Состояние эксплуатационного фонда скважин
В 2004 из бурения и освоения введено 25 добывающих скважин, из новых скважин добыто 64413 тонн нефти. Эксплуатационный фонд добывающих скважин на конец 2004 составил 1699 скважин против 1834 на начало года, в том числе: действующих – 1590 (против 1651 соответственно), фонд скважин находящихся в консервации увеличился с 251 на 01.01.2004 до 356 на 01.01.2005, а бездействующий фонд по сравнению с 01.01.2004 уменьшился на 96 скважин и составил 109 скважины. В целом по месторождению имеется: 4 контрольных скважины, 71 пьезометрическая скважина, 23 скважины в ожидании ликвидации, 56 – ликвидировано. Общий пробуренный фонд – 2759 скважин. Из действующих скважин 925 скважин эксплуатируются ЭЦН и 665 скважин эксплуатируются ШГН.
МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ СОЛЯНО-КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ
Одним из основных методов повышения нефтеотдачи является поддержание пластового давления закачкой воды в больших объёмах. Исходя из практического опыта разработки месторождений отечеством и зарубежом соляно - кислотная обработка является одним из эффективных методов обработки ПЗП при соблюдении требований технологии при осуществлении данной ОПЗ [6].
Практически все добывающие и нагнетательные скважины (в период отработки на нефть) подвергались стимуляции. Кроме того, большинством скважин одновременно вскрыты два или три пласта. Анализ профилей приёмистости нагнетательных скважин показывает, что, как правило, основное количество закачиваемой воды принимает только лучшая часть одного из вскрытых пластов, а другие пласты и вскрытые интервалы закачиваемую воду не принимают. Поэтому важным является вопрос выравнивания профиля вытеснения не только в пределах одного пласта, но и подключение в разработку других, не работающих пластов.
|
|
|
Выбор предлагаемых к внедрению методов увеличения нефтеотдачи и технологий воздействия осуществлялся в три этапа. На первом этапе, на основании геолого - физических характеристик продуктивных пластов и существующих для каждого метода критериев их эффективного применения выбирались методы воздействия. На втором этапе выбирались базовые технологии, а на третьем этапе производился окончательный выбор конкретных технологий воздействия, композиций и составов [7].
Схема обвязки спецтехники при закачке растворов кислот в скважину представлена на рисунке 3.1.
Рисунок 3.1 – Схема обвязки спецтехники при закачке растворов кислот в скважину
Соляно - кислотная обработка включает в себя на первом этапе закачку углеводородного растворителя (нефрас), на втором этапе циклическую закачку 11 % кислотного раствора (HCl и HF) и 1 - 3 % водного раствора ПАВ (синол КАМ, сульфонол). Реакция на обработки нагнетательных скважин со стороны окружающих добывающих скважин не всегда однозначна. В 65 % случаев происходит увеличение дебита нефти по реагирующим добывающим скважинам обрабатываемых участков. Кроме того, по результатам промысловых данных обработка ПЗП оказывает существенное влияние на повышение нефтеотдачи пластов, объясняемое изменением профиля приёмистости скважин, увеличением охвата пласта заводнением, изменением коэффициента вытеснения нефти при применении нефтеотмывающих ПАВ [4].
|
|
|
В технологии восстановления продуктивности добывающих скважин и приёмистости нагнетательных скважинпредусматривается применение следующих углеводородных растворителей, кислотных агентов и химреагентов:
- ингибированная соляная кислота (11 % водный раствор);
- глинокислота (глинокислотный раствор 11 % НСl + (1-4) % НF);
- нефтяные растворители марок Нефрас А 120/200, Нефрас А 150/330,
Нефрас С4130/350;
- деэмульгаторы марок сепарол, прогалит, проксамин, реапон с концентрацией в растворителе 0,5 - 1,0 %;
- ингибиторы марок катапин, катионактивные ПАВ, Нефтехим с концентрацией в растворителе 0,5 - 1,0 %;
- водопоглотители (этиловый спирт, полиглицерин, этиленгликоль, бутиловый спирт, ацетон) [5].
|
|
|
Требования и нормы технических условий на нефтяные растворители марок Нефрас, соляную и фтористоводородную кислоты приведены в таблицах 3.1 - 3.3.
Таблица 3.1 – Требования и нормы ТУ 2122-205-00203312-2000 на ингибированную соляную кислоту4
| Показатель | Норма ТУ |
| Внешний вид | Жидкость от светло - желтого до коричневого цвета |
| Массовая доля HСl, %, в пределах | 20-27 |
| Массовая доля железа, %, не более | 0,03 |
| Скорость растворения стали СТ-3 или 08 КП при 20 оС, г/(м2×ч), не более | 0,2 |
| Массовая доля ингибитора, %, в пределах | 0,3-1,2 |
Таблица 3.2 – Требования и нормы технических условий на плавиковую
кислоту5
| Наименование показателя | Норма ТУ |
| Внешний вид | Прозрачный раствор от бесцветного до светло - желтого цвета |
| Физико-химический состав | Массовое содержание HF не менее 40 % |
| Плотность при 20 оС, г/см3 | 1,035-1,180 |
| Условная вязкость, с | - |
Продолжение таблицы 3.2
| Наименование показателя | Норма ТУ |
| Пределы выкипания, оС | 110 |
| Температура застывания, оС, не ниже | - |
| Класс опасности по ГОСТ 12.1.007-76 | II |
| ПДК вредных веществ в воздухе рабочей зоны, мг/м3 | 80 |
Таблица 3.3 – Физико - химические свойства нефтяных растворителей6
|
|
|
| Наименование показателя | Нефрас С4 130/350 | Нефрас А 150/330 (сольвент нефтяной сверхтяжелый по ТУ 38.1011049-98) |
| Внешний вид | Прозрачная жидкость от бесцветного до желтоватого цвета | Прозрачная жидкость желтого цвета |
| Физико-химический состав | Депарафинированная прямогонная фракция с массовым содержанием ароматических углеводородов не более 25 % | Широкая фракция алкилбензольных углеводородов С9-С10 |
| Плотность при 20 оС, г/см3 | не более 0,950 | не более 0,950 |
| Пределы выкипания, оС | 130-350 | 150-330 |
| Температура застывания, оС, не ниже | минус 45 | минус 65 |
| Класс опасности по ГОСТ 12.1.007-76 | IV малоопасные вещества | IV малоопасные вещества |
| ПДК вредных веществ в воздухе рабочей зоны, мг/м3 | 100 | 100 |
Все перечисленные реагенты разрешены к применению в нефтяной промышленности, имеют сертификаты ТЭКСЕРТ, относятся к III-IV классу опасности [6].
Для проведения ОПЗ из всего фонда скважин выбирают скважины удовлетворяющие условиям приведенным в таблице 3.4.
Таблица 3.4 – Критерии выбора скважин - кандидатов для проведения комплексной кислотной обработки7
| Скважины | Цель обработки | Объект воздействия |
| - вводимые в эксплуатацию новые объекты (без ГРП) при недостижении проектных показателей по дебиту жидкости | очистка ствола скважины, перфорационных каналов, ближней призабойной зоны от глинистых частиц фильтрата бурового раствора | кольматирующее вещество, скелет породы; |
| - снизившие продуктивность по причине ухудшения притока жидкости в ходе эксплуатации из - за уменьшения проницаемости ПЗП в результате миграции глинистых частиц и обломочного материала горной породы | увеличение проницаемости ПЗП | кольматирующее вещество и скелет породы; |
| - снизившие продуктивность в результате отложения солей в призабойной зоне, эксплуатационной колонне и насосном оборудовании | удаление отложений, восстановление продуктивности скважины | солевые отложения |
| - снизившие продуктивность в результате отложения АСПО в призабойной зоне, эксплуатационной колонне и насосном оборудовании | удаление АСПО, восстановление продуктивности скважин | АСПО |
| - снизившие продуктивность после ТКРС в результате поглощения больших объёмов воды | устранения эффектов капиллярного защемления, набухания глин и водной блокады | кольматирующее вещество |
Согласно таблицы была подобрана скважина № 41 куст Ватьеганского месторождения, которая имеет текущий дебит жидкости значительно ниже потенциального [9]. Для воздействия соляной кислотой, нефрасом и гидрофобизирующими технологиями наиболее подходит часть залежи, характеризующаяся низкими коллекторскими свойствами. Анализ растворимости кольматирующего материала показал, что он преимущественно растворяется в соляной кислоте, а АСПО в нефтяном растворителе.
Эффективность применения ОПЗ зависит от обводнённости скважинной продукции на момент проведения мероприятия, для подавляющего большинства эффективных кислотных обработок обводнённость продукции ограничивается
50 процентами. Следует отметить, что эффективность ОПЗ кислотными составами выше на скважинах с небольшими извлекаемыми запасами. Интерпретировать это можно следующим образом - скважины с малыми извлекаемыми запасами, эксплуатируются в сложных условиях с низкой выработкой и, следовательно, с большой долей невыработанных балансовых запасов. Воздействием химическими методами можно включить их в разработку [7].
Расчёт произведём на примере скважины со следующими исходными данными:
– глубина скважины № 3409 Н = 2335 м;
– эффективная толщина пласта h = 8 м;
– проницаемость пород к = 0,168 мкм2;
– пластовое давление Рпл = 14,4 МПа;
– внутренний диаметр скважины Dд = 0,130 м;
– диаметр НКТ d = 73 мм;
– температура пласта Тпл = 44 °С.
Для проведения комплексной обработки необходима соляная кислота концентрации 5 %.
Определим объем кислотного состава Vкс:
 ,
| (3.1) |
где Vкс – норма расхода кислотного состава, она составляет 0,5 м3 на один метр обрабатываемой толщины;
h – обрабатываемый кислотой интервал продуктивного пласта, м.
Определим объём товарной кислоты (Vтк) для приготовления раствора:
= 
= 
(3.2)
В технической кислоте содержится до 0,4 % серной кислоты, которую нейтрализуют добавкой хлористого бария. Рассчитаем его количество (Мхб):
| (3.3) |
где а – объемная доля серной кислоты в товарной соляной кислоте (0,4 %);
хр – объёмная доля (концентрация) кислотного раствора, %;
хк – объёмная доля товарной кислоты, %.
Найдем объём хлористого бария:
 =  м3,
| (3.4) |
где 
– плотность раствора хлористого бария, кг/м3.
В качестве стабилизатора используют уксусную кислоту. Рассчитаем
её объём (Vук):
 =  = 0,75 м3,
| (3.5) |
где bук – норма добавки 100 %-ной уксусной кислоты, %;
Cук – объёмная доля товарной уксусной кислоты, %.
Рассчитаем объём ингибитора (Vи) по формуле:
= 
= 0,04 м3, (3.6)
где bи – норма добавки ингибитора, %;
Си – объёмная доля товарного ингибитора, %.
Определим объём интенсификатора:
  =  = 0,2 м3,
| (3.7) |
где bин – норма добавки интенсификатора, %.
Найдем объём воды (Vв) для приготовления раствора:
(3.8)
.
Определим объём продавочной жидкости (Vпж) для продавки в пласт:
| (3.9) |
Объем продавочной жидкости для продавки в пласт при соляно - кислотной обработке рассчитывается исходя из объёма кислоты.
Если для 1,4 м3 кислоты берётся 4,06 м3 продавочной жидкости, то для
5 м3 потребуется 5∙4,06/1,4 = 14,5 м3.
Выбираем режим работы агрегата. Задаёмся производительностью агрегата (q) на II, III и IV передачах.
Выбираем минимальный номер передачи работы агрегата, так как I передача не рабочая берём II передачу. Производительность агрегата, при II передаче и при диаметре сменного плунжера равном 120 мм, равна 3,23 л/с. Определяем необходимое давление нагнетания:
| Рвн = Рзаб - Рж + Ртр, МПа, | (3.10) |
где Рзаб - максимальное забойное давление при продавке раствора, МПа
Рзаб = Рпл + q ∙ 10-3  ,
| (3.11) |
Pзаб = 14,4 + 3,23 ∙ 10-3 ∙ 
= 55,12 МПа,
где К - приёмистость скважины, м3/сут/МПа, К = 6,14 м3/сут/МПа
| где Рж - гидростатическое давление столба продавочной жидкости, МПа | |
| Рж = р ∙ g ∙ H, | (3.12) |
Рж = 1000 ∙ 9,8 ∙ 2370 = 23,22 МПа.
Принимаем Ртр = 0,5…1,5 МПа.
| Рвн = 56,12 - 23,22 + 1,25 = 33,15 МПа. |
Давление, создаваемое насосом, должно быть достаточным для продавки раствора в пласт, то есть Рнас ³ Рвн. Давление насоса при второй передаче равно 34 МПа, то наше неравенство будет верно 34 ³ 33,15.
Определяем продолжительность нагнетания и продавки в пласт раствора:
J = (V + Vпр) ∙ 
ч. (3.13)
| J = (16,8 + 14,5)∙1000/(3,23∙86400) = 2,7 ч. |
При проведении ОПЗ на скважинах Ватьеганского месторождения средний расчётный прирост нефти увеличился в среднем на 2,3 т/сут, продолжительность эффекта составила 12 месяцев.
Дата добавления: 2019-07-15; просмотров: 1090; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!