Курсовая работа (т): Определение расчетных показателей процесса соляно-кислотных обработок в скважине Южно-Шапкинского месторождения

Солянокислотный раствор в общем случае представляет собой смесь следующих реагентов и материалов:

соляной кислоты, выпускаемой промышленностью в трех видах - синтетическая техническая, техническая и из абгазов органических производств соответственно с концентрацией не менее 31; 27,5 и 24,5%;

ингибитора коррозии - вещества, снижающего коррозионное разрущение оборудования (катапин-А, катапин-К, катамин-А, марвелан-К(О), И-1-А, В-2, уротропин технический, формалин) и добавляемого в пределах от 0,05 до 0,8 % от количества кислотного раствора;

·   интенсификатора ПАВ для повышения эффективности СКО в результате улучшения выноса продуктов реакции и расширения профиля воздействия (катапин-А, катамин-А, марвелан-К(О), ОП-10, ОП-7, 44-11), добавляемого в пределах от 0,1 до 0,3 % от количества кислотного раствора;

·   стабилизатора для предупреждения выпадения осадков окисных соединений железа, алюминия, геля кремневой кислоты (уксусная кислота, лимонная кислота, плавиковая или фтористоводородная кислота), добавляемого в пределах от 0,8 до 2 % от количества кислотного раствора.

Перед обработкой в солянокислотный раствор для нейтрализации серной кислоты добавляют также хлористый барий. После реакции в емкости образуется осадок сернокислого бария.

Порядок приготовления раствора НС1: вода - ингибиторы - стабилизаторы - концентрированная соляная кислота - хлористый барий - интенсификаторы.

Раствор перемешивается, отстаивается в течение 2-3 часов, фильтруется, после чего он готов к употреблению. Приготовление кислотного раствора производится на специальной кислотной базе.

Для обработки терригенных коллекторов и увеличения активности воздействия на силикатные породы и материалы (аморфная кремнекислота, глины, аргиллиты, кварц) используют смесь 12 % процентного раствора соляной кислоты и от 3 до 5% раствора плавиковой (HF) кислоты и называют ее грязевой кислотой или глинокислотой. Обработка, соответственно, называется глинокислотной.

Рецептуру и вид кислотного раствора выбирают в зависимости от химического состава пород, типа коллектора и температуры. Так, при обработке ангидритов в солянокислотный раствор целесообразно добавлять от 6 до 10 % по массе азотнокислого калия. Сульфат и железосодержащие карбонатные коллекторы предпочтительно обрабатывать 10 или 15% процентными растворами уксусной (СН3СООН) исульфаминовой (NH2SO3H) кислот или солянокислотным раствором с присадками хлористого кальция или поваренной соли, а также сульфатов калия и магния. При обработке железосодержащих карбонатных коллекторов солянокислотным раствором осадкообразование предупреждается присадкой раствор уксусной или лимонной кислот в количестве соответственно от 3 до 5 % и от 2 до 3 % по массе. Повышенные температуры пластов (более 60 °С) обусловливают высокие скорости реакции кислот с породой и металлом оборудования, требуют более тщательного ингибирования кислоты и применения составов с замедленными сроками нейтрализации. Тип коллектора определяет необходимую проникающую способность кислотного раствора, от которой зависит охват воздействием по простиранию и толщине пластов, проникновение его в мелкие поры и микротрещины. Замедление скорости нейтрализации кислоты и как следствие увеличение глубины обработки пластов достигается применением кислотных эмульсий, пен, добавкой хлористого кальция, органических (уксусной и лимонной) кислот, ингибитора В-2 и др.

В трещиноватых и трещиновато-пористых коллекторах предпочтительно использовать вязкие и вязкоупругие системы - кислотные эмульсии и пены, загущенные КМЦ кислотные составы. В пористых малопроницаемых коллекторах и при загрязнении призабойной зоны минеральной взвесью предпочтительно применять кислотные растворы с повышенной фильтруемостью (проникающей способностью), к которым относят кислотный раствор, обработанный гидрофобизирующим ПАВ для добывающих скважин и гидрофилизирующими ПАВ для нагнетательных скважин, газированные кислоты (с преобладанием жидкой фазы) и кислотные аэрозоли (с преобладанием газовой фазы). В качестве газовой фазы используют азот (снижается коррозионная активность и взрывобезопасность), углекислый газ (повышается растворяющая способность смеси), воздух, углеводородный газ.

месторождение коллектор разработка залежь

3.3 Виды солянокислотных обработок. Технология проведения простых СКО

По технологии проведения СКО различают: а) кислотные ванны (без закачки кислоты в пласт с целью очистки ствола скважины); б) обычные (простые) СКО (с закачкой кислоты в пласт); в) СКО под давлением (с интенсивной закачкой кислоты в пласт, обычно, при использовании пакера); г) по-интеравальные (ступенчатые) обработки (с регулированием места входа кислоты в пласт).

Можно выделить также: а) пенокислотные обработки (с использованием аэрированного солянокислотного раствора в виде пены при средней степени аэрации в нормальных условиях от 15 до 25); б) газокислотные обработки (азот от АГУ 6000-500/200 или природный газ из соседних газовых скважин); в) серийные обработки (многократные с интервалом от 5 до 10 сут); г) кислотоструйные обработки (через гидромониторные насадки).

Кислотные ванны применяют в скважинах с открытым забоем после бурения и при освоении. Кислотный раствор вводят методом промывки (прокачки). Применяется раствор повышенной концентрации (от 15 до 20%). Время выдержки составляет от 16 до 24 ч.

Простые СКО наиболее распространенный вид обработки призабойной зоны. Технология проведения обычной СКО заключается в последовательном выполнении следующих операций:

·   промывка скважины;

·   закачивание расчетного объема кислотного раствора в скважину;

·   задавливание расчетного объема кислотного раствора в ПЗС в пределах обрабатываемого интервала;

·   вызов притока и освоение после нейтрализации кислотного раствора;

·   исследование скважины.

Промывка скважины (прямая, обратная или комбинированная). Выполняется при открытых задвижках на устье и затрубном пространстве. Жидкость, заполняющая скважину, и жидкость промывки поступают в емкость на поверхности.

В процессе этой операции скважина очищается не только от грязи, но и от отложений смол, парафинов и асфальтенов, которые могут отлагаться в ПЗС, в перфорационных каналах и на стенках скважины. При этом в качестве жидкостей промывки используются: керосин, дизельное топливо, пропанобутановая фракция, конденсат и др. растворители. После промывки добывающая скважина заполняется, как правило, нефтью. В скважинах, дающих нефть с водой, при слабом водопроявлении и при нижнем положении обводненного интервала можно ограничиться заливкой на забой бланкета концентрированного раствора хлористого кальция или тяжелой и вязкой эмульсии типа «вода в нефти». В остальных случаях необходимо выполнение работ по изоляции притока воды, например с применением твердеющих смол. Транспортировка бланкета на забой осуществляется нефтью после расчета времени, в течение которого расчетный объем бланкета достигает положенной глубины.

Закачку расчетного объема кислотного раствора в скважину ведут через НКТ во избежание повреждения эксплуатационной колонны кислотой. Объем кислотного раствора зависит от толщины обрабатываемого пласта, свойств призабойной зоны и желаемой (рациональной) глубины обрабатываемой зоны.

Объемы кислотного раствора для простых обработок, в расчете на 1 м толщины пласта, рекомендуются следующие (в м3).

Для первичных обработок пористых пород:

· малопроницаемых, тонкопористых - 0,4 ÷0,6 ;

· высокопроницаемых - 0,6÷1 .

Для вторичных обработок пористых пород:

· малопроницаемых, тонкопористых - 0,6÷1;

· высокопроницаемых - 1,0÷1,5.

Для первичных обработок трещиноватых пород - 0,6÷0,8.

Для вторичных обработок трещиноватых пород - 1,0÷1,5.

Для последующих обработок общая растворяющая способность всего раствора должна увеличиваться как за счет наращивания объема, так и за счет повышения концентрации кислоты, если не требуется коренное изменение технологии обработок, например перехода на другие их виды.

За основную концентрацию рабочего кислотного раствора следует принимать 15% НС1, а за максимальную 20% НС1.

Продавочной жидкостью при таких обработках скважин обычно служит нефть того же месторождения. При обработках газовых скважин лучше применять для задавливания кислоты воду или газ. При обработках нагнетательных скважин - воду, желательно с добавкой ПАВ типа ОП-10 в первые ее порции.

Техника закачки кислотного раствора и продавочной жидкости определяется необходимостью выполнения основного условия обработки, а именно: уровень кислоты в затрубном пространстве в период закачки и продавливания ее в пласт должен находиться только в пределах интервала ствола скважины, выбранного для данной обработки.

Для скважин, в которых можно установить циркуляцию нефти с выходом ее из затрубного пространства при закачке агрегатом, предназначенным для обработки, это достигается следующим приемом. В нефтяную скважину форсированно закачивается нефть, а в нагнетательную воду, до устойчивого переливания ее из затрубного пространства. После этого закачивается кислотный раствор при открытом затрубном пространстве с контролем за расходом. Как только кислотный раствор будет подан в объеме насосно-компрессорных труб и емкости интервала обработки за трубами, немедленно перекрывается затрубное пространство и нагнетается запланированный объем кислоты. Вслед за ней, также без перерыва в закачке, подается продавочная жидкость в запланированном объеме.

При обработке открытого ствола скважины количество продавочной жидкости может быть запланировано лишь в объеме труб (трубы от насосного агрегата до скважины и трубы НКТ), если открытый ствол за трубами предусматривается оставить заполненным кислотой, или же в объеме труб и емкости интервала обработки за трубами, если предусматривается закачать всю кислоту в пласт.

В скважине, закрепленной обсадной колонной, количество продавочной жидкости планируется в объеме второго варианта (т.е. вся кислота продавливается в пласт). В нагнетательных скважинах продавочная вода закачивается в объеме, равном от 3 - 4 и более объемам труб, после чего скважина подключается к водоводу и после прямой и обратной промывок переводится под закачку.

В нефтяных скважинах, где по условиям в залежи установить циркуляцию невозможно, производится предварительная подкачка нефти на предельно высокой скорости и, вслед за ней, на той же скорости закачка всего объема кислоты и продавочной жидкости.

Для обеспечения более равномерной разработки приствольной части призабойной зоны и полного охвата всей мощности обрабатываемого пласта образованием первичных каналов растворения с учетом более глубокого развития их при последующих обработках скорость закачки ограничивается только при первичной обработке малопроницаемых тонкопористых карбонатов.

Во всех других случаях необходимо стремиться к максимальному увеличению скорости продвижения кислоты по пласту в целях достижения наиболее глубокого проникновения ее от ствола скважины.

После задавки кислотного раствора в пласт закрывается задвижка на устье скважины. Скважина закрыта. Время выдерживания кислоты на реагирование (нейтрализацию) в пласте зависит от многих факторов, учесть которые затруднительно. Наиболее надежно оно устанавливается на основе анализа на остаточную кислотность извлеченного из пласта отработанного раствора кислоты после определенного срока выдерживания ее в пласте.

Ориентировочно можно рекомендовать следующие сроки выдерживания:

· при оставлении хвостовой части кислоты в открытом стволе скважины от 8-12 ч и до 24 ч;

· при задавливании всей кислоты в пласт:

· при температуре забоя от 15 до 30° С до 2 ч;

· при температуре от 30 до 60° С 1 ÷1,5 ч;

· при более высоких температурах время выдерживания вообще не планируется, так как работы по переводу скважины на эксплуатацию займут большее время, чем его нужно для полной нейтрализации кислоты в пласте.

3.4 Оборудование применяемое при простых СКО

На обустроенных нефтяных промыслах, на которых проектируются кислотные обработки скважин (СКО), как правило, сооружаются кислотные базы с соответствующими подъездными путями (включая железнодорожную ветку), насосными помещениями, лабораторией, гуммированными емкостями, складскими помещениями, душевыми и помещениями для бригады, а также при необходимости и котельными для подогрева растворов в зимнее время.

На скважины рабочий раствор доставляется в автоцистернах 4ЦР емкостью 9,15 м3 или УР-20 емкостью 17 м3. Для перевозки концентрированных неингибированных кислот емкости должны быть гуммированы. Для перевозки ингибированных кислот достаточно покрытия этих емкостей химически стойкими эмалями. На скважинах часто используют передвижные емкости (на салазках) объемом 14 м3, которые в зимних условиях работы оборудуют змеевиком для обогрева растворов паром. Для перекачки кислот используются только специальные кислотоупорные центробежные насосы с подачей от 7 до 90 м3/ч и напора от 8 до 30 м.

Для закачки ингибированных растворов кислоты в пласт используется, например, специальный насосный агрегат на автомобильном шасси - "Азинмаш-ЗОА", с гуммированной резиной цистерной, состоящей из двух отсеков емкостью 2,7 м3 и 5,3 м3, а также с дополнительной емкостью на прицепе с двумя отсеками по 3 м3 каждый. Агрегат снабжен основным трехплунжерным горизонтальным насосом высокого давления 4НК500 одинарного действия для закачки кислоты в скважину. Насос имеет привод через специальную коробку от основного двигателя автомобиля мощностью 132 кВт. Конструкция силового насоса предусматривает сменные плунжеры диаметром 110 и 90 мм. Насосы обеспечивают подачу от 1,03 до 12,2 л/с и давление от 7,6 до 50 МПа в зависимости от частоты вращения вала (5 скоростей от 25,7 до 204 в мин-). Наряду с этим основным агрегатом при кислотных обработках скважины используют цементировочные агрегаты ЦА-320М, а также насосный агрегат для гидроразрыва АН-700.

Для предотвращения быстрого изнашивания агрегатов при прокачке даже ингибированного раствора кислоты необходима обязательная их промывка водой непосредственно после завершения работ. В промывочную воду желательно добавлять тринатрийфосфат в количестве от 0,3 до 0,5 % для, лучшей нейтрализации остатков кислоты. Силовой насос агрегата «Азинмаш-ЗОА» может забирать жидкость не только из емкостей, установленных на платформе агрегата, но и с помощью резиновых шлангов откачивать ее из емкостей на автоприцепе и из передвижных емкостей.

При кислотных обработках используется дополнительно цементировочный агрегат ЦА-320М в качестве подпорного насоса, подающего жидкость на прием силового насоса агрегата «Азинмаш-ЗОА». Кроме того, агрегат ЦА-320М со вспомогательным ротационным насосом низкого давления и двумя емкостями на платформе позволяет перемешивать растворы кислоты при введении в них различных реагентов, а также при необходимости перекачки растворов из одних емкостей в другие.

Ротационный насос используют также при приготовлении нефтекислотных эмульсий для закачки в поглощающие интервалы с целью расширения охвата обработкой большой толщины пласта. Для создания более высоких скоростей закачки, если подачи одного агрегата при данном давлении оказывается не достаточно, используют два и более параллельно работающих агрегатов. Устье скважины при обработке под давлением оборудуется специальной головкой, рассчитанной на высокие давления, с быстросъемными соединениями. Головка скважины с обязательным обратным клапаном и задвижкой высокого давления соединяется с выкидом насосного агрегата прочными металлическими трубами. Обычно в этих случаях используется оборудование для гидравлического разрыва пласта или пескоструйной перфорации.

4. РАСЧЕТ КИСЛОТНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА

4.1 Расчет необходимого количества реагентов

На Южно-Шапкинском месторождении проведен комплекс лабораторных исследований по изучению взаимодействия кислотных растворов различного состава с породами пласта.

На основании данных, полученных при лабораторных исследованиях для проведения СКО в скважинах Южно-Шапкинского месторождения проектируем обработку ПЗС раствором следующего состава:

·   13-15%-ная НСl;

·   ингибитор коррозии - уротропин;

·   интенсификатор - марвелан-К(О);

·   стабилизатор - уксусная кислота.

Объем кислотного раствора выбираем с расчетом 1 м3 раствора на 1 м толщины пласта. За толщину пласта принимаем длину интервалов перфорации. Исходные данные для проведения расчетов приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Исходные данные