Головна

Проектування СКО.

  1. V. Побудова поздовжнього профілю і проектування траси
  2. Введення в інвестиційне проектування (ІП)
  3. Завдання 3. Проектування ділянок графічним способом.
  4. Завдання на курсове проектування
  5. ЗАВДАННЯ НА ПРОЕКТУВАННЯ
  6. Завдання №2. Проектування горизонтальної площадки

Питання 1. Підтримка пластового тиску. Необхідність ППД. Вибір системи ППД. Обгрунтування обсягів закачування робочого агента. Підготовка води. Кущові насосні станції. Технологічна система процесу ППД.

В процесі розробки нафтового родовища через відбір рідини з пласта в поклади починає знижуватися пластовий тиск і, відповідно, знижуються дебіти нафти в свердловинах.

З метою підтримки пластового тиску і збільшення поточних дебітів нафти і кінцевого нефтеизвлечения нафтові поклади розробляються з застосуванням різних методів впливу. Серед методів впливу на нафтові поклади найбільш часто застосовується метод підтримки пластового тиску (ППД) закачуванням в пласт води.

З безлічі методів впливу на продуктивні пласти слід зазначити наступні:

Регулювання пластового тиску може бути здійснено:

1. закачування води

- По периферії поклади - законтурне заводнення

- В нефтенасищенних частина поклади - приконтурної і внутріконтурное заводнення.

Внутріконтурное заводнення може бути реалізовано у вигляді:

- Розрізання родовища лінійними або нелінійними рядами нагнітальних свердловин;

- Блокової системи заводнення;

- Виборчого заводнення, одним з видів якого є осередкове заводнення

2. закачування газу в підвищені ділянки поклади.

3. Одночасної закачуванням води і газу.

Вибір того чи іншого методу ППД визначається рядом причин геологічного, технологічного, технічного і економічного порядку.

Принципова схема СИСТЕМИ ППД

Система ППД є комплексом технологічного обладнання необхідний для підготовки, транспортування, закачування робочого агента в пласт нафтового родовища з метою підтримання пластового тиску і досягнення максимальних показників відбору нафти з пласта.

Система ППД повинна забезпечувати:

- Необхідні обсяги закачування води в пласт і тиску її нагнітання по свердловинах, об'єктам розробки і родовищу в цілому відповідно до проектних

документами;

- Підготовку закачиваемой води до кондицій (за складом, фізико-хімічними властивостями, змістом хутро домішок, кисню, мікроорганізмів), які відповідають вимогам проектних документів;

- Проведення контролю якості вод системи ППД, замірів приемистости свердловин, обліку закачування води як по кожній свердловині, так і по групах, пластів і об'єктів розробки і родовищу в цілому;

- Герметичність і надійність експлуатації системи промислових водоводів, застосування замкнутого циклу водопідготовки і заводнення пластів з використанням стічних вод;

- Можливість зміни режимів закачування води в свердловини, проведення ОПЗ нагнітальних свердловин з метою підвищення прийомистості пластів, охоплення пластів впливом заводнення, регулювання процесу витіснення нафти до вибоїв видобувних свердловин.

Система ППД включає в себе наступні технологічні вузли (див. Рис.10.1)

- Систему нагнітальних свердловин;

- Систему трубопроводів і розподільних блоків (ВРБ);

- Станції по закачуванню агента (БКНС), а також обладнання для підготовки агента для закачування в пласт.

Водоочисні станції.Для підготовки прісної води з метою закачування в пласт застосовують комплекс споруд. На рис. 118 показана одна зі схем підготовки прісної води для заводнення. Вода з водоймища 1 подається в змішувач 3, в який дозується (додається) розрахункова кількість коагулянту з дозатора 2, після чого вода надходить в освіжувач 4, в якому осідає основна частина механічних зважених часток. Залишок зважених часток разом з водою надходить в гравійні фільтри 5 і осідає в шарі піску і гравію.

Очищена вода збирається в резервуарах 6, з яких насосами 7 перекачується на кущові насосні станції і далі до нагнітальним свердловинах. Насосом 8 здійснюють промивку гравійних фільтрів при їх забрудненні.

Очищення промислових стічних вод від плівкової нафти і механічних домішок здійснюють методом відстою і фільтрування в вертикальних резервуарах-відстійниках або в горизонтальних напірних відстійниках (булітів), в яких не відбувається контакту води з повітрям.


Кущові насосні станції (КНС) служать для нагнітання чистої підготовленої води в продуктивні пласти через нагнітальні свердловини. Одна кущова насосна станція забезпечує водою розташовані поблизу 5-6 нагнітальних свердловин. Більша кількість нагнітальних свердловин від однієї КНС можливо, але це нераціонально, так як в цьому випадку доводиться прокладати довгі водоводи високого тиску до віддалених свердловинах.


 Найчастіше кожна нагнетательная свердловина має самостійний водовід від КНС, що дозволяє забезпечувати індивідуальний завмер приемистости кожної нагнетательной свердловини. Водоводи від КНС до нагнітальних свердловин працюють під високим (до 25 мПа) тиском, виготовляються частіше з суцільнотягнутих труб діаметром 89 і 102 мм, укладаються в траншеї на глибину нижче глибини промерзання грунту. Витрата рідини змиритися централізовано на розподільної гребінки КНС за допомогою діафрагменних лічильників високого тиску.

Останні роки застосовуються БКНС (блокові кущові насосні станції), обладнані відцентровими насосами з тиском на лінії нагнітання від 10,0 до 20 мПа з електродвигунами СТД (синхронний трифазний двигун), з споживаної потужністю від 750 до 153 кВт. Гідність блокових КНС в тому, що вони виготовляються в заводських умовах, а монтуються на місцях їх застосування, що значно скорочує час будівництва, підвищується якість будівництва, знижуються капітальні вкладення і т. Д. На рис. 119 показана схема блокової кущовий насосної станції (БКНС).

БКНС складається з наступних об'єктів: насосна, що складається з насосних блоків; камера перемикання з одного або двох блоків напірного колектора (гребінки); розподільний пристрій РУ-6. Обігрівається БКНС за рахунок тепла, що виділяється електродвигунами насосних агрегатів і електричними печами. Насосне і допоміжне обладнання розміщується в вагончиках (виготовляються на заводах), які з'єднуються між собою, створюючи єдине приміщення. Працюють БКНС наступним чином (див. Рис. 119). Вода з магістрального водоводу 1 надходить в приймальний колектор 2, звідки подається до відцентровим насосів 4, які приводяться в рух електродвигунами 5. Пройшовши насоси і дистанційно керовані двигуни 3, вода надходить в високонапірний колектор-розподільник 7 (тиск тут доходить до 9,5- 19 мПа). З цього колектора через засувки 8 і 9 та витратоміри 6 вода подається в нагнітальні свердловини. На випадок аварійних ситуацій в системі 'БКНС передбачені металеві 400 м3 резервуари.

У схемі БКНС є можливість промивання свердловин і розвідних відвідав зливом, а також дренажем привибійної зони для очищення її від кальматірующего матеріалу методом багаторазових і короткочасних ізлівов. Сучасні БКНС повністю автоматизовані і працюють без обслуговуючого персоналу. Всі несправності на БКНС усуваються чергової виїзної ремонтною бригадою.

Технологія підтримки пластового тиску закачуванням води в пласт.Найбільш широко поширеним методом впливу на продуктивний пласт з метою підтримання пластового тиску і збільшення кінцевого нефтеизвлечения є метод закачування води в пласт.

Закачування води здійснюється через спеціальні нагнітальні свердловини. Розташування та сітка нагнітальних свердловин визначаються в технологічній схемі розробки родовища.

Закачування води в продуктивний пласт доцільно починати з самого початку розробки нафтового родовища. В цьому випадку є можливість не допустити зниження пластового тиску через відбір рідини з продуктивного пласта, підтримувати його на початковому рівні, зберігати високі дебіти нафти по свердловинах, інтенсифікувати розробку родовища і забезпечити отримання високих коефіцієнтів нефтеизвлечения. Як зазначалося, заводнення підрозділяється на законтурне, приконтурної, і внутріконтурное.

При законтурному заводнении закачування води в пласт здійснюється через нагнітальні свердловини, пробурені за зовнішнім контуром нафтоносності по периметру поклади. Відстань між нагнітальними свердловинами визначається в технологічній схемі розробки даного родовища. Лінія нагнітальних свердловин розподіляється приблизно в 400-800 м від зовнішнього контуру нафтоносності з метою створення рівномірного впливу на поклад, попередження утворення передчасних мов обводнення і проривів води до експлуатаційних свердловинах.

Законтурне заводнення зазвичай застосовується на невеликих за розмірами і запасами нафтових родовищах, в покладах з хорошими колекторськими властивостями як по товщині пласта, так і за площею. При таких умовах законтурне заводнення забезпечує більш повну вироблення запасів, витісняючи нафту до стягує рядах видобувних свердловин. До недоліків законтурного заводнення можна віднести підвищений витрата закачиваемой води через часткове догляду за межі лінії нагнітання; уповільнене реагування на поклад через віддаленість лінії нагнітання від видобувних свердловин і т. Д.

Більш ефективний вплив на поклад нафти досягається, коли нагнітальні свердловини розміщуються (буряться) всередині контуру нафтоносності, в водонефтяной зоні пласта, в більш проникних ділянках поклади.

Таке заводнення називають приконтурної заводнением. Приконтурної заводнення застосовується:

- На невеликих за розмірами покладах;

- При недостатній гідродинамічної зв'язку продуктивного пласта з зовнішньої областю;

- З метою інтенсифікації процесу видобутку нафти, так як фільтраційні опору між нагнітальними і видобувними свердловинами скорочуються за рахунок їх зближення. У той же час ймовірність утворення мов обводнення і неконтрольованих проривів води до окремих нафтовидобувних свердловинах збільшується.

Більш ефективною системою впливу на поклади нафти, що дозволяє швидше нарощувати видобуток нафти, скорочувати терміни вироблення запасів і підвищувати кінцеве нефтеізвлеченія, є внутріконтурное заводнення. При внутріконтурного заводнении нагнітальні свердловини розташовуються (буряться) всередині контуру нафтоносності. Вибір схеми розташування та сітки нагнітальних свердловин визначається конкретними геологічними умовами, фізико-хімічними властивостями нафти і т. Д.

В останні роки для інтенсифікації розробки нафтових родовищ поширеним методом став метод штучного «розрізання» поклади на окремі площі або блоки за рахунок закачування води в ряди нагнітальних свердловин, розташованих уздовж намічених ліній розрізання всередині природного контуру нафтоносності. При цьому створюються близькі до експлуатаційних свердловина штучні контури харчування, а кожна площа розробляється самостійно (рис. 1).

Мал. 1. - Схема внутріконтурного заводнення

У початковий період при внутріконтурного заводнении воду нагнітають в нафтову поклад. Далі в процесі нагнітання води в поклади вздовж лінії нагнітальних свердловин утворюється водяний вал, що розділяє поклад на частини. Для більш швидкого освоєння процесу внутріконтурного заводнення закачування води ведуть не в усі нагнітальні свердловини розрізає ряду, а через одну свердловину, а проміжні свердловини ряду експлуатуються тимчасово як нафтові з форсованим відбором нафти. У міру обводнення ці свердловини освоюються і переводяться в нагнітальні. Вперше в нашій країні внутріконтурное заводнення було здійснено на Ромашкінська родовищі в Татарії, яке було розрізано рядами нагнітальних свердловин на 26 відокремлених експлуатаційних площ.

Внутріконтурное заводнення дає можливість збільшувати темпи відбору нафти і скорочувати терміни разраюоткі великих нафтових родовищ. У деяких випадках для інтенсифікації розробки нафтового родовища використовують комбінований вплив, тобто законтурне (приконтурної) заводнення з внутріконтурного центральним заводнением. Наприклад, при центральному заводнении в центрі нафтового покладу бурять батарею (рис. 2) або кільцевої ряд нагнітальних свердловин (рис. 3). У тих випадках, коли проникність порід в периферійних ділянках нафтової поклади значно знижується, тоді можливо застосовувати осьовий заводнення, коли нагнітальні свердловини буряться уздовж осі складки (рис. 4).

Мал. 2. - Схема осередкового заводнення

Мал. 3. - Схема внутріконтурного кільцевого заводнення

Мал. 4. - Схема осьового заводнення

Щоб утримати середнє пластовий тиск в нафтового покладу на одному рівні, обсяг води, закачиваемой в пласт при заводнении, повинен бути рівним об'єму, що добувається з пласта рідини і газу. На багатьох нафтових родовищах з пластовим тиском, що перевищує тиск насичення нафти газом, одна тонна витягнутою нафти разом з попутним газом займає в пластових умовах обсяг, рівний 1,4 - 1,6 м3. Це означає, що для вилучення з пласта однієї тонни нафти в пласт необхідно закачати 1,4 - 1,6 м3 води. У той же час як показує практика, відповідність обсягів витягується з пласта на поверхню і нагнітається в пласт рідини не забезпечує підтримання пластового тиску на одному рівні. Це є наслідком того, що при внутріконтурного заводнении частина закачиваемой води йде в периферійні водяні зони пласта, окремі непродуктивні пропластки, в верхні або нижні шари і т. П Необхідно враховувати і те, що деяка кількість води втрачається на поверхні (пориви водоводів і т . Д.).

В середньому, орієнтовно прийнято вважати, що непродуктивні втрати води при внутріконтурного заводнении складають 15-20% від загального закачується обсягу води. Звідси випливає, що для ефективного внутріконтурного заводнення необхідно на витяг з пласта 1 тонни нафти з газом закачувати від 1,6 до 1,8 м3 води. Якщо потрібно підвищити пластовий тиск, то обсяг закачиваемой води повинен бути ще вище.

В даний час застосовується кілька систем внутріконтурного заводнення, які відрізняються один від одного розташуванням нагнітальних свердловин, послідовністю введення їх в експлуатацію, темпами закачування води в пласт, а також відборами нафти з нафтовидобувних свердловин.

При внутріконтурного заводнении застосовують і осередкове заводнення. Осередкове заводнення застосовується в тих випадках, коли на окремих ділянках поклади немає впливу від заводнення, внаслідок чого на цій ділянці падає пластовий тиск і, відповідно, падають дебіти нафти у видобувних свердловинах. При очаговом заводнении вибирають в центрі ділянки нафтовидобувну свердловину, переводять її в нагнетательную і починають закачування води, в результаті чого забезпечується вплив закачиваемой водою на навколишні нафтовидобувні свердловини.

Застосовується також виборча система внутріконтурного заводнення. Найбільш інтенсивної системою впливу на пласт вважається майданні заводнення. Видобувні і нагнітальні свердловини при цій системі розміщуються правильними геометричними блоками у вигляді п'яти, семи або девятіточечних сіток, в яких нагнітальні і видобувні свердловини чергуються (рис. 5).

При пятиточечной схемою на одну нагнетательную свердловину доводиться одна видобувна, при семиточечним схемою - дві видобувні, а при девятіточечной - три видобувні свердловини. Так як нагнітальні


Мал. 5. - Схеми розміщення свердловин при площадковому заводнении: а - 5-точкова система; б - 7-точкова система; в - 9-точкова система. Пунктиром виділені симетричні елементи

свердловини не дають продукцію, то девятіточечная схема як би найбільш економічна, але інтенсивність впливу на поклад при цьому значно менше і ймовірність появи ціликів нафти при прориві води в видобувні свердловини набагато більше. З метою інтенсифікації видобутку нафти і збільшення кінцевого нефтеизвлечения в продуктивний пласт нагнітають газ або повітря, а також здійснюють поперемінно закачування води і газу в пласт.

Нагнітання в пласт газу (повітря).Для застосування такого методу сприятливими об'єктами є пласти з крутими кутами падіння, що мають хорошу проникність і однорідність складу порід і насичені маловязкой нафтою. У таких пластах стиснений газ або повітря нагнітають в газову шапку або в підвищену купольну частину поклади. В останньому випадку нагнітання газу має на меті штучне створення газової шапки і тим самим перетворення режиму роботи покладу в Газонапірний. Кількість газу повинно бути таким, щоб заданий пластовий тиск зберігався тривалий час. В ідеальному випадку це кількість в пластових умовах має дорівнювати обсягу витягується з пласта продукції (нафта, газ, вода) або більше цього обсягу. Стиснутий газ (повітря) нагнітають в свердловини, розташовані в прісводовой частини поклади. В якості робочого агента найкраще застосовувати природний нафтовий газ, але якщо промисел не має потрібною кількістю газу, то за відсутності в пласті газової шапки можна в сводовую частина поклади закачувати також і повітря. Кількість повітря, що нагнітається газу (повітря) в свердловини оцінюється досвідченим визначенням поглинальної здатності свердловин. Норми закачування газу або повітря на одну нагнетательную свердловину встановлюють дослідним шляхом в межах 2000 - 5000 м3 / добу при потужності пласта не більше 20 м. Надмірна інтенсивність нагнітання робочого агента може призвести до марним його проривів в якому-бо одному напрямку.

Поперемінна закачування води і газу в продуктивний пласт.Удосконаленою системою впливу на поклад нафти зі складною будовою є почергове нагнітання води і газу в пласт.

Сутність цього методу полягає в наступному. Газ, при нагнітанні його в продуктіний пласт, впроваджується, перш за все, в високопроніцаемие пропластки, знижує в них фазову проникність для води, внаслідок чого при подальшому нагнітанні води в продуктивний пласт вирівнюється фронт витіснення і тим самим підвищується охоплення пласта впливом. Нагнітається слідом за газом вода проштовхує його за рахунок меншої в'язкості в малопроникні щільні пропластки, звідки витіснення нафти буде відбуватися в результаті поршневого і захопливого витіснення газу. Метод попеременной закачування води і газу в пласт є варіантом імпульсивного впливу на пласт, так як в цьому випадку створюються більш сприятливі умови для прояву капілярних сил внаслідок дворазового збільшення поверхневого натягу води на кордоні з нафтою.

Часткове розчинення газу в нафті, зменшуючи її в'язкість, також сприяє підвищенню ефективності процесу витіснення нафти водою. В умовах трещиноватого пласта ці процеси будуть йти ефективніше, так як розчинність газу і гравітаційне перерозподіл витісняє агента в нафти посилюються: розчинність - внаслідок збільшення поверхні контакту, а гравітаційне перерозподіл - за рахунок свободи потоків у відкритих тріщинах.

Гравітаційне перерозподіл по потужності пласта нафти і нагнітається газу створює умови, що перешкоджає випереджальному обводнення пласта по підошві в покладах з високою в'язкістю нафти. Крім того, утилізація попутного газу на ранній стадії розробки, зважаючи на відсутність споживачів, вирішує одну з важливих завдань охорони навколишнього середовища і надр. За даними дослідних і дослідно-промислових робіт кінцеве нефтеізвлеченія при попеременной закачування води і газу в пласт збільшується на 8 - 10%.

Подальше промислове впровадження цього методу стримується відсутністю малогабаритних на високий тиск і продуктивність Компресорами.

До води для закачування її в пласт пред'являються високі вимоги. Вода повинна мати хороші нефтевимивающіе властивості, не вступати в хімічну реакцію з пластовими водами з утворенням нерозчинних опадів солей, при взаємодії з глинистими частинками порід пласта не викликати їх набухання, не мати в своєму складі механічних зважених часток, нафтопродуктів, мікроорганізмів і т. Д.

Джерелами водопостачання для заводнення пластів є води відкритих поверхневих водойм (річки, озера, моря, океани), подрусловом води, пластові води глубокозалегающих водоносних горизонтів і ін.

Промисловими дослідженнями доведено, що найкращими водами для заводнення пластів є промислові стічні води, що утворюються з пластових вод, видобутих разом з нафтою з пласта, технічні води, які застосовуються на промислових установках підготовки нафти, паводкові, дощові води.

На більшості м / р з пластовим тиском, що перевищує тиск насичення нафти газом, обсяг 1 т видобутої нафти разом з попутним газом становить 1,4 - 1,6 м3. Це означає, що при добуванні 1 т нафти (за заміром на поверхні) в пласт для компенсації витраченої енергії повинно бути закачано 1,4 - 1,6 м3 води, а з урахуванням втрат води від 1,6 - 2 м3.

Тиск на вибої свердловини визначається по максимальному або оптимальному тиску, яке можуть розвивати застосовуються насоси.

де  - Тиск на вибої свердловини;  - Тиск на викиді насоса;  тиск стовпа води в свердловині;  - Втрати на тертя при русі води від насоса до забою свердловини.

Втрати тиск на тертя визначаються за формулами гідравліки.

Обсяг закачування води по кожній нагнетательной свердловині визначається по виведеному вище забійні тиску і коефіцієнту приемистости, який знаходиться в результаті дослідження свердловини:

 - Обсяг закачування води;  - Коефіцієнт приемистости; и  - Забійне і пластовий тиску.

Число нагнітальних свердловин для проваджень процесу заводнення пласта визначається часткою від ділення загального потрібного обсягу закачування на середню прийомистість однієї свердловини з урахуванням резерву свердловин до 20%

Питання 2. Різновиди соляно-кислотних обробок привибійної зони пласта. Умови застосування. Технологія процесу. Проектування СКО. Технічні засоби. Шляхи підвищення ефективності СКО.

Найбільш ефективним і часто вживаним методом обробки привибійної зони свердловин з метою відновлення або поліпшення проникності є кислотні обробки. Найчастіше кислотні обробки проводять з використанням соляної (НСl) і фтористоводородной (НF) кислоти.

Розрізняють декілька видів СКО, серед яких:

- Звичайна СКО.

- Кислотна ванна.

- СКО під тиском.

- Поінтервального або ступінчаста СКО і ін.

Звичайна СКО свердловин заснована на здатності соляної кислоти розчиняти карбонатні породи - вапняки, доломіт, доломітизовані вапняки, що складають продуктивні породи нафтових і газових родовищ. При цьому відбуваються такі реакції. При впливі на вапняк:

2НС1 + СаСО3= СаС12+ СО2.

При впливі на доломіт:

4НС1 + СаМg (СО3)2= СаС12+ МgС12+ Н2Про + 2СО2.

Продукти реакції соляної кислоти з карбонатами - хлористий кальцій (СаС12) І хлористий магній (МgC12) - Через їхню високу розчинність не випадають в осад з розчину прореагировавшей кислоти. Після кислотної обробки і завершення акції вони видаляються з привибійної зони пласта при освоєнні свердловини. Під дією соляної кислоти нерідко утворюються довгі кавернообразние канали та розширюються природні тріщини продуктивного пласта. В результаті значно збільшуються область дренування свердловин і дебіти нафтових або прийомистість нагнітальних свердловин.

ТЕХНОЛОГІЯ ПРОВЕДЕННЯ ЗВИЧАЙНОЮ СКО

Технологія проведення звичайної СКО полягає в послідовному виконанні наступних операцій:

1. Промивання свердловини (пряма, зворотна або комбінована). Виконується при відкритих засувках на гирлі і затрубному просторі. Рідина, що заповнює свердловину, і рідина промивання надходять в ємність на поверхні.

У процесі цієї операції свердловина очищається не тільки від бруду, а й від відкладень смол, парафінів і асфальтенів, які можуть відкладатися в ПЗС, в перфораційних каналах і на стінках свердловини. При цьому в якості рідин промивання використовуються: гас, дизельне паливо, пропан-бутанова фракція, конденсат та ін. Розчинники. Після промивання видобувна свердловина заповнюється, як правило, нафтою.

2. закачувати розрахунковий обсяг кислотного розчину в свердловину. Обсяг кислотного розчину залежить від товщини оброблюваного пласта, властивостей привибійної зони і бажаної (раціональної) глибини оброблюваної зони. Як правило, радіус обробки ПЗЗ при первинному впливі найменший. Щоб наступні обробки (друга, третя і т. Д) були технологічно ефективними, необхідно збільшувати радіус обробки в порівнянні з радіусом попередньої обробки. Аналіз результатів первинних СКО показує, що питома витрата кислотного розчину на метр оброблюваної товщини залежить від колекторських властивостей ПЗС: для нізкопроніцаемих колекторів невисокою пористості питома витрата 15% -го розчину НС1 змінюється від

0,2 до 0,6 м3 / м; для високопроникних колекторів - від 0,2 до 0,9 м3 / м; для тріщинних колекторів - від 0,3 до 0,9 м3 / м.

При закачуванні кислотного розчину в свердловину протягом часу досягнення нею оброблюваного пласта засувка на затрубному просторі відкрита, після чого вона закривається.

3. продавлювати кислотний розчин в ПЗС, продовжуючи агрегатом закачування розрахункового обсягу кислоти в свердловину. Потім кислотний розчин продавлюється нафтою або водою до повного його поглинання пластом. Після задавка кислотного розчину в пласт закривається засувка на гирлі свердловини. Свердловина закрита.

4. Нейтралізація кислотного розчину за рахунок реагування його з оброблюваної породою. Час нейтралізації, як уже зазначалося, залежить від тиску і температури і змінюється від 1 ч. До 24 год.

5. Після нейтралізації кислотного розчину проводять виклик припливу і освоєння, а потім - дослідження свердловини. За результатами дослідження до обробки і після судять про технологічний ефект.

Техніки, застосовується при СКО

Приготування кислотного розчину здійснюється, як правило, на спеціальних кислотних базах, організованих на території нафтовидобувного району. Для перевезення необхідних обсягів кислотного розчину на свердловини використовуються автоцистерни різного об'єму (до 20 м3). Для захисту ємностей від впливу кислоти (або розчинів кислоти) вони гумуючого або покриваються спеціальними хімічно стійкими емалями. При роботі при низьких температурах повітря ємності обладнуються спеціальними нагрівачами-змійовиками. Перекачування кислотних розчинів здійснюється спеціальними відцентровими насосами кислотоупорного виконання з різними подачами і тисками.

Закачування кислотних розчинів в свердловину здійснюється спеціальними насосними агрегатами на автомобільному шасі, наприклад, «Азінмаш 30 А». Насосний агрегат включає в себе гумоване цистерну для кислотного розчину, насос високого тиску (як правило, трехплунжерний насос одинарної дії) з приводом від коробки відбору потужності автомобіля. Змінні плунжери насоса дозволяють регулювати подачу в широких межах (від одиниць до десятків л / с). Тиск, що створюється насосом, також змінюється від одиниць до десятків МПа. Параметри роботи насоса залежать від швидкості (як правило, насосний блок має 5 швидкостей). Поряд з насосним агрегатом, для кислотних обробок використовується цементувальний агрегат (типу ЦА-320м), який грає роль підпірного насоса для основного агрегату, подаючи технологічні рідини на прийом силового насоса. Крім того, агрегат ЦА-320м, обладнаний ротаційним насосом нізкогоnдавленія і ємностями, дозволяє перемішувати кислотний розчин з різними реагентами, що додаються в нього на свердловині, а також при необхідності перекачувати розчини з одних ємностей в інші.

Крім агрегату ЦА-320м, при кислотних обробках при необхідності застосовується і агрегат для гідравлічного розриву пласта, наприклад, 4АН-700.

Найважливішим технічним елементом при проведенні СКО є спеціальна гирлова головка високого тиску на швидкоз'ємних з'єднаннях. Головка обладнана зворотним клапаном (його наявність обов'язково!) І засувкою високого тиску, з'єднаної з викиді насосного агрегату. На поверхні при обв'язці цистерн і агрегатів використовуються міцні металеві труби. Залежно від технологічних параметрів СКО одночасно можуть використовуватися кілька однотипних агрегатів, обв'язують в єдину систему.

При проведенні СКО необхідно суворо дотримуватися правил забезпечення безпеки життєдіяльності та захисту навколишнього середовища.

Крім звичайної СКО, на практиці досить широко застосовуються інші види кислотного впливу, які відрізняються від звичайної СКО технологією їх реалізації. Розглянемо деякі з них.

КИСЛОТНІ ВАННИ

Дані обробки застосовуються, як правило, в свердловинах з відкритим забоєм після буріння або в процесі виклику припливу і освоєння. Основною метою кислотних ванн є очищення ПЗС від залишків глинистої кірки, цементних частинок (при цементування обсадної колони вище продуктивного горизонту), відкладень солей (кальцитових) пластової води і ін. Обсяг кислотного розчину повинен дорівнювати обсягу свердловини від підошви до покрівлі колектора. Закачування розрахункового обсягу розчину ведеться при тиску, який визначається опорами в системі без задавка його в ПЗС.

Концентрація розчину для кислотних ванн вище і досягає 20%. Це пов'язано з тим, що при кислотних ваннах не відбувається перемішування розчину на забої. Час нейтралізації при таких обробках вище, ніж при звичайній СКО, і досягає 16-24 год.

КИСЛОТНІ ОБРОБКИ ПІД ТИСКОМ

Цей вид обробок призначений для підвищення ефективності кислотного впливу на привибійні зони неоднорідного по проникності колектора. При звичайній СКО кислотний розчин проникає в добре проникні різниці, а зони зниженої проникності фактично залишаються необробленими. Технологія СКО під тиском відрізняється від звичайної обробки наступним.

Спочатку проводиться гідродинамічний дослідження свердловини зі зняттям профілю припливу (приемистости) з метою встановлення зон підвищеної проникності і поглинаючих тріщин. Після цього свердловина звичайним чином готується до обробки. Потім в свердловину до покрівлі продуктивного горизонту спускається колона НКТ, на кінці якої розміщений пакер з якорем. У певний момент часу колона Пакер і заякорюють щоб уникнути пошкодження обсадної колони вище продуктивного горизонту високим тиском закачування кислотного розчину. Після цього проводиться закупорка високопроникних різниць закачуванням в них високов'язкої нефтекіслотной емульсії. Нефтекіслотная емульсія готується на свердловині з суміші 12% -го розчину НС1 і нафти, при цьому використовується відцентровий насос штатної техніки (автоцистерни).

Співвідношення компонентів емульсії таке: 70% за обсягом - кислотний розчин, 30% за обсягом - дегазована нафту. Якщо дегазована нафту легка, до неї додають, наприклад, окислений мазут, гудрон і ін. З метою отримання хорошої якості емульсії до неї додають емульгуючі речовини. В'язкість утворюється емульсії залежить від дисперсності її компонентів, т. Е від часу перемішування. При досить тривалому часу перемішування отримують мелкодисперсную емульсію з в'язкістю до 10 Па с. Отримана таким чином нефтекіслотная емульсія закачується в привибійну зону, проникає в зони підвищеної проникності і заповнює їх. Продавка емульсії ведеться при відкритій засувці на затрубному просторі до моменту, поки емульсія не досягне покрівлі продуктивного горизонту (черевика НКТ). Після цього виробляють пакеровкі і заякоріванню НКТ і закривають затрубних засувку. Якщо в НКТ закачаний розрахунковий обсяг кислотного розчину, то продавка емульсії здійснюється кислотним розчином. Тиск закачування збільшується, і емульсія проникає в зони підвищеної проникності. Після досягнення межі розділу «нефтекіслотная емульсія-кислотний розчин» черевика НКТ тиск закачування знову зростає. Під дією підвищеного тиску кислотний розчин закачується в нізкопроніцаемие різниці, що істотно збільшує охоплення пласта процесом кислотного впливу. Обсяги нефтекіслотной емульсії розраховуються за результатами гідродинамічного дослідження свердловини, профілів припливу (приемистости), а також колекторських властивостей оброблюваної зони пласта. Всі інші технологічні операції не відрізняються від таких для звичайної кислотної обробки.

термокислотні ОБРОБКА

Термокислотні обробка призначена для підвищення ефективності кислотних обробок карбонатних колекторів, коли в процесі експлуатації свердловин в привибійній зоні відкладаються асфальто-смоли-парафінові (АСП) речовини, що блокують карбонатную породу для нормальної реакції її з кислотним розчином.

Ефективною кислотна обробка буде тільки в тому випадку, якщо попередньо видалити з поверхні карбонатної породи асфальто-смоли-парафінові відкладення (АСПО). Видалення АСПО можливо в процесі промивки після їх розплавлення. Розплавлення АСПО досягається за рахунок екзотермічної реакції взаємодії соляно-кислотного розчину НС1 з магнієм або його сплавами:

Mg + 2HCl = MgCl2 + H2  + Qr,

де Qr - кількість теплоти, що виділяється при реакції, кДж.

Хлористий магній залишається в розчині. Кількість виділяється при реакції теплоти Qr залежить від багатьох чинників: концентрації кислотного розчину, його кількості, кількості магнію і його виду (магнієва пил, крихта, стружка або бруски), ступеня нейтралізації розчину і т. Д.

Термокислотні обробка виконується в два етапи.

1. Термічна обробка. Розраховуються такі кількості металевого магнію і кислотного розчину, щоб відбулася повна нейтралізація по магнію, а температура піднялася до розрахункової величини, достатньої для розплавлення в ПЗС асфальто-смоли-парафінових відкладень. Частково не прореагували кислота обробляє тільки пристінну зону ПЗС, не проникаючи глибоко в пласт. Основне хімічний вплив здійснюється на другому етапі.

2. термокислотні обробка. Кількість кислотного розчину береться істотно більшим, ніж при термічній обробці. На першому етапі йде термічна обробка, потім триває термокислотні. Процес здійснюється як при звичайній СКО. Витрата магнію на одну обробку коливається від 40 до 100 кг, рас

хід 15% кислотного розчину - до 10 м3

З метою зниження корозії металу кислотний розчин відзначено зниження формаліном (0,5% за обсягом), а стабілізується оцтовою кислотою (до 1,5% за обсягом). При такій обробці використання Унікол небажано, т. К. він знижує швидкість розчинення магнію.

Проектування СКО.

Основними критерії, що визначають вибір і обгрунтування застосування проектного рішення, є:

- Вводяться в експлуатацію нові об'єкти у разі недосягнення проектних показників по дебіт рідини;

- Виведені з бездіяльності з недосягненням необхідного рівня продуктивності;

- Солеотлагающіе свердловини і постають на ремонт в поточному місяці;

- Перекладні з видобувного фонду в нагнітальний;

- Які не вийшли на розрахункову продуктивність після поточного капітального ремонту свердловин;

- На підставі даних аналізу технологічного режиму або за результатами ГДВ встановлений високий скін-фактор;

- Падіння коефіцієнта продуктивності більш ніж на 30% від початкового;

- Поточні запаси нафти вище, ніж в середньому на одну свердловину по площі;

- Пластовий тиск у видобувній свердловині вище середнього по площі;

- Ефективність обробки ПЗП за результатами ретроспективного аналізу проведених раніше обробок.

Кислотні обробки проводять тільки в технічно справних свердловинах за умови герметичності експлуатаційної колони і цементного кільця, підтвердженої дослідженнями.



Розклад ПРИМІСЬКИХ МАРШРУТІВ ВІД АВТОВОКЗАЛУ апана | Причини, що знижують проникність привибійної зони пласта в видобувних і нагнітальних свердловинах. Вибір методу впливу на ПЗП.

Проектування, діагностика та оптимізація роботи установок свердловинних штангових насосів. Технологічний режим роботи свердловин. Дослідження роботи УСШН. | Фонтанний спосіб видобутку нафти. Умова фонтанування. Освоєння фонтанних свердловин. Дослідження фонтанних свердловин і встановлення оптимального технологічного режиму їх роботи. | Дослідження фонтанних свердловин і встановлення технологічного режиму їх роботи | Наземне обладнання-Колонна головка, фонтанна арматура, викидна лінія. | Періодична експлуатація малодебітних свердловин. Причини і вибір режиму періодичної експлуатації свердловин. | Причини відкладення асфальтенов, смол і парафінів в свердловинах та наземні комунікації. Методи видалення АСПО. | Газліфтна експлуатація, переваги і недоліки. Види газліфтних методів експлуатації. | Переваги та недоліки газліфтного способу експлуатації нафтових свердловин | Вибір методу впливу на ПЗП. | комплексні впливу |

© um.co.ua - учбові матеріали та реферати