Химические методы интенсификации, применяемые на Уренгойском НГКМ

Массированная кислотная обработка отличается от простой тем, что объем кислотного раствора, закачиваемого в пласт, должен обеспечить кислотой зоны радиусом в десятки метров. Технология аналогична технологии простой обработки.

Направленная  кислотная обработка проводится в случае, когда из всей вскрытой толщины необходимо обработать определенный интервал. Технология проведения следующая. После загущения скважины башмак фонтанных труб устанавливают у подошвы запланированного к обработке интервала. Затем заполняют продуктивную часть скважины и фонтанные трубы низкофильтрующейся жидкостью. Продавливают вязкую жидкость кислотным раствором через фонтанные трубы при открытой задвижке затрубного пространства. Кислотный раствор закачивается до заполнения фонтанных труб и ствола скважин в выбранном для обработки интервале. Расчетное количество кислоты закачивается в пласт при закрытой задвижке затрубного пространства вязкой низкофильтрующейся жидкостью. Выдерживают время, необходимое для реакции кислоты с породой, а затем вязкую жидкость замещают промывочной и осваивают скважину.

Направленную  кислотную обработку можно проводить  путем выделения интервала для  обработки сдвоенными пакерами, изоляция ниже интервала обработки песчаной пробкой, а сверху - пакером, стимулирования поглощения кислотного раствора давлением, создаваемым струйными перфораторами.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Методика расчёта основных параметров глинокислотной обработки скважины

1. Определение необходимого объёма кислотного раствора для ГКО:

где h – толщина пласта, м;

m – коэффициент пористости;

R_об – радиус обрабатываемой призабойной зоны пласта;

r_скв – радиус скважины.

Расчёт количества основных компонентов состава глинокислоты:

2. Определения объёмой доли основных компонентов глинокислоты.

Для определения соотношений пропорций HСl, HF и воды обычно пользуются таблицами и пересчётными коэффициентами.

3. Расчёт объёмов необходимых присадок

Для приготовления раствора необходимо присадки которые будут обеспечивать:

1. ингибирование коррозии скважинного оборудования, 
2. предотвращения выпадения трудноудаляемых гелеобразных соединений железа (уксусная или лимонная кислота 1 –  1,5 %),
3. предотвращение выпадения гипса под действием НСI на сульфатсодержащие карбонатные компоненты (хлористый кальций,
4. хлористый натрий, хлористый барий 0,02 – 0,05 %).

Кроме ингибиторов коррозии, стабилизаторов и присадок в раствор добавляют другие реагенты, что повышает эффективность ГКО, главным образом, благодаря увеличению проникающей способности рабочего раствора вглубь пласта и более плотного охвата воздействием ПЗП по толщине и простиранию. Это – замедлители реакции, гидрофобизаторы, загустители.

Объёмная  доля присадки определяется по формуле:

 

V_п,i = V_к.с./100% ∙ х_i;

 

Где x_i – доля i – той присадки, %.

Общий объём раствора с присадками:

 

V = V_k.с. +  ΣV_п,i.

 

4. Расчёт объёма агента продавки V_п.ж., которым нужно заполнить выкидную линию, НКТ, нижнюю часть скважины.

V_п.ж = V_вл + V_нкт + _{Vскв. пзп}

Где V_вл  – объём выкидной линии, м3

V_нкт – объём колонны насосно-компрессорных труб , м3

V_{скв. пзп} – объём скважины в интервале обрабатываемой зоны пласта , м3

3.1. Расчёт основных параметров ГКО

Таблица 1. Исходные данные

Название	Обозначение	Значение
Диаметр обсадной колонны внешний, мм.	Dн	162
Диаметр обсадной колонны внутренний, мм.	Dв	158
Пластовое давление, МПа.	Pпл	15,4
Интервал перфорации, м.		2915 – 2928
Коэффициент продуктивности, м3/сут × Мпа.	Кпр	0,62
Коэффициент пористости, %.	m	15 – 16
Коэффициент проницаемости, мкм2.	k	0,0055
Диаметр НКТ внутренний, мм.	d	41
Температура пласта, 0С.	Т	79

 

Данный интервал перфорации находится на уровне продуктивного  пласта БУ – 12 который характерен песчаным комплексом с присутствием глинистых и терригенных пород. В этом случае принимаем концентрацию кислоты в пределах 8 – 10 %.

V_к.с. = 3,14 ∙ 13 ∙ 0,18 ∙ (1,5² – 0,154²) = 16,366 м³;

Для приготовления 1 м³ 10 %-ной глинокислоты необходимо 326 л HCl, 66,6 л FH, и 607,4 л воды, при исходных концентрациях товарных кислот НСl – 27 % и HF – 40 %.

Таблица 2. Расчёт объёмных долей основных компонентов раствора

Компоненты	Расчёт объёмной доли
HCl	V1 = 0,3260 ∙ 16,366 = 5,3353 м3
HF	V2 = 0,0666 ∙ 16,366 = 1,0899 м3
H2O	V3 = 0,6074 ∙ 16,366 = 9,9407 м3

 

Таблица 3.Выбор реагентов используемых в качестве присадок

Наименование реагента используемого  в качестве присадки	Концентрация,%	Предназначение присадки
Уксусная кислота.	1,5	Для предупреждения выпадения трудноудаляемых  гелеобразных соединений железа.
Хлористый барий.	0,05	Для избежания выпадения гипса в ПЗП под действием соляной кислоты на сульфатсодержащие компоненты породы.
Реагент НС – 2.	1	Для уменьшения межфазового натяжения.
Реагент ПБ – 5.	1	Ингибитор коррозии.
Хлористый мышьяк	1,5	Ингибитор коррозии.

Таблица 4. Расчёт объёмных долей присадок

Номер присадки	Расчёт объёмной доли присадки
1	V4 = 16,366 ∙ 0,0015 = 0,245 м3
2	V5 = 16,366 ∙ 0,0005 = 0,00818 м3
3	V6 = 16,366 ∙ 0,01 = 0,164 м3
4	V7 = 16,366 ∙ 0,0015 = 0,245 м3
5		V8 = 16,366 ∙ 0,01 = 0,164 м3

 

Выберем в качестве агента продавки нефть.

Рассчитаем следующие объёмы:

V_в.л. – объём выкидной линии (d = 0,05 м, L= 100 м), м³;

              V_нкт – объём колонны насосно-компрессорных труб (при диаметре d_нкт= 0,041 м и длине НКТ L= 2928 м), м³;

              V_{скв. пзп} – объём скважины в интервале обрабатываемой зоны пласта, м³.

V_в.л. = 0,785 ∙ d_вл.² ∙ L = 0,196 м³;

V_нкт = 0,785 ∙ d_нкт² ∙ L = 5,2749 м³ ;

V_{скв. пзп} = 0,785 ∙ (2 ∙ r_с)² ∙ h = 0,242 м³.

 

Объём продавочной жидкости будет равен:

V_п.ж. = 0,196 + 5,2749 + 0,242 = 5,713 м³.

Технологический эффект  обработки  оценивается сопоставлением производительности скважины до и после обработки  её гидродинамическими характеристиками. После обработки  глинокислотой прирост дебита и увеличения коэффициента продуктивности наблюдались в скважинах   одновременно с этим улучшились характеристики ПЗП в этих скважинах, но, как видно, загрязнённое пространство (по расчётам) “очистилось” не полностью, в лучшем случае радиус загрязнённой зоны уменьшился в два раза, что и дало увеличение дебита на незначительные величины порядка 2 т/сут.

Оценка  дополнительно добытой нефти  в результате обработки производится, исходя из динамики дебита по скважине до и после обработки таблица 5.

Таблица 5. Результаты проведения кислотных  обработок

Номер скважины	Дебит до интенсификации т/с, тыс. м3/с	Дебит после интенсификации т/с, тыс. м3/с	Дополнительная добыча за период эксплуатации (т)	Номер скважины	Дебит до интенсификации т/с, тыс. м3/с		Дебит после интенсификации т/с, тыс. м3/с	Дополнительная добыча за период эксплуатации (т)
Нефть
6290 6294 6556 20361 20463 20345 20341 20345 20544 6606 20234	0 0,5 3,6 0,7 0 0 2,9 0 0 0 3,5	30 48 9,9 16 58 2 2,9 2,6 2,2 6 13,5	30574     9703 1212         1726	6261 6296 20394 20445 20541 20431 20433 20543 6615 6315	0 4 1,2 3,6 0 0,3 0 0 0,4 0	22,4 16 32 22 36,6 24 16,5 2,1 24 2,4		840   10400 10141 23243 858     4165
Газоконденсат
233 2384 5380	59 64 50	115 210 274		2421 5285 2486	58 205 92	100 150 229

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. Требования  безопасности и охрана окружающей  среды при проведении кислотных  обработок

4.1. Общие требования

Все химические реагенты, используемые в кислотных  композициях, должны входить в «Перечень  химических продуктов, разрешенных  к применению в технологических процессах нефтедобычи», иметь сертификаты качества и соответствия и санитарно-эпидемиологическое заключение.

К выполнению опытно-промысловых работ по закачке  композиций допускаются лица, ознакомленные с инструкциями по закачке определенных видов химреагентов, знающие правила и нормы по технике безопасности при капитальном и подземном ремонте скважин, прошедшие медицинскую комиссию.

Все емкости  для химреагентов должны быть установлены с наветренной стороны на расстоянии не менее 10 м от устья скважины. Расстояние между емкостями должно быть не менее 1 м.

На нагнетательном трубопроводе у устья скважины должны быть установлены обратный клапан и запорное устройство, а на устьевой арматуре – на затрубной линии манометр.

Соединение  автоцистерны с емкостью должно осуществляться с помощью гибких шлангов через сливной патрубок с задвижкой, установленной в нижней части цистерны.

Приступая к работе по закачке кислотных  растворов, оператор должен надеть спецодежду, спецобувь и применять соответствующие дополнительные средства индивидуальной защиты (защитная каска, защитные очки, резиновые перчатки, противогаз или респиратор, прорезиненный фартук).

Запрещается ремонтировать оборудование и нагнетательную линию во время закачки химреагентов в скважину, а также подтягивать соединения, устранять течи.

Во время  работ по закачке композиции запрещается  присутствие людей в непосредственной близости от устья скважины и нагнетательных трубопроводов.

Кислотные композиции действуют раздражающе  на слизистые оболочки и кожу, вызывают ожоги, поражают желудочно-кишечный тракт. При работе с кислотами следует  пользоваться индивидуальными средствами защиты в соответствии с типовыми отраслевыми нормами, соблюдать правила личной гигиены, не допускать попадания реагентов внутрь организма и на кожу.

При попадании  соляной кислоты на кожу необходимо произвести сильный смыв чистой холодной водой в течение 10 мин. Затем на обожженное место наложить "кашицу" из чайной соды.

При попадании  соляной кислоты в глаза (жжение, боль, слезотечение) надо их обильно  и энергично промыть сильной  струей воды. При ожоге слизистой оболочки рта также необходимо длительное промывание чистой холодной водой. Обязательно обратиться к врачу.