Проектирование проведения СКО на скважине

 

 

Из таблицы 1.4 видно, что доля дополнительной добычи нефти от применения микробиологических методов составляет - 28 %, химических - 47 %, физических – 25 %.

Более половины дополнительной добычи нефти от применения химических методов приходится на осадкогелеобразующие обработки - 58,8 %,  кислотные обработки занимают  29,7 %.

На рисунке 2 показано распределение дополнительно добытой нефти в 2013 году от применения различных методов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 2 − Распределение дополнительно добытой нефти в 2013 году от применения различных методов

 

На рисунке 3 приведены данные по удельной дополнительной добыче от применения химических методов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 3 − данные по удельной дополнительной добыче от применения химических методов

 

 

2. Современное состояние  и перспективы развития техники  и технологии проведения соляно-кислотной  обработки призабойной зоны нефтяных скважин

 

2.1 Обзор теоретической  и современной периодической  литературы по теме проекта

 

Простая соляно-кислотная обработка наиболее распространенный вид кислотных обработок нефтяных скважин, предназначен для разработки порового пространства ПЗП и очистки его от загрязняющего материала, с целью повышения их проницаемости, а следовательно и производительности скважин. Основная цель обработки - повышение проницаемости призабойной зоны за счёт растворения привнесённых в пласт взвесей и увеличения проходного сечения поровых каналов при частичном растворении карбонатных пород. Для простой соляно-кислотной обработки выбираются скважины, эксплуатирующие карбонатные пласты, характеризующиеся загрязнённостью ПЗП парафино-смолистыми отложениями и другими загрязняющими материалами, дебитом нефти ниже потенциального. Выбор скважин для СКО не ограничивается глубиной залегания пласта и величиной дебита. Обработки могут проводиться в скважинах с разным сроком эксплуатации, как в скважинах с открытым стволом, так и в обсаженных. Выбранные скважины должны быть технически исправными и иметь герметичность в интервале обработки. Простая соляно-кислотная обработка скважин проводится по следующей технологии. При открытом затрубном пространстве в НКТ закачивают раствор кислоты в объёме НКТ и затрубного пространства от нижнего конца НКТ до верхней границы обрабатываемого интервала пласта или интервал перфорации. Закрывают затрубное пространство, продолжают закачивать оставшуюся часть раствора, а затем продавочную часть раствора кислоты, а затем продавочную жидкость. После продавливания всего раствора в пласт закрывают устье и скважину оставляют на реагирование. При первичных обработках для более полного охвата всей толщины пласта, рекомендуется давление продавливания раствора кислоты составляет 8-12 МПа. При последующих обработках стремятся к максимально возможному увеличению скорости продвижения раствора кислоты по пласту для достижения наиболее глубокого проникновения его в пласт. При обработке малопроницаемых пород рекомендуют несколько ограничить скорость продавливания раствора кислоты для более полного охвата толщины обрабатываемого пласта и исключения его разрыва. Ориентировочные сроки выдерживания растворов кислот на забое скважины 0,5 - 4 часа. До обработки скважины исследуются на профиль притока. Снимается кривая восстановления давления для определения коэффициента проницаемости, пъезопроводности, приведенного радиуса. Для обработки ПЗП приготавливается 15 % раствор НСI из расчета 1,8-2 м3 на один метр мощности обрабатываемого пласта. Далее проводится промывка ПЗС водой от грязи со спуском НКТ до забоя. НКТ промывают 15 % раствором НСI. Для этого 0,5 м3 раствора закачивается в НКТ и продавливается до нижнего конца, а затем обратной промывкой выбрасывается на поверхность. Для чистых или новых труб эта операция не производится. Закачивается приготовленный объём кислотного раствора. Продавка его производится водой при максимальной возможной скорости. Продавочная жидкость берётся в 1,5 объёма НКТ. В случае обработки без пакера затрубное пространство заполняется водой. Далее скважину закрывают, и кислотный раствор оставляют в пласте для реагирования на 16 часов. Продукты реакции удаляют промывкой, после чего спускают глубинное оборудование и вводят скважину в эксплуатацию.

При осуществлении технологического процесса по закачке салянной кислоты применяется следующее оборудование:

Агрегат Азинмаш-ЗОА; СИН-32.03 (для закачки соляной кислоты в скважину) Агрегат ЦА-320М определения приемистости скважины перед проведением и после закачки; для продавки жидкости в пласт. Бойлер АЦ-10 (для подвоза воды в отсутствие водовода; для промывки скважины); комплект оборудования для обвязки буфера арматуры скважины и водовода системы поддержания пластового давления.

Схема расстановки при проведении соляно-кислотной обработки призабойной зоны пласта представлена на рисунке 4.

Рисунок 4 − Схема расстановки при проведении соляно-кислотной обработки призабойной зоны пласта

 

2.2 Анализ промыслового  материала по проведенным кислотным  обработкам призабойной зоны  скважин

 

Анализ эффективности кислотных обработок необходим для выбора наиболее эффективного метода воздействия на призабойную зону пласта применительно к условиям конкретного месторождения, установления оптимальных параметров проведения различных обработок, что позволит максимально снизить вероятность неудачных операций. Успешность кислотных обработок, в значительной мере, характеризуют увеличение дебита нефти после обработки (QПО) по сравнению с дебитом до обработки (QДО) и изменение содержания воды после обработки (WПО) по сравнению с обводнённостью продукции скважины до обработки (WДО).

В таблице 2.1 приведены результаты статистического анализа проведённых кислотных обработок.

 

Таблица 2.1  Результаты статистического анализа проведённых кислотных обработок

Вид обработки	Вели-чина выбо-рки	Уравнение связи	Интервал изменения дебитов и обводнённости	Достоверность аппроксимации
СКО	36	QПО=1,282*QДО+0,5792 VПО=1,089*VДО+8,385	0,1 – 18,8 8,3 – 60,4	0,901 0,746

 

 

Из таблицы 2.1 видно, что проведение кислотных обработок позволяет увеличить дебит скважины после ремонта (в определённом диапазоне изменения дебитов и обводнённости до проведения обработки).

Анализ результатов обработки данных позволяет выделить области эффективного применения кислотных обработок на ПЗП карбонатных коллекторов в зависимости от обводнённости скважин. Сведения об успешности и интервалам обводнения скважин для эффективного применения кислотных обработок приведены в таблице 2.2.

 

Таблица 2.2 Успешность кислотных обработок  

Вид кислотной обработки	Количество успешных обработок	Успешность обработок, %	Интервал обводнения скважин  (%) для эффективного применения	Среднее значение на одну обработку
				степень увеличения дебита	дополнитель-ная добыча нефти, т
СКО	32	88,9	0 - 30	4,5	674,2

 

 

Успешность обработок непосредственно зависит от обводненности по скважине до обработки. График зависимости обводненности после СКО от обводненности до СКО представлен на рисунке 5.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 5 − График зависимости обводнённости после СКО от обводнённости до СКО

 

График зависимости дебита нефти после СКО от дебита нефти до СКО представлен на рисунке 6.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 6 − График зависимости дебита нефти после СКО от дебита нефти до СКО

 

Из рисунков 5 и 6 видно, что обработка скважин по технологии простой соляно-кислотной обработки приводит, кроме увеличения притока нефти, к росту попутно-добываемой воды. Некоторые СКО проводились в скважинах, в которых обводнённость больше установленных пределов, поэтому результаты этих обработок получились неудачными. Для повышения эффективности обработок необходимо учитывать обводнённость как фактор, значительно влияющий на результаты обработки. Технологическая эффективность от обработок при значениях обводнённости выше указанных пределов очень мала и прибыль, полученная от продажи нефти дополнительно добытой за счёт проведения обработки, не покроет затрат на её проведение. Положительный результат соляно-кислотного воздействия объясняется тем, что в соляной кислоте легко растворяются карбонатные частицы, однако эффективность снижается при последующих обработках, вследствие накопления частиц,  не растворяющихся в условиях пласта.

Некоторые СКО проводились в скважинах, в которых обводнённость больше установленных пределов, поэтому результаты этих обработок получились неудачными. Для повышения эффективности обработок необходимо учитывать обводнённость как фактор, значительно влияющий на результаты обработки. Технологическая эффективность от обработок при значениях обводнённости выше указанных пределов очень мала и прибыль, полученная от продажи нефти дополнительно добытой за счёт проведения обработки, не покроет затрат на её проведение. Положительный результат соляно-кислотного воздействия объясняется тем, что в соляной кислоте легко растворяются карбонатные частицы, однако эффективность снижается при последующих обработках, вследствие накопления частиц,  не растворяющихся в условиях пласта.

Проанализируем эффективность обработок проведённых на Згурицком месторождении в 2013 году. Для оценки эффективности обработок скважин в таблице 2.3 приведены результаты обработок проведённых на Згурицком  месторождении в 2013 году.

 

 

 

Таблица 2.3 Эффективность проведения СКО

№ скважины	До обработки дебит нефти, т/сут	После обработки дебит нефти, т/сут	Результат обработки Увеличение дебита	Дополнительная добыча нефти, тонн
1454	0,7	4,8	4,1	252
1452	0,4	4,8	4,0	119
1456	0,7	2,2	3,1	382
1459	0,8	5,4	4,6	573
1457	1,4	6,2	4,8	293

 

 

Результаты таблицы 2.3 показывают, что метод СКО обладает значительной эффективностью. Дополнительная добыча нефти по одной скважине составила в среднем 323 т.

По полученным результатам можно сделать вывод, что применение соляно-кислотных обработок позволяет увеличить добычу нефти.

Для достижения проектных показателей по добыче нефти и конечного коэффициента нефтеотдачи на Згурицком месторождении применяются простые соляно-кислотные обработки скважин ввиду их простоты и дешевизны. Тем более добывающий фонд скважин соответствует критериям при подборе скважин кандидатов, так как среднее значение обводненности по пласту С1t не превышает 30 %.

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Проектирование проведения  СКО на скважине № 1460

 

3.1 Расчет параметров проектируемой  солянокислотной обработки

 

Для проведения СКО на Згурицком месторождении выбираем скважину № 1460, так как проведение данных видов обработок на соседних скважинах показало положительный результат.  Исходные данные для расчетов приведены в таблице 3.1.

 

Таблица 3.1 Исходные данные

Наименование	Значение
Глубина Н, м	1675
Вскрытая эффективная мощность карбонатного пласта h, м	6
Внутренний диаметр скважины D, м	0,130
Диаметр НКТ d, м	0,05

 

 

Ниже вскрытого пласта имеется зумпф, глубиной 15 м.

Определим необходимого количества химикатов.

Для заданных условий принимаем концентрацию кислоты 14%. При норме расхода этой кислоты 2 м3 на 1 м интервала обработки. Общий объем соляной кислоты составит 2 м ∙ 6 = 12 м3.

На приготовление 6 м3 14%-ного соляно-кислотного раствора требуется 1840 кг 27,5 %-ной HCl и 4,38 м3 воды. Рассчитаем количество концентрированной HCl, необходимой для приготовления 12 м3 раствора.

 

mк =1840*12 / 6 = 3680 кг.                                                                              (1)

 

Рассчитаем объем воды, необходимой для приготовления 12 м3 раствора.

 

Vв=4,38*12 / 6 = 8,76 м3.                                                                          (2)

 

Итого объем соляно-кислотного раствора составит:

 

Vк. р-ра = Vк +Vв= (3680*Yhcl /1000) +8.76=13.2 м3,                                   (3)

где  Yhcl – плотность соляной кислоты, г/см3. (1.2 г/см3).

 

В качестве ингибитора принимаем уникол У-2. Необходимое количество уникола определяется по формуле:

 

 Qу=74*b*x* Vк. р-ра / A-x                                                                    (4)

где  b – процент добавки уникола к соляной кислоте (для уникола У-2 принимают 5 % по объему от количества концентрированной кислоты);               х – 14 %  концентрация солянокислотного раствора;

А – числовой коэффициент, принимаемый равным 214 для 14% концентрации кислоты.

Qу=74*5*14*13,2 / 214-14= 342 л.

 

Против выпадения в соляно-кислотном растворе содержащихся в нем солей железа, добавляем уксусную кислоту в количестве:

 

Qу.к.=1000*b* Vк. р-ра /С,                                                                             (5)

где  b – процент добавки уксусной кислоты к объему раствора равный 1,5 %;  С – концентрация уксусной кислоты (принимаем 80%).

Qу.к.=1000*1,5*13,2 /80=247,5 л.

 

Для растворения содержащихся в породе кремнистых соединений и предупреждения их выпадения в виде геля кремниевой кислоты, добавляем к соляной кислоте плавиковую кислоту в количестве:

 

Qп.к=1000*b* Vк. р-ра/m,                                                                                   (6)

где  b − процент добавки плавиковой кислоты к объему раствора (1%);

Vк. р-ра =13,2 м3 – объем солянокислотного раствора;

m - концентрация товарной плавиковой кислоты в процентах, обычно принимается 60%

Qп.к=1000*1* 13,2/60=220 л.

 

В товарной соляной кислоте второго сорта содержится примесь серной кислоты в количестве до 0,6%, которая после реакции ее с углекислым кальцием образует гипс, выпадающий в виде кристаллов, закупоривающих поры пласта. Против выпадения гипса добавляем к соляной кислоте хлористый барий в количестве: