Разработка рекомендаций по внедрению физико-химических методов воздействия на призабойную зону пласта в условиях месторождения Мухто

Поскольку объектом действия глинокислоты является цементирующий силикатный материал — аморфная кремнекислота, глины, аргиллиты и прочее,

 

 

 

 

оптимальный объем следует подбирать опытным путем, чтобы не увеличить количество глинокислоты до такого объема, при котором значительная масса породы окажется дезагрегированной и появятся условия для разрушения пласта. Поэтому для первичных обработок можно ограничиться объемом в 0,3—0,4 м3 кислоты на 1 м мощности пласта. Если продуктивные породы пласта сложены из трещиноватых пород, объем для первичных обработок можно увеличить до 0,75—1,0 м3 на 1 м мощности.

При обработке глинокислоту лучше приготовлять путем растворения в солянокислотном растворе технического бифторид-фторид-аммония.

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

Кислотный раствор весь задавливается в пласт и выдерживается на реагирование до 8-12 ч.

Время реагирования — от момента прекращения задавливания растворов до пуска скважины в работу — 8—12 ч, при высоких температурах пласта время сокращается до 6—8 ч. При извлечении отработанного раствора из пласта на поверхность он ни в коем случае не должен быть допущен в систему сбора нефти или газа, так как первые его порции (хвостовые - при закачке) должны обладать высокой кислотной активностью. Поэтому он должен быть сброшен в грязевой приямок у скважины или в другое удобное место.

Комбинированные обработки. Под комбинированной обработкой понимается совмещение кислотной обработки с каким-либо другим геолого-техническим мероприятием, увеличивающим производительность скважины.

 

 

 

2.6 Расчет процесса грязекислотной обработки скважины

 

В процессе эксплуатации снизилась производительность скважины по жидкости. С целью восстановления фильтрационных характеристик планируется проведение грязекислотной обработки скважины. Требуется определить объем и количество расходных материалов, состав оборудования и спецтехники. Выполнить схему размещения оборудования и спецтехники на устье скважины.

Мощность пласта – 14 м; глубина залегания пласта 1020-1029 м; диаметр эксплуатационной колонны – 0,149 м; толщина стенки колонны – 0,009 м; диаметр НКТ – 0,073 м; толщина стенки НКТ – 0,045; пластовое давление – 7 МПа.

Решение

Исходя из горно-геологических условий месторождения Мухто, первичную обработку необходимо проводить объемом в 0,3—0,4 м3 кислоты на 1 м мощности пласта[4,7]. Средний оптимальный состав рабочего кислотного раствора: НС1 — 8,0%; HF — 3,0%.

Плотность кислоты при 25 °С примем р = 1134 кг/м3.

Необходимый объем раствора

Wp = 0,4·14 = 5,6 м3.

 

 

 

Для определения объема товарной кислоты обычно пользуются таблицами и пересчетными коэффициентами. Методику расчета можно упростить, учитывая,

что плотность кислоты обусловлена ее концентрацией. При известной объемной доле кислоты ее WK определяем по формуле

WK =Wp*хp(5,09xp + 999)/[XK(5,09*Xk+ 999)], 

где xk , хр объемные доли товарной кислоты, кислотного раствора соответственно,%

При объемной доле товарной кислоты 8 % найдем ее объем

Wк = 5,6*8(5,09*8 + 999)/[27,5(5,09*27,5+ 999)] =1,4 м3.

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

Wyk = bук*Wp/Cук = 3*5,6/80 = 0,21 м3,

где bук — норма добавки 100 %-ной уксусной кислоты, bук = 3 %; Сук — объемная доля товарной уксусной кислоты, равная 80 %. В качестве ингибитора коррозии выбран реагент В-2, объем которого

Wи= bи*Wp/ Си = 0,2*5,6 / 100 = 0,0112 м3,

где bк — выбранная объемная доля реагента в растворе, %; С — объемная доля товарного продукта (ингибитора).

Количество интенсификатора для грязекислотной обработки (принимаем плавиковую кислоту (НF)):

WИНТ = b ИHT WP/100 = 3,4*5,6/100 = 0,19 м3,

где bИНТ — норма добавки интенсификатора, принятая равной 0,4 % .

Объем воды для приготовления кислотного раствора

WB = Wp— WK — ∑Wpear = 5,6 – 1,4 – 0,21- 0,0112 - 0,19 = 3,78 м3.

В процессе подготовительных работ скважина промыта и заполнена нефтью.

1. Нижний интервал продуктивного пласта изолируют закачкой бланкета — концентрированного раствора хлористого кальция. Трубы опускают до забоя и при небольшой подаче насоса Азинмаш-ЗОА закачивают раствор СаС12 плотностью 1200 кг/м3.

Объем закачиваемого бланкета составляет 

Vбл = 0,785D2h ' = 0,785*0,1492 *10 = 0,17 м3.

Для получения 1 м3 раствора СаС12 плотностью 1200 кг/м3 требуется 540 кг СаС12 и 0,660 м3 воды[7]. Для изоляции нижнего интервала необходимо 540*0,17 =91 кг СаС12 и 0,660*0,17 = 0,11 м3 воды. Транспортировка бланкета осуществляется продавкой воды в объеме выкидной линии длиной 20 м с внутренним диаметром dB = 0,05 м и насосно-компрессорных труб длиной 1000 м.

Объем выкидной линии VB = 0,785 dB2 *20 = 0,04 м3.

Объем 1м НКТ

V'HKT = 0,785d2*1 - 0,0030175 м3/м. V'HKT =0,014 м3/м

 Объем нефти для продавки бланкета V = V/в + VHKTL = 14,04 м3.

2. Трубы приподнимают, устанавливая башмак на глубине 1000 м, размещают и обвязывают оборудование.

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

 

 

 

 

 

4. Закрывают задвижку на затрубном  пространстве и насосом агрегата  закачивают остальной кислотный  раствор

V"K= VK - Wp = 12,66— 5,6= 7 м3.

5. Для задавливания кислоты в  пласт закачивают нефть (нагрузку Vн)

в объеме выкидной линии, насосно-компрессорных труб и ствола скважины от подошвы НКТ до кровли пласта

VH = V'K = 12,66 м3.

6. Затем закрывают задвижку на  выкидной линии. Буферное давление падает. 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 исследуют для определения эффективности кислотной обработки, а затем 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 3 приведены характеристики агрегата Азинмаш-ЗОА.

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

Рвн = Рзаб —Рж + рт = 10 — 8,7 + 0,34= 0,96 МПа,

где рзаб — максимальное забойное давление при продавке раствора

Рзаб=рпл+q*10 -3*86400/К =7 + 6,85*10-3*86400/50 = 10,5 МПа,

где рзаб — максимальное забойное давление при продавке раствора

рж — гидростатическое давление столба продавочной жидкости (нефть с плотностью 900 кг/м3)

Pж = pg(L— h') =900*9,81 (1000— 10)10-6 = 8,7 МПа,

 

Таблица 3 Техническая характеристика агрегата.

 

Скорость	Плунжер диаметром 100 мм		Плунжер диаметром 120 мм
	Теоретическая подача насоса, л/с	Давление, МПа	Теоретическая подача насоса, л/с	Давление, МПа
II	2,50	47,6	3,60	33,2
III	4,76	25,0	6,85	17,4
IV	8,48	14,0	12,22	9,7
V	10,81	11,0	15,72	7,6

 

 

 

 

рт — потери давления на трение

рт =λv2Lp/(2d) = 0,0221 *1,72*1000*900*10-6/(2*0,073) = 0,34 МПа,

v— скорость движения жидкости по трубам

v =q 10-3/(0,785d2) = 6,85*10-3/(0,785*0,0732) = 1,7м/с,

λ — коэффициент гидравлического сопротивления

λ=0,3164/Re 0.25 = 0.3164/422220'25 =0,0221,

Re — число Рейнольдса

Re = vdp/μ = 2,27*0,062*900/(3- 10-3) = 42 222,

μ — динамическая вязкость продавочной нефти, равная 3 мПа-с.

Подобные расчеты, проведенные для закачки в скважину жидкости с расходом 6,58 л/с, показали, что необходимое давление на выкиде насоса должно быть не менее 0,96 МПа.

Итак, при закачке кислотного раствора агрегат Азинмаш-30А работает на III скорости при диаметре плунжера 120 мм. При этом давление на выкиде насоса (17,4 МПа) больше, чем необходимо для продавки в пласт раствора с дебитом 6,85 л/с.

Продолжительность нагнетания и продавки в пласт раствора

τ= (Wp + VH) 103/(q*3600) = (5,6 + 12,66) 103/(6,85*3600) = 0,7ч.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

 

В разработанном курсовом проекте мной были рассмотрены следующие вопросы. В геологической части курсового проекта были изучены характеристики месторождения Мухто (литолого – стратиграфический разрез месторождения, тектоническое строения месторождения, баланс запасов нефти и газа, коллекторские свойства и нефтегазонасыщенность продуктивных пластов). В расчетно – технологической части мной были освещены причины снижения производительности скважин,  а так же представлена технологическая схема проведения кислотной обработки.

Исходя из полученных результатов анализа месторождения, мной был произведен расчет процесса грязекислотной обработки скважины.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

 

1. Андреев В.В. Справочник по добыче нефти. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000.
2. Бойко В.С. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. – М.: Недра, 1990.

3.   Справочная книга по добыче нефти. Под ред. Ш.К.Гиматудинова.-М. Недра, 1974.-700с.

4.   В.М.Муравьёв Эксплуатация нефтяных и газовых скважин.-М. Недра,1973.-382с.
5.   В.И.Щуров Технология и техника добычи нефти.-М.Недра,1983.

6. Гиматудинов Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1983.

7.   Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи. Учебник для

        вузов/ И.Т.Мищенко, В.А.Сахаров, В.Г.Грон, Г.И.Богомольный.-М.Недра,1984

8. Коршак А.А. Основы нефтегазового дела. – Уфа, ДизайнПолиграфСервис, 2001.
9. Кудинов В.И. Основы нефтегазового дела. – М.: ИКТ, 2004.
10. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. – М.: Недра, 1989.
11. Нюняйкин В.Н. Справочник нефтяника. – Уфа, «Башкортостан», 2001.
12. Покрепин Б.В. Разработка нефтяных и газовых месторождений. – М.: УМК, 2004.
13. Россохин С.Г. Оператор по добыче нефти и газа. – М.: Академия, 2002.

10.   А.М.Юрчук, А.З.Истомин. Расчеты в добыче нефти.

11. Бабалян Г.А., Леви Б.И. и др. Разработка нефтяных месторождений с применением поверхностно-активных веществ.