Соляно-кислотная обработка скважины на Приобском месторождении

с_и - объемная доля товарного продукта (ингибитора).

Количество интенсификатора (принимаем Марвелан-К(О))

     

где b_инт - норма добавки интенсификатора, принятая равной 0,3 %. Желательно в первую половину раствора добавить 0,5 % - 32,2 л, во вторую 0,1 % - 8,8 л.

     При использовании технической соляной  кислоты в ней может содержаться до 0,4% серной кислоты. Ее нейтрализуем добавкой хлористого бария, количество которого определим по формуле

          (4)

где 21,3 - масса хлористого бария (кг), необходимая  для нейтрализации 10 кг серной кислоты; ах_р/х_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 4000 кг/м³ объем его с учетом (4) определяют

     

     Объем воды для приготовления кислотного раствора

 

2.5.2 Приготовление кислотного  раствора

     Налить  в мерник 3,7 м³ воды, добавить к воде 0,0168 м³ ингибитора В-2; 0,315 м³ уксусной кислоты; 8,4 м³ товарной соляной кислоты. Полученный раствор тщательно перемешать и замерить его плотность ареометром. При правильной дозировке плотность должна соответствовать заданной концентрации при температуре замера. Значение соответствующей плотности можно рассчитать по формуле

          (5)

     Для условий задачи

     

     

     Для определения  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 добавить в раствор 57,6 кг хлористого бария, хорошо перемешать раствор, через 5 мин после этого добавить 41 л интенсификатора Марвелан-К (О), раствор снова перемешать и оставить его на 2-3 ч до полного осветления, после чего раствор перекачать в цистерну Азинмаш-З0А и другие емкости. 
 

2.5.3. Обработка скважины

     В процессе подготовительных работ скважина промыта и заполнена нефтью.

1. Для  изоляции нижнего интервала продуктивного  пласта (h'=5 м) можно:

Первый  вариант.

      Закачать  бланкет (концентрированный раствор  хлористого кальция) в интервал от 2529+13,4-5=2537,4 м (т.е. на 5 метров выше подошвы пласта) до забоя скважины на глубине 2529+13,4+30=2572,4 м. Опустить трубы до подошвы обрабатываемого пласта и при небольшой подаче насоса Азинмаш-30А закачать раствор CaCl₂ плотностью 1200 кг/м³.

      Объем бланкета в этом варианте составит:

      Для получения 1 м³ раствора СаСl₂ плотностью 1200 кг/м³ требуется 540 кг СаСl₂ и 0,660 м³ воды. Для изоляции нижнего интервала необходимо 540·1,2818 = 692,2 кг СаСl₂ и 0,660·1,2818 = 0,8459 м³ воды. Транспортировка бланкета осуществляется продавкой нефтью в объеме выкидной линии длиной 30 м с внутренним диаметром d_B=0,05 м и насосно-компрессорных труб длиной 2529+13,4=2542,4 м (до подошвы пласта).

      Объем выкидной линии 

      Объем 1 м НКТ

      Объем нефти для продавки бланкета:

(с запасом на 5 метров)

      Нефть лучше взять из этого же пласта, но разгазированную и очищенную  от примесей. 

Второй  вариант

      Установить  пакер на глубине 2529+13,4+1=2543,4 метров, т. е. на 1-2 метра ниже подошвы пласта. Тогда необходимо будет изолировать h'+1=6 м бланкетом.

      Объем нефти для продавки тот же:

2. Затем  нужно поднять трубы и установить  башмак на глубине 2529+13,4-5=2537,4 метров (на 5 метров выше подошвы пласта). Разместить и обвязать оборудование.

3. Закачать  кислотный раствор в объеме  выкидной линии, насосно-компрессорных  труб и ствола скважины от  башмака НКТ до кровли пласта

где d₁ - наружный диаметр НКТ.

4. Закрыть  задвижку на затрубном пространстве  и насосом агрегата закачать  остальной кислотный раствор:

5. Для  задавливания кислоты в пласт  закачать нефть (нагрузку V_H) в объеме выкидной линии, насосно-компрессорных труб и ствола скважины от подошвы НКТ до кровли пласта

6. Затем  закрыть задвижку на выкидной  линии. Будет наблюдаться падение  буферного давления. Продолжительность  реагирования кислоты 1,5—2 ч.

7. Приток вызывают свабированием или с помощью компрессора, производится отработка скважины и очистка призабойной зоны от продуктов реакции.

     При открытии задвижки на выкидной линии  жидкость начнет поступать из пласта, но через некоторое время, после  частичной замены нефти в стволе скважины продуктами реакции, приток прекратится.

     После освоения скважину необходимо исследовать  для определения эффективности  кислотной обработки. Затем ее сдают  в эксплуатацию.

     Для увеличения эффективности кислотного воздействия на породу желательно, чтобы активная кислота проникала на большее расстояние от скважины. Радиус обработанной зоны увеличивается с ростом скорости закачки. Кроме того, увеличение подачи насоса при закачке снижает время контакта кислоты с оборудованием и уменьшает коррозию последнего.

     Режим работы агрегата выбирают таким образом, чтобы давление, создаваемое насосом, было достаточно для продавки раствора в пласт при максимально возможной  его подаче. В таблице 7 приведены  характеристики агрегата Азинмаш-З0А.

     Таблица 7

     Техническая характеристика агрегата Азинмаш-30А.

 

     Определим необходимое давление на выкиде насоса при закачке в скважину жидкости с расходом q = 6,85 л/с.

     

где Р_заб - максимальное забойное давление при продавке раствора:

     

P_ж - гидростатическое давление столба продавочной жидкости (нефть с плотностью 763 кг/м³)

P_т - потери давления на трение

- скорость движения жидкости  по трубам

- коэффициент гидравлического  сопротивления

Re - число Рейнольдса

- динамическая вязкость продавочной  нефти, равная 3 мПа×с.

     При закачке кислотного раствора агрегат Азинмаш-30А работает на III скорости при диаметре плунжера 100 мм. При этом давление на выкиде насоса (25 МПа) больше, чем необходимо для продавки в пласт раствора с дебитом 4,76л/с.

     Продолжительность нагнетания и продавки в пласт  раствора

     

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Эффективность вышеуказанного метода по повышению нефтеотдачи пластов (соляно-кислотной обработки) оценивается по значениям коэффициента проницаемости и продуктивности. Цель мероприятия – увеличение проницаемости призабойной зоны пласта за счет обработки кальматированных участков. Так как на Приобском месторождении коллектор терригенный, для рассматриваемой скважины рабочим агентом при проведении соляно – кислотной обработки главным образом является глинокислота. Глинокислота растворяет глинистую и цементную корки и очищает забой от механических загрязнений, вследствие чего проницаемость призабойной зоны повышается и мы получаем дополнительные притоки нефти.

И в  конце хотелось бы добавить, что  после нескольких десятилетий работ на нефтепромыслах, бесчисленных лабораторных и теоретических исследований, кислотная обработка пласта на сегодняшний день является одним из мощнейших инструментов, которыми располагает нефтяная индустрия для оптимизации добычи. Тем не менее, в этой области есть еще многое, что требует улучшения. 
 
 
 
 
 
 
 

 

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Геологические отчеты УДНГ ОАО «Юганскнефтегаз».
2. Авторский надзор за разработкой Приобского месторождения, Уфа, 2003.
3. И. Т. Мищенко, В. А. Сахаров, В. Г. Грон, Г. И. Богомольный «Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи», Москва, «Недра», 1984.