми.
Продуктивная часть разреза сложена пористыми известняками, толщина которых колеблется от 2 до 16 м. В кровельной части они перекрываются плотными глинистыми известняками (до 3 и более метров). В Шугуровском типе разреза пачка пористых известняков представлена в более сокращенном виде.
Толщина яруса изменяется от 6 до 36 м.
1.3 Тектоника
В тектоническом отношении основным структурным элементом, контролирующим в современном плане закономерности распределения промышленных скоплений нефти на площадях Ромашкинского месторождения является Южный купол Татарского свода – структура первого порядка.
Купол представляет собой крупное платообразное поднятие изометрической формы размером около 100×100 км.
Структурный план отложений нижнего карбона
По кровле продуктивных отложений Серпуховского яруса четко прослеживается крупная структура второго порядка – Шугурово-Куакбашский вал. В пределах изогипс 550–555 м – это асимметричное поднятие, вытянутое в субмеридиальном направлении на 18–20 км, ширина изменяется от 1,5 до 6,0 км, постепенно сужаясь к переклинальным частям структуры.
Наиболее приподнятая часть с амплитудой свыше 60 м находится в районе Шугуровского поднятия. Восточное крыло структуры, особенно на юге, круче западного.
С юга на север в границах вала выделяется ряд иногда довольно крупных поднятий третьего порядка: Ойкинское, Шугуровске, Сортоводское, Куакбашское.
Размеры их колеблются от 60 до 15 метров.
Последние в свою очередь осложняются большим количеством более мелких локальных поднятий и прогибов.
Ойкинское поднятие занимает юго-западную переклиналь. Это относительно небольшое (2,5×1,5 км) мало – амплитудное (15 м).
Шугуровское поднятие в границах изогипсы 530 м приобретает в плане вытянутую с юга на север овальную форму с размерами длиной 7,5 –8,0 км, шириной 1,5 – 3,0 км.
Сводовая часть имеет абсолютную отметку 486–490 метров. Амплитуда поднятия до 60 метров. На север и юг поднятие заметно выхолаживается до 15 и менее метров.
Пенокислотная обработка
Cтраница 3
При пенокислотных обработках на старых площадях в качестве пенообразователя используют гидрофобизирующий реагент марвелан — КО, который одновременно является и ингибитором коррозии.
Уксусную кислоту добавляют в количестве 1 % от объема раствора кислоты. [31]
Особенно эффективны пенокислотные обработки в коллекторах с низкими пластовыми давлениями. [32]
Большая часть пенокислотных обработок проведена в тех скважинах, где обычные кислотные обработки не принесли успеха. Пенокислотные обработки проводятся в скважинах месторождений, вступивших в позднюю стадию разработки: Ишимбайского, Введеновского, Старо-Казанковского, Грачев-ского, Тереклинского.
Здесь увеличивается и количество повторных обработок. [33]
Успешность технологии пенокислотной обработки определяется газосодержанием пены или степенью аэрации и скоростью ее закачки. [34]
Неоспоримые преимущества пенокислотных обработок, подтвержденные промысловой практикой, свидетельствуют о нецелесообразности применения кислотных обработок.
С использованием обычных кислотных обработок, как известно, удается успешно проводить лишь первые из них.
В дальнейшем эффект сильно снижается. Но после нескольких операций происходит преждевременный прорыв подошвенных вод. Объясняется это тем, что кислотный раствор, постоянно влияя на одну и ту же зону пласта, постепенно расширяет и углубляет эту зону после каждой обработки и, естественно, способствует прорыву воды. [35]
При проведении пенокислотной обработки необходимо определять объемы жидкости и газа ( воздуха) в поверхностных условиях.
[36]
Увеличение количества пенокислотных обработок в одной и той же скважине ( при неизменных объемах раствора кислоты, его концентрации и степени аэрации) также приводит к снижению их эффективности. Опыт применения пенокислотных обработок на ряде месторождений показывает, что проведение более трех пенокислотных обработок в одной скважине нецелесообразно.
Поэтому последующие пенокислотные обработки в данной скважине рекомендуют проводить направленно, с использованием нефтекислотных эмульсий. [37]
Эффективность применения пенокислотных обработок скважин определяется прежде всего скоростью взаимодействия кислотных пен с карбонатными породами. С уменьшением скорости взаимодействия создаются благоприятные условия для увеличения глубинного проникновения активной ( слабонейтрализованной) кислоты в пласт.
[38]
В отличие от пенокислотных обработок ( ПКО) скважин термо-пенокислотные обработки ( ТПКО) проводятся при повышенной температуре вследствие экзотермической реакции растворения магния соляной кислотой.
Выделяемое тепло способствует освобождению фильтрующей поверхности пласта от асфальтово-смо-листых отложений, увеличению химической активности в отношении кабронатных пород. За счет закупорки пенокислотой высокопроницаемых каналов воздействию кислотой при повышенной температуре подвергаются или расширяются каналы малых размеров.
Увеличение охвата пласта притоком после ТПКО показано исследованиями с помощью глубинных дебитометров. Особенностью технологии является также очистка призабойной зоны пласта пеной непосредственно после проведенной ТПКО.
Опытные ТПКО проводили в НГДУ Чекмагушнефть с использованием стержневого магния, загружаемого в реакционный наконечник. [39]
Применяют следующую технологию пенокислотных обработок ( ПКО) скважин.
Сначала предварительно промывают скважины водным раствором дисолвана ( 0 1 %) до искусственного забоя, дополнительно перфорируют обрабатываемый интервал из расчета 10 — 18 отверстий на метр толщины пласта, определяют приемистость скважины через спущенные НКТ при давлении на устье 10 МПа.
При наличии приемистости в количестве 15 — 20 м3 / ч проводят ПКО без спуска пакера. В противном случае процесс осуществляют с применением пакера и якоря. При этом в обрабатываемый интервал пласта кислотным агрегатом Азинмаш-30 закачивают до 20 — 30 м3 аэрированной соляной кислоты с массовым содержанием 18 — 27 % из расчета соотношения кислота: воздух — 1: 20 и 0 5 — 1 м3 HCI на метр толщины пласта при одновременной работе компрессора и Азинмаш-30 на минимальной производительности последнего.
Кислоту обрабатывают перед аэрацией дисолваном содержанием 0 1 % и продавливают в пласт нефтью в количестве, равном объему НКТ. После реакции кислоты с породой пласта в течение 2 ч проводят размыв нефтью до 30 м3 с помощью агрегатов 4АН — 700 с целью удаления продуктов реакции.
После снижения давления на устье до атмосферного скважину распакеровывают, осваивают и пускают в эксплуатацию. [40]
В начальный период пенокислотной обработки карбонатных коллекторов степень аэрации имеет меньшее значение, чем при последующих обработках.
Это вызвано необходимостью сохранения эффективности процесса за счет охвата обрабатываемой зоны пласта воздействием пенокислоты как по простиранию, так и по толщине залежи.
[41]
Последовательность операций при пенокислотной обработке следующая. [43]
Достигнуть максимального эффекта от пенокислотной обработки возможно лишь при условии, если зона охвата пласта кислотой по радиусу стенки скважины и концентрация кислоты будут больше, чем при предыдущей обработке.
[44]
Учитывая, что при пенокислотных обработках на выкиде из аэратора образуется смесь кислоты, ПАВ и сжатого воздуха ( или газа), аэратор необходимо располагать как можно ближе к устью скважины. Для предотвращения попадания кислоты в воздушную линию компрессора вход в аэратор необходимо оборудовать обратным клапаном. [45]
Страницы: 1 2 3 4
Поиск Лекций
Соляно — кислотные обработки скважин
Кислотные обработки скважин предназначены для очистки забоев, призабойной зоны, НКТ от солевых, парафинисто-смолистых отложений и продуктов коррозии при освоении скважины с целью их запуска, а так же для увеличения проницаемости пород.
Под воздействием соляной кислоты в породах ПЗС образуются пустоты, каверны, каналы разъедания, вследствие чего увеличивается проницаемость пород, а следовательно и производительность нефтяных (газовых) и приемистость нагнетательных скважин.
Различают следующие разновидности кислотных обработок:
Кислотные ванны предназначены для очистки поверхности открытого забоя и стенок скважины от цементной и глинистой корок, смолистых веществ, продуктов коррозии, кальциевых отложений от пластовых вод и освобождения прихваченного пробкой подземного оборудования.
Объем рабочего раствора, при кислотной ванне, составляет не более объема ствола (колонны) в заданном интервале, закачивают его до забоя, не продавливая в пласт. Раствор кислоты выдерживают в интервале обработки 16 – 24 ч. Затем отреагировавшую кислоту вместе с продуктами реакции удаляют из скважины обратной промывкой.
В качестве промывочной жидкости используют воду.
Простая кислотная обработка предназначена для воздействия на породы ПЗС с целью увеличения их проницаемости. Процесс ведется с обязательным задавливанием кислоты в пласт. Вначале закачивают нефть или воду, затем при открытом затрубном пространстве – расчетное количество приготовленного рабочего раствора соляной кислоты.
При этом объем первой порции кислоты рассчитывают так, чтобы она заполнила трубы и кольцевое пространство от башмака до кровли пласта.
После этого закрывают задвижку на затрубном пространстве скважины и под давлением закачивают в скважину остатки кислотного раствора. Кислота начинает проникать в пласт. Оставшуюся в трубах и в фильтровой части скважины кислоту продавливают в пласт нефтью или водой.
Кислотная обработка под давлением применяют с целью продавки кислоты в малопроницаемые интервалы продуктивного пласта.
Проводят с применением пакера.
При открытой задвижке затрубного пространства скважины и непосаженом пакере в скважину закачивают кислотный состав в объеме труб и подпакерного пространства, после чего пакером герметизируют затрубное пространство и закачивают кислоту в объеме спущенных труб с максимальным повышением темпа закачки. Затем, не снижая давления, вслед за кислотой прокачивают расчетный объем продавочной жидкости и закрывают задвижку.
Скважину оставляют в покое до полного спада или стабилизации давления.
Пенокислотные обработки применяют при значительной толщине пласта и низких пластовых давлениях. В призабойную зону скважины вводя аэрированный раствор кислоты и ПАВ в виде пены. При таких обработках используют кислотный агрегат, компрессор и аэратор. Пенокислотная обработка имеет следующие преимущества:
Ø Кислотная пена медленнее растворяет карбонатный материал, что способствует более глубокому проникновению активной кислоты в пласт.
Ø Кислотная пена обладает меньшей плотностью и повышенной вязкостью, что позволяет увеличить охват воздействием всей продуктивной толщины пласта.
Ø Содержание в пене ПАВ снижает поверхностное натяжение кислоты на границе с нефтью, а сжатый воздух, находящийся в пене, расширяется во много раз при понижении давления после обработки; все это в совокупности способствует улучшению условий притока нефти в скважину и значительно облегчает ее освоение.
Многократные обработки заключаются в том, что ПЗС обрабатывают несколько раз с интервалами между обработками в 5 – 10 суток с целью вывода скважины на максимальную производительность за короткий срок.
Поинтервальные (ступенчатые) обработки нескольких интервалов пласта значительной толщины с целью полного охвата пласта или отдельных продуктивных пропластков.
После обработки первого интервала и кратковременной его эксплуатации, принудительно-направленным способом воздействует интервал, пока полностью не будет охвачена вся толщина пласта. Проводить ступенчатые обработки целесообразно в скважинах после выхода их из бурения или в начальный период эксплуатации.
Термохимические обработки – обработки скважин горячей соляной кислотой, с магнием в специальном наконечнике, спущенном на НКТ в пределы интервала, намеченного под обработку.
Применяют для очистки ПЗС от асфальто-смолистых, парафиновых и других материалов.
Термокислотные обработки – комбинированный процесс, в первой фазе которого осуществляется термохимическая обработка, во второй (без перерыва во времени) – обычная, простая СКУ. Наполненный магнием наконечник спускают на трубах в скважину и устанавливают в зоне обрабатываемого интервала пласта.
Затем закачивают нефть и вслед за ней, без перерыва, 15% раствор соляной кислоты. Скорость прокачки кислоты должна быть такой, чтобы в течение всего процесса на выходе наконечника была одинаковая запланированная температура и постоянная кислотность раствора. Для загрузки наконечника используют магний в виде стружек или брусков квадратного или круглого сечения.
©2015-2018 poisk-ru.ru
Все права принадлежать их авторам.
Данный сайт не претендует на авторства, а предоставляет бесплатное использование.
Нарушение авторских прав и Нарушение персональных данных
ekoshka.ru
Кислотная обработка призабойной зоны пласта баженовской свиты после проведения гидроразрыва пласта
В.Т. Литвин, к.т.н., П.В. Рощин, к.т.н., Санкт-Петербургский горный университет, К.В. Стрижнев, д.т.н., Т.Н. Шевчук, ООО «Газпромнефть-Ангара»
Источник: Журнал «Нефтяное хозяйство»
«Газпром нефть» активно занимается поиском эффективных технологий интенсификации притока нефти из пород баженовской свиты, которая в последнее время представляет большой интерес для ведущих нефтегазовых компаний [1]. Фонд пробуренных на баженовскую свиту скважин включает как наклонно направленные скважины, так и скважины с горизонтальным окончанием. За основной метод при разработке свиты принят многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП) в горизонтальных стволах. В качестве перспективных зарубежных технологий совершенствования операций по гидроразрыву пластов рассматриваются и тестируются следующие технологии:
1. Mongoose (гидропескоструйная перфорация + ГРП). Технология реализуется с использованием гибких НКТ (ГНКТ) и пакера многоразового действия.
2. Plug&Perf (перфорация + установка пробки + ГРП). При применении технологии используется пакер-пробка на кабеле или ГНКТ для разобщения интервалов ГРП.
Проводятся установка пробки, затем перфорация (кумулятивная или гидропескоструйная) интервала, после чего перфоратор поднимается и выполняется ГРП, затем операция повторяется.
3. Ball Drop System – наиболее распространенная в РФ технология МГРП. На НКТ спускается многосекционная компоновка ГРП, каждая секция активируется шаром определенного размера, который закачивается под давлением в скважину и попадает в седло своей секции. После попадания специального шара в седло отделение секции смещается, открывая доступ жидкости разрыва к пласту по специальным отверстиям в компоновке каждой секции. Проводится ГРП, затем операция повторяется.
В то же время опыт проведения различных геологотехнических мероприятий (ГТМ) в условиях коллекторов баженовской свиты на Средне-Назымском месторождении показал достаточно высокую эффективность кислотных обработок (КО), причем эффективность КО на действующем фонде скважин из года в год возрастает. Так, в 2007 г. средний прирост дебита по данному виду ГТМ составил 10,3 т/сут, в 2008 г. – 16,7 т/сут. При этом прирост дебита нефти за счет ГРП – примерно в 2 раза меньше (2007 г. – 8,9 т/сут,
2008 г. – 5 т/сут). Всего на Средне-Назымском месторождении с 2007 по 2012 г. выполнены 44 скважинообработки по добывающему фонду: гидроразрыв пласта – 5 скважино-операций; кислотная обработка призабойной зоны пласта (ПЗП) – 39 скважино-операций [2].
Для проведения успешной технологической операции немаловажным аспектом является использование рабочих жидкостей, отвечающих современным требованиям к ним, которые сложились за многие годы применения той или иной технологии. Так, для кислотной обработки требования к технологической жидкости следующие [3]:
1) отсутствие осадкообразования, особенно в присутствии ионов железа, в процессе реакции кислоты с минералами пласта-коллектора и на всех этапах ее движения в ходе технологической операции;
2) использование пролонгированнореагирующих с горной породой кислотных составов (КС) при высоких пластовых температурах;
3) низкое межфазное натяжение на границе раздела фаз нефти и КС при закачке, а также отработанного раствора при освоении;
4) охват воздействием низкопроницаемых участков и матрицы продуктивной части залежи;
5) низкая коррозионная активность КС; 6) совместимость КС с пластовыми флюидами.
Исходя из указанных требований разработан КС с учетом полиминерального состава пород баженовской свиты Пальяновского месторождения [4]. На основе многочисленных экспериментов подобрана основа данного состава – смесь минеральной и органической кислот [2]. Для получения кислотной композиции использовались соляная и уксусная кислоты, имевшиеся в распоряжении подрядной организации. Для улучшения рабочих характеристик кислотной композиции были подо-браны специальные добавки (стабилизатор ионов железа, поверхностно-активное вещество, ингибитор коррозии) и их оптимальные концентрации.
Эффективность разработанного рабочего агента оценивалась путем моделирования термобарических условий залегания продуктивной залежи и фильтрации его через керн. Расход фильтрующихся нефти и кислоты составлял 0,2 мл/мин. Давление обжима задавалось статическим и соответствовало пластовому (25,3 МПа). Результаты фильтрационного эксперимента представлены на рис. 1. Из него видно, что начальный перепад давления при стабилизации фильтрации нефти был равен 14,19 МПа, а после успешной прокачки КС через низкопроницаемый керн баженовской свиты с естественной трещиной снизился в 10,4 раз до 1,36 МПа. Это свидетельствует о высокой эффективности разработанного КС.
Рис. 1. Результаты фильтрационного эксперимента
Дополнительно, для анализа растворяющей способности разработанного КС, керн сканировался до и после проведения фильтрации с помощью рентгеновского компьютерного томографа [5, 6] в Научно-образовательном центре коллективного пользования высокотехнологичным оборудованием «Центр коллективного пользования» Санкт-Петербургского горного университета (рис. 2). Как видно из рис. 2, в результате кислотного воздействия удалось получить зону с повышенной проницаемостью (черные области внутри кернового пространства). На первый взгляд, кажется, что образовалась большая червоточина. Однако при более детальном изучении результатов томографии (рис. 3) можно убедиться, что КС действительно проел керн насквозь. В то же время данная область характеризуется менее плотной упаковкой минералов в кремнисто-карбонатных прослоях, легко просвечивающихся рентгеновскими лучами. Скелет породы сохранился без деформирования.
Рис. 2. Разрез трехмерной модели керна баженовской свиты после воздействия кислотным составом
Рис. 3. Трехмерная модель пустотного пространства керна после прокачки кислотного состава:
1 – входной торец керна, зона начала реакции и фильтрации КС; 2 – матричная зона керна, подвергшаяся основному воздействию кислотой; 3 – пирит
Таким образом, в результате фильтрации разработанного кислотного состава при термобарических условиях пласта удалось воздействовать на низкопроницаемую матрицу с созданием в ней зон с повышенными фильтрационно-емкостными свойствами без разрушения скелета породы в нескольких кремнисто-карбонатных прослоях, разделенных между собой тонкими прослоями плотных битуминозных аргиллитов.
В качестве скважины-кандидата для обработки ПЗП рассматривалась скв. 157, в которой проводился ГРП. Процесс освоения по техническим причинам длился достаточно долго, в результате чего произошло неполное разрушение геля ГРП. Для воздействия на осадок от неразрушенного геля ГРП, осевшего в трещине, был подобран деструктор, представляющий собой сильный окислитель. Одна из литологических особенностей разрезабаженовской свиты данной скважины – высокая карбонатность (от 0,3 до 85,5 % по данным анализа кернового материала интервала перфорации), что является благоприятным фактором для проведения КО. В целом разрез соответствует упрощенной литолого-емкостной модели Пальяновского месторождения [4].
Таким образом, в данной скважине были применены разработанный кислотный состав и подобранный деструктор. Объем закачки рассчитывался исходя из размера трещины, полученного по данным геофизических исследований (рис. 4), и составил примерно 25-30 м3. Динамика работы скв. 157 после выполнения ГТМ по интенсификации притока нефти представлена на рис. 5.
Рис. 4. Результаты комплексной интерпретации данных геофизических исследований скв. 157
Рис. 5. Сравнение динамики работы скважины после проведения работ по интенсификации притока нефти
Фактический план проведения технологической операции, принятый для скв. 157, включал:
1) закачку деструктора на циркуляцию в объеме 13,3 м3;
2) закачку деструктора на пакере в объеме 6,7 м3;
3) продавку буферной жидкостью в объеме 13,3 м3;
4) реагирование в течение 2 ч;
5) закачку КС на пакере в объеме 20 м3;
6) продавку буферной жидкостью в объеме 13,3 м3;
7) выдержку состава на реагирование в течение 2 ч.
Как видно из рис. 5, коэффициент продуктивности после проведения ГРП начал уменьшаться и через 210 сут достиг нулевой отметки. В то же время после КО в первые 170 сут наблюдается небольшое увеличение коэффициента продуктивности и, несмотря на последующий резкий спад почти в 2 раза, скважина продолжает работать нефтью. Эффект от проведения КО длился более 320 сут и продолжается по настоящее время. Дебит газа после КО не отражен на рис. 5, однако следует отметить, что резких скачков он не имеет, колеблется около 2500 м3/сут и имеет тенденцию к небольшому росту за рассматриваемый период времени.
Таким образом, из-за высокого газового фактора и большого содержания свободного газа в потенциально продуктивных интервалах баженовской свиты классическая технология гидравлического разрыва пласта в рассматриваемой скважине, по мнению авторов, привела к резкому высвобождению значительного количества газа, который в свою очередь снизил и так невысокую фазовую проницаемость для нефти. Проведение же кислотных обработок является не только более щадящим методом интенсификации притока нефти, но и менее дорогостоящим.
В дальнейшем планируется проверка разработанного кислотного состава в скважинах, где операции по ГРП ранее не проводились. Также необходимо тестирование КО (рис. 6) с использованием разработанного вязкого реагента-отклонителя комплексного действия [6] в промысловых условиях. По мнению авторов, применение такой технологии будет способствовать повышению эффективности кислотных обработок пласта, направленных на интенсификацию притока нефти из трещинных коллекторов баженовской свиты.
k1 – высокопроницаемый прослой; k2 – прослой проницаемостью меньше k1; k3 – прослой проницаемостью меньше k2; пачка: 1 – кислотного состава; 2 – вязкого
отклонителя; 3 – газированной кислоты; 4 – газа
Список литературы
1. Баженовская свита – главный источник ресурсов нетрадиционной нефти в России / А.Э. Конторович, Л.М. Бурштейн, В.А. Казаненков [и др.]// Георесурсы, Геоэнергетика, Геополитика. – 2014. – №2. – http://oilgasjournal.ru/vol_10/kontorovich.html
2. Литвин В.Т., Рязанов А.А., Фарманзаде А.Р. Теоретические аспекты и опыт проведения работ по интенсификации притока нефти на коллекторах баженовской свиты // Нефтепромысловое дело. – 2015. – №5. – С. 24-29.
3. Литвин В.Т., Фарманзаде А.Р., Орлов М.С. Подбор кислотного состава для низкопроницаемых высокоглинистых пластов баженовской свиты (часть 1) // Интернет-журнал «Науковедение». – 2015. – Т.7. – №5. – http://naukovedenie.ru/PDF/214TVN515.pdf
4. Литвин В.Т., Стрижнев К.В., Рощин П.В. Особенности строения и интенсификации притоков нефти в сложных коллекторах баженовской свиты Пальяновского месторождения // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2015. – Т.10. – №3. – С. 12.
5. The Application of X-ray Micro Computed Tomography (Micro-CT) of Core Sample for Estimation of Physicochemical Treatment Efficiency / M.S. Orlov, P.V. Roschin, I.A. Struchkov, V.T. Litvin // SPE Russian Petroleum Technology Conference, 2015.
6. Литвин В.Т. Обоснование технологии интенсификации притока нефти для коллекторов баженовской свиты с применением кислотной обработки: дисс… канд. техн. наук. – Санкт-Петербург, 2016.
ntc.gazprom-neft.ru
Прогноз применимости соляно-кислотных обработок | Статья в журнале «Молодой ученый»
Библиографическое описание:
Кузьмин, Д. А. Прогноз применимости соляно-кислотных обработок / Д. А. Кузьмин, А. В. Лысенков. — Текст : непосредственный, электронный // Молодой ученый. — 2018. — № 17 (203). — С. 61-64. — URL: https://moluch.ru/archive/203/49820/ (дата обращения: 15.04.2020).
В данной статье проводится анализ эффективности применения различных видов соляно-кислотных обработок, проводимых в условиях Волковского месторождения, установление границ наиболее эффективного их применения. В результате проведенного анализа делается вывод о том, что при высоких значениях обводненности добываемой продукции наиболее эффективным методом соляно-кислотного воздействия является метод гипано-кислотной обработки.
Ключевые слова: кислотная обработка, скважина, соляно-кислотная обработка, дебит, гипано-кислотная обработка, интенсификация.
Загрязнение или кольматация призабойной зоны добывающих скважин является одной из основных проблем, осложняющих добычу нефти из карбонатных коллекторов. Причинами кольматации призабойной зоны пласта могут являться:
‒ проникновение фильтратов различных растворов в процессе промывки, бурения или глушения скважины в период ремонта;
‒ кольматация призабойной зоны частицами, содержащимися в фильтрующихся жидкостях [1, с.97].
Одним из основных методов очистки призабойной зоны карбонатного коллектора от загрязняющего материала является применение кислотного воздействия. Однако, стоит отметить, что эффективность такого воздействия определяется многими факторами, к которым можно отнести следующее: кратность проведенных обработок на скважине, неоднородность коллектора, обводненность продукции, наличие неработающих зон и пропластков, и пр.
Для получения положительных результатов от применения кислотного воздействия необходим тщательный анализ геолого-промысловых данных по каждой скважине, на которой планируется геолого-технические мероприятия по обработке призабойной зоны с целью выбора наиболее эффективного метода соляно-кислотного воздействия в условиях конкретной скважины [2, с.59]. Правильно выбранный метод соляно-кислотного воздействия позволяет обеспечить успешность проведения геолого-технических мероприятий по обработке призабойной зоны пласта, которая характеризуется приростом дебита нефти после обработки (Qпо) к дебиту нефти до обработки (Qдо), а также изменением обводненности добываемой продукции после обработки (Wпо) по сравнение с обводненностью до обработки (Wдо).
В ходе статистической обработки промысловых данных по скважинам Волковского месторождения, подвергавшимся кислотным обработкам, получены зависимости дебита нефти и обводненности после обработки от дебита нефти и обводненности до обработки (таблица 1). На рисунке 1, используя выборку скважин, на которых проводились СКО, построена зависимость обводненности после обработки от обводненности до обработки. На рисунке 2 изображена зависимость дебита нефти после обработки от дебита нефти до обработки при СКО. При помощи данных зависимостей получены уравнения связи, позволяющие по известным значениям дебита нефти и обводненности до обработки просчитывать дебит нефти и обводненность после обработки. Аналогичным образом получены зависимости и уравнения связи для ПКО, ТПКО, ГКО.
Рис. 1. График зависимости обводнённости после СКО от обводнённости до СКО
Рис. 2. График зависимости дебита нефти после СКО от дебита нефти до СКО
Таблица 1
Результаты статистической обработки промысловых данных
| Вид обработки | Величина выборки | Уравнение связи | Интервал изменения дебитов иобводнённости | Достовер-ность аппрокси-мации |
| СКО | 36 | QПО=1,282∙QДО+0,5792 WПО=1,089∙WДО+8,385 | 0,1–18,8 8,3–60,4 | 0,901 0,746 |
| ПКО | 45 | QПО=0,986∙QДО+1,4655 WПО=0,64∙WДО+6,671 | 0,3–21,1 4,2–57,1 | 0,925 0,765 |
| ТПКО | 51 | QПО=0,984∙QДО+1,0747 WПО=0,975∙WДО+6,112 | 0,2–13,2 3–78,3 | 0,861 0,885 |
| ГКО | 21 | QПО=1,2032∙QДО+0,829 WПО=1,21∙WДО-27,504 | 0,1–11,6 10,9–96,3 | 0,827 0,734 |
На рисунке 3 приведены графики зависимости дополнительной добычи нефти в результате проведённых обработок от обводнённости скважин до ремонта. Из рисунка видно, что с ростом обводненности дополнительная добыча нефти от СКО, ТПКО, ПКО стремительно снижается вплоть до нуля, что обусловлено следующим: по мере увеличения срока эксплуатации скважин на месторождениях, в которых применяются системы поддержания пластового давления, вследствие неоднородности карбонатного коллектора, появляются промытые водой каналы фильтрации, что является причиной роста обводненности добываемой продукции [3, с.148]. За счет того, что данные каналы фильтрации обладают высокой проницаемостью кислота при СКО, ТПКО, ПКО преимущественно проникает именно в них, оставляя неохваченными кислотным воздействием нефтенасыщенные интервалы пласта.
При высоких значениях обводненности, как показал анализ проведенных обработок, наиболее эффективным методом кислотного воздействия является ГКО, эффективность данного метода в высокообводненных скважинах объясняется тем, что при данных обработках создается изоляция промытых водой фильтрационных каналов и отклонение кислоты в нефтенасыщенные интервалы пласта за счет чего достигается ограничение отбора попутно-добываемой пластовой воды и увеличение дебита нефти.
Рис. 3. Зависимость дополнительной добычи нефти после применения кислотных обработок различного вида от обводнённости скважин
Результаты анализа проведенных обработок на скважинах Волковского месторождения в период с 2003 по 2017 гг. позволили выявить границы эффективного применения для каждого типа обработок, а также степень увеличения дебита нефти и дополнительную добычу нефти на одну успешную обработку (таблица 2).
Таблица 2
Успешность кислотных обработок ирезультаты интенсификации притока нефти кскважинам
| Вид кислотной обработки | Количество успешных обработок | Успешность обработок,% | Интервал обводнения скважин для эффективного применения,% | Среднее значение на одну обработку | |
| степень увеличения дебита | дополнительная добыча нефти, т | ||||
| СКО | 32 | 88,9 | 0–30 | 1,9 | 274,2 |
| ПКО | 40 | 88,9 | 0–40 | 2,2 | 386,0 |
| ТПКО | 46 | 90,2 | 0–25 | 2,1 | 282,1 |
| ГКО | 17 | 86,0 | 50–99 | 2,5 | 771,3 |
Выводы: проанализировав результаты кислотных обработок, проведенных на Волковском месторождении в период с 2003 по 2017 гг. выявлены интервалы обводнения скважин для эффективного применения различного вида кислотных обработок. Наиболее эффективным методом кислотного воздействия при высоких значениях обводненности добываемой продукции (более 50 %), является метод гипано-кислотной обработки, в условиях низкой обводненности добываемой продукции (не более 40 %), предпочтительными методами кислотного воздействия являются соляно-кислотные, термо-пенокислотные и пенокислотные обработки.
Литература:
- Скважинная добыча нефти / И. Т. Мищенко // Москва: Нефть и газ. РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2003. — 816 с.
- Глущенко В. Н., Пташко О. А., Харисов Р. Я. Кислотные обработки: составы, механизмы реакции, дизайн. — Уфа: АН РБ, Гилем, 2010. — 388 с.
- Логинов Б. Г., Малышев Л. Г., Гарифуллин Ш. С. Руководство по кислотным обработкам скважин. — М.: Недра, 1966. — 220 c.
Основные термины (генерируются автоматически): обработка, кислотное воздействие, дебит нефти, добываемая продукция, дополнительная добыча нефти, эффективный метод, призабойная зона, Волковское месторождение, гипано-кислотная обработка, соляно-кислотное воздействие.
moluch.ru
25071 (Применение соляно-кислотной обработки призабойных зон скважин) » СтудИзба
Текст 5 страницы из документа "25071"
Wk = 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
, (11)
где qB и qk – 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 (0,00198100=0,2 м3) от насосного агрегата, промывочные трубы диаметром 0,05 м, длиной 1085 м (0,001981090=2,16 м3) и нижнюю часть скважины от подошвы до кровли пласта (0,018625=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; kТР – 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
studizba.com
