Анализ и путем совершенствования Эффективности методов соляно-кислотных обработок

- некачественное вскрытие  пластов в процессе бурения скважин;

- снижение проницаемости  призабойной зоны в процессе  проведения ремонтных работ;

- выпадение асфальтено-смолистых  и парафиновых отложений в  призабойной зоне пласта.

               В зависимости от, от обуславливающего  улучшение фильтрационных свойств призабойной зоны, различают химические, физические и тепловые методы воздействия на призабойную зону. Одним   из основных методов ОПЗ с целью поддержания текущих темпов добычи нефти в скважинах является СКО.

               При высокой проницаемости неоднородности по толщине и простиранию продуктивного пласта, кислота поглощается в основном хорошо проницаемыми зонами пласта и реагирует в призабойной зоне. Проблема подключения в работу бездействующих зон пласта и увеличения радиуса обработки может решаться двумя путями:

- кратным снижением  скорости реакции соляной кислоты  с карбонатной породой за счёт  специальных добавок замедлителей;

- диспергированием соляной  кислоты до мельчайших глобул, покрытием глобул в защитную(не  реагирующую с карбонатом ) оболочку с последующей доставкой в глубину пласта и разрушением бронирующей оболочки.

               Для обработки соляной кислотой  неработающих участков пласта  необходимо предотвращать поступление  и уход кислоты в хорошо  проницаемую зону, работающую часть пласта .

               Этого можно достигнуть поинтервальной  кислотной обработкой с использованием  пакеров. Однако эта технология  сложна, требует значительных затрат  времени и средств, поэтому  применяется в ограниченных масштабах.  Значительно проще решается задача временным блокированием дренированной части пласта, какой либо высоковязкой системой (пробкой), не реагирующей с кислотой, но легко растворяемой нефтью.

               Наиболее распространенным способом  борьбы с солеотложением  является предотвращение его с применением ингибиторов. Существует много способов подачи растворов ингибиторов. Наиболее чаще применяется  способ периодической закачки ингибитора в призабойную зону скважины.

              Существующей опыт различных  промысловых и экспериментальных исследований  свидетельствует, что значительное влияние на продуктивные характеристики оказывает призабойная зона скважины. Проникновение твёрдых частиц и фильтратов буровых растворов, отложение асфальтэнов, смол и парафинов на стенках капилляров, уменьшение проницаемости в следствии изменения эффективного горного давления приводит к уменьшению добыных возможностей скважин, и соответственно, снижению темпов разработки и коэффициента нефтеотдачи.

7. Анализ технологической  эффективности

выполняемых СКО.

 

     Обработка призабойной зоны на Пальяновской площади проводилось на 142 добывающих скважинах. Всего проведена 181 обработка. Использовались различные методы такие как: СКО, ГКО, глубокое ОПЗ и т.д.

     Солянокислотная обработка выполнена на 17 добывающих скважинах. Проведено 36 обработок с успешностью 65%. Увеличение дебита кратно от 1,1 до 3,4 раза. За счет этого дополнительно добыто 14140 т. нефти. продолжительность эффекта колеблется от 55 до 47 суток. В 2 скважинах СКО проводилось по 3 раза. На 15 скважинах СКО проводилось по 2 раза.  С 1987 г. успешно применяется поинтервальный способ обработки призабойной зоны соляной кислотой, который достигается блокированием дренируемой части обработкой меловой эмульсией.

     Рекомендуется на скважинах проводить сначала СКО ,затем обработку глинокислотой, глубокую проникающую кислотную обработку, а только потом делать каверно-накопление. обработка каверно-накоплением разрушает цементный камень, что может вызвать водопроявления и затруднения в капитальном ремонте скважин. 

   

   

 

 

 

 

 

 

 

 

8. Рекомендуемая  технология проведения СКО.

     В зависимости от химко-минералогического состава пород пласта, состава загрязняющих фильтрующую поверхность и призабойную зону матерьялов, а также целевого назначения обработок применяются :

А) солянокислотные обработки

Б)  обработки глинокислотой, т.е. смесью соляной и плавиковой кислоты

В) двухрастворные обработки с задавливанием  в пласт последовательно сначала  раствора соляной кислоты, затем  глинокислоты.

  В рассматриваемых  скважинах просматривается слоистая неоднородность пластов, следовательно, коэффициент проницаемости невысок, поэтому  рекомендуется проводить двухрастворные обработки.

     При простых СКО кислота проникает в хорошо проницаемые прослои, улучшая их и без того хорошую проницаемость. Плохо проницаемые прослои остаются неохваченными. Для устранения этого недостатка применяют двухрастворные обработки.

Солянокислотный раствор предназначается  доля растворения привнесённых загрязняющих материалов и, по возможности, для полного выщелачивания карбонатов из призабойной зоны.

       За счёт этого  исключается возможность образования  в поровом пространстве пласта  остатков фтористого кальция  и других фторидов, способствующих  проницаемости пород пласта, а  также связывающих определённое, иногда очень большое количество HF, предназначенной для растворения глин, аргиллитов, слюд и других породообразующих силикатных компонентов.  Кроме того,  устранение карбонатов при действии солянокислотного раствора предупреждает опасность полной нейтрализации соляной кислоты ( из состава глинокислоты ) за счёт её взаимодействия с карбонатами, что привело бы к быстрому образованию в порах пласта студнеобразного геля кремневой кислоты, с дополнительной порчей пласта.

 

Сначала на скважине проводятся обычные подготовительные мероприятия: удаление забойных пробок, парафиновых отложений, изоляция обводнявшихся прослоев или создание на забое столба тяжелой жидкости в пределах обводнявшегося низа скважины.

  Для изоляции или для снижения поглотительной способности высокопроницаемых прослоев в пласт нагнетают эмульсию. Затем спущенным на НКТ пакером герметизируют кольцевое пространство, и в пласт закачивается оставшийся объем эмульсии под меньшим давлением. После эмульсии закачивается рабочий раствор HCl объемом, равным внутреннему объему НКТ, также при умеренном давлении, по достижении кислотой башмака НКТ закачка продолжается на максимальных скоростях для создания на забое необходимого давления. После рабочего раствора HCl закачивается глинокислота, а затем  продавочная жидкость объемом равным объему НКТ и подпакерного пространства. Время выдержки раствора для полной нейтрализации такое же, как и при простых СКО. После выдержки пакер с якорем и НКТ извлекаются, и скважина пускается в эксплуатацию. 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

9. Расчет процесса  проведения СКО и подбор необходимого  оборудования.

 Исходные данные  приведены в таблице № 2

		Таблица №2
L(м)	h(м)	Рпл(Мпа)	m(%)	D(м)	d(м)	q(м3/сут)	Qэ (т)
1471	6,4	15	0,2	0,22	0,05	13,24	951,79
1592	4,2	15	0,2	0,22	0,05	8,13	689,32
1643	5,6	15,5	0,2	0,22	0,05	9,58	758,14
1624	5,02	15,5	0,2	0,22	0,05	8,43	867,54
1530	6	14	0,2	0,22	0,05	8,62	892,24
1619	4,3	14,5	0,2	0,22	0,05	6,26	752,12
1446	3,8	16	0,2	0,22	0,05	6,92	346,89
1546	4,7	15	0,2	0,22	0,05	7,38	586,25
1448	4,6	15,5	0,2	0,22	0,05	10,11	695,24
1490	7	13	0,2	0,22	0,05	8,83	902,56

 

Скважина № 44

  Необходимый объем  раствора:

 W_р= 1,1*h

W_p = 1,1*6,4 = 7,04 м³_.

Объем товарной кислоты :

 W_k = W_p*x_p(5.09*x_p+999) W_k=7,04*15(5.09*15+999)/(27.5(5.09*27.5+999) = 3,63 м³ .

x_k, x_p – объемные доли товарной кислоты, кислотного раствора соответственно ,%.

    Если при  перевозке и хранении кислоты  ее концентрация изменилась, то  объем товарной кислоты рассчитывается:

W_k= W_p*5.09*x_p(5.09x_p+999)/(r_k(r_k - 999)

W_p= 7,04*5.09*15(5.09*15+999)/(1139(1139-999)) = 3,63 м³

В качестве замедлителя  реакции и стабилизатора окисных  соединений железа используем уксусную кислоту, объем которой определим  по формуле:

 W_ук= b_ук*W_p/c_ук=3*3,63/80=0.264м³

  b_ук- норма добавки 100 %-ной уксусной кислоты, равная 3%.

  С_ук- объемная доля товарной уксусной кислоты, равная 80%.

   В качестве  ингибитора коррозии выбран реагент  В-2, объем которого:

W_и= b_и  *W_р/c_и= 0.2*7,04/100=0.01408м³.

 b_и- выбранная доля реагента в растворе, равная  0.2%.

 с_и-объемная доля товарного продукта, равная 100%.

Количество интенсификатора, принимаем Марвелан-К(О):

  W_инт= b_инт *W_p/100=0.3*7,04/100=0.02112м³.

  b_инт- норма добавки интенсификатора, принятая равной 0.3%

   При использовании  технической соляной кислоты  в ней может содержаться до 0.4 % серной кислоты. Ее нейтрализуют добавкой хлористого бария, количество которого определяют по формуле:

G_хб= 21.3*W_p(a*x_p /x_p- 0.02)

G_хб=21.3*7,04(0.4*15/27.5 - 0.02)=29,77м³

21.3- масса хлористого  бария, необходимая для нейтрализации  10 кг серной кислоты.

ax_p/x_к- объемная доля серной кислоты в приготовленном растворе.

  а – объемная  доля серной кислоты в товарной  соляной кислоте, %.

0.02 -  допустимая объемная  доля серной кислоты в растворе, когда после реакции ее с  карбонатными породами соли не  выпадают в осадок, %.

   При плотности  хлористого бария 4000кг/м³ объем его с учетом G_хб определяют:

W_хб= G_хб/4000 = 29,77/4000= 0.007429м³

Объем воды для приготовления  кислотного раствора:

W_в= W_р- W_к - SW_реаг = 7,04-3,63-0,0148-0,01221-0,264-0,007429= 3,1м³

Порядок приготовления кислотного раствора.

 

     Наливают  в мерник 3,1м³ воды, добавляют к воде 0.01408м³ ингибитора В-2; 0,264 уксусной кислоты; 3,63 товарной соляной кислоты. Полученный раствор тщательно перемешивают и замеряют его плотность ареометром. При правильной дозировке плотность должна соответствовать заданной концентрации при температуре замера. Значение соответствующей плотности r_р  можно рассчитать по формуле:

W_к = W_р*r_р(r_р – 999)/(r_к(r_к- 999))

Для условий задачи

r_r= 999/2 +  Ö (999/2)²+1134(1134- 999) 3,63/7,04 = 1075 кг/м³

    Для определения r_р плотность товарной кислоты нужно брать по замеру ареометром при той же температуре, при которой измеряется плотность раствора. Если замеренная плотность больше расчетной, в раствор добавляют воду, если меньше, то товарную кислоту.

     Затем добавляют  в раствор 29,7 кг хлористого  бария, хорошо перемешивают раствор,  через 5 минут после этого добавляют  21 л Марвелан-К(О), раствор снова  перемешивают и оставляют его  на 2-3 часа до полного осветления, после чего раствор перекачивают в цистерну  Азинмаш-30А и другие емкости.

Обработка скважин

     В процессе подготовительных  работ скважина промыта и заполнена  нефтью. Закачивают кислотный раствор  в объеме выкидной линии, насосно-компрессорных  труб и ствола скважины от  башмака НКТ до кровли пласта:

V^’_к= V_в+ V^’_нкт * L + 0.785(D²- d² )*h = 0.04 + 0.0030175*1471 + 0.785(0.22² – 0 .073²)*7,04 = 5,66 м³

V^’_в = 0.785*d_в*20 = 0.785*0.05*20 = 0.04 м³

V^’_нкт= 0.785d²*1 = 0.785* 0.062²*1 = 0.0030175м³/м.

    Для задавливания  кислоты в пласт закачивают нефть  в объеме выкидной линии, насосно-компрессорных труб и ствола скважины от подошвы НКТ до кровли пласта

V_н = V^’_к = 5.66 м³

     Затем   закрывают задвижку на выкидной  линии. Буферное давление падает. Продолжительность реагирования  кислоты 1.5-2 ч. Приток вызывают свабированием или с помощью компрессора, производится отработка скважины и очистка призабойной зоны от продуктов реакции. После освоения скважину исследуют для определения эффективности кислотной обработки, а затем сдают в эксплуатацию.

При задавливании кислоты  в пласт не следует стремится  к достижению максимальных скоростей; надо первые 2-3 м³  задавливать при минимальном давлении на устье, при котором пластом поглощается кислота. Большую часть раствора следует задавливать при давлении, близком к давлению закачки воды.