Кислотные обработки скважин

Текст:

КОМИТЕТ ОБРАЗОВАНИЯ, НАУКИ И МОЛОДЕЖНОЙ ПОЛИТИКИ ВОЛГОГРАДСКОЙ ОБЛАСТИ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ПРОФЕССИОНАЛЬНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

«КОТОВСКИЙ ПРОМЫШЛЕННО – ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ТЕХНИКУМ»

(ГБПОУ «Котовский промышленно – экономический техникум»)

КУРСОВАЯ РАБОТА

Тема: Кислотные обработки скважин

ПМ.04 ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К ПОДЗЕМНОМУ РЕМОНТУ

21.02.01 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Студент группы Э-57-3 Лукьянчиков. Н.Ю. _________ _________

подпись дата

Оценка выполнения и защиты курсовой работы ____________

оценка

Руководитель Гудимов Ю. В. __________ ___________

подпись дата

Котово, 2020

ЗАДАНИЕ № 28

к курсовой работе по ПМ 04

«Подготовка скважин к подземному и капитальному ремонтам»

студенту 3 курса группы Э 57-3-17 Лукьянчикову Никите Юрьевичу

Тема: Кислотные обработки скважин

ВВЕДЕНИЕ 1 Геологический раздел Ново-Коробковского месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Орогидрография

1.3 Стратиграфия

1.4 Тектоника

1.5 Нефтегазонность

2 Технико-технологический раздел

2.1 Кислотная обработка скважин

2.2 Выбор реагентов и приготовление раствора для обработки скважин

2.3 Проведение процесса обработки скважины

2.4 Оборудование, применяемое при различных кислотных обработках

2.5 Применение газодинамического разрыва пласта

2.6 Комплексное воздействие на скважину.

2.7 Охрана труда и противопожарные мероприятия при СКО

3 Практический раздел

3.1 Рассчитать объем кислотного раствора, объем товарной кислоты и химических реагентов для солянокислотной обработки и кислотной ванны для заданных условий

Толщина пласта, м h…………………………………………..17

Концентрация технической соляной кислоты, %, х_к……27

Температура приготовления кислоты, _оС, t………………15

Плотность соляной кислоты, кг/м³при t=25_оС, р_кт…….1134

Концентрация раствора уксусной кислоты, % с_ук……..80

Концентрация кислотного раствора, %, х_р……………..12

Диаметр скважины,м, D………………………………….0,144

Расчет производить в системе СИ.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ........................................................................
................................4

1 Геологический раздел Ново-Коробковского месторождения……………5

1.1 Общие сведения о месторождении…………………………………........5

1.2 Орогидрография……………………………………………………...........6

1.3 Стратиграфия.……………………………………………………………...7

1.4 Тектоника…………………………………………………………..............10

1.5 Нефтегазоносность………………………………………………...............11

2 Технико-технологический раздел…………………………………………..12

2.1 Кислотная обработка скважин………………………………………………..12

2.2 Выбор реагентов и приготовление раствора для обработки скважин…..13

2.3 Проведение процесса обработки скважин.…………………………............15

2.4 Оборудование, применяемое при различных кислотных обработках ......16

2.5 Применение газодинамического разрыва пласта ……………...…….........16

2.6 Комплексное воздействие на скважину…………………………..………….17

2.7 Охрана труда и противопожарные мероприятия при СКО……………….19

3 Практический раздел……………………………………………………………...25

3.1 Рассчитать объем кислотного раствора, объем товарной кислоты и химических реагентов для солянокислотной обработки и кислотной ванны для заданных условий………………………………………………………….......25

ЗАКЛЮЧЕНИЕ……………………………………………………………..............28

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ…………………………………………………..............29

ВВЕДЕНИЕ

Кислотные обработки скважин предназначены для очистки забоев,призабойной зоны, НКТ от солевых, парафинисто-смолистых отложений и продуктов коррозии при освоении скважины с целью их запуска, а так же для увеличения проницаемости пород. Под воздействием соляной кислоты в породах ПЗС образуются пустоты, каверны, каналы разъедания, вследствие чего увеличивается проницаемость пород, а следовательно и производительность нефтяных (газовых) и приемистость нагнетательных скважин.
Цель. Расширения каналов и улучшения их сообщаемости, а также для очистки порового пространства от илистых образований. Задача.Для правильного (гармоничного) составления кислотной композиции для эффективной обработки пласта.

1 Геологический раздел Ново-Коробковского месторождения 1.1 Общие сведения о месторождении

Ново-Коробковское месторождение расположено в Котовском районе Волгоградской области в 18 километрах к западу от города Котово (рис.1.1).

Месторождение находится в сфере деятельности Коробковского НГДУ и других обслуживающих предприятий, расположенных в городе Котово.

Месторождение полностью обустроено для сбора, переработки и транспортировки нефти, имеет необходимую сеть нефте- и газопроводов, линий электропередач, промысловые дороги с твёрдым покрытием.

Ближайшая железнодорожная станция Лапшинская (магистраль Камышин – Балашов Приволжской железной дороги) находится в 15 километрах от города Котово.

Водоснабжение осуществляется от водозаборных сооружений в хуторе Филино (30 километров к западу от месторождения), куда вода поступает из подрусловых скважин реки Медведицы.

Электроснабжение ведётся от сетей «Волгоградэнерго».

1.2 Орогидрография

В орографическом отношении район расположен в пределах южной части Приволжской возвышенности. Абсолютные отметки рельефа колеблются от плюс 100 до 226 метров. Местность представляет собой всхолмлённое плато, рассечённое густой сетью оврагов, балок и речек. Основным элементом рельефа является Донно-Медведицкая гряда, которая служит водоразделом бассейнов рек Иловли и Медведицы.

Из-за интенсивной сельскохозяйственной деятельности естественный растительный покров сохранился здесь лишь по балкам, лощинам и оврагам.

По балкам и поймам рек встречаются заросли древесных насаждений (дуб, береза, ольха, клен, плакучая ива, осина, вяз, груша, тополь). Основные места обитания фауны (лось, кабан, волк, лисица, заяц русак, барсук, крот, мыши, ежи) - поймы рек, пруды, балки, овраги.

Из полезных ископаемых в районе главными являются нефть, газ, конденсат. Из строительных материалов в большом количестве встречаются известняки, мел, суглинки, пески и песчаники, которые могут быть использованы в промышленности, в строительстве, прокладке дорог и в бурении.

Климат рассматриваемого района континентальный, с жарким летом и холодной зимой. Среднегодовая температура плюс 5,5 градусов по Цельсию. Температура самого жаркого месяца (июль): в среднем плюс 23 градуса, максимальная плюс 40 градусов. Температура самого холодного месяца (январь): в среднем минус 11 градусов, минимальная минус 35 градусов. Средняя продолжительность безморозного периода 160 дней. Среднегодовое количество атмосферных осадков составляет 400 мм. Максимальное количество осадков выпадает летом (значительная часть из них в виде ливней), минимальное – зимой. Толщина снежного покрова 20 – 25 сантиметров, максимальная глубина промерзания грунта до 150 сантиметров. Продолжительность отопительного сезона около 170 суток.

Для холодного периода характерны ветры восточного и северо-восточного направления, в летний период преобладают ветры западные и северо-западные. Максимальная скорость ветра, приходящаяся на февраль, достигает 25 м/с.

Наиболее крупной водной артерией района является река Медведица, находящаяся в 25 километрах к северо-западу от месторождения.

1.3 Стратиграфия
Геологический разрез месторождения слагают палеозойские, мезозойские и кайнозойские осадки.

Палеозойская группа.

Образована породами девонской, каменноугольной и пермской систем.

Девонская система.

Представлена породами верхнего отдела - фаменским и франским ярусами.

Франский ярус вскрыт в объеме евлановско-ливенского горизонта (верхнефранский подъярус), который сложен рифогенной толщей. Это органогенно-обломочные, биоморфно-детритовые, сгустково-комковатые известняки массивной текстуры. Рифогенные фации литологически неоднородны, отличаются непостоянством емкостных свойств пород и трещиноватостью. Вскрытая мощность рифогенных пород на месторождении 60м.

Фаменский ярус включает сенновский, зимовской, лебедянский, елецкий и задонский горизонты. Это сравнительно однородная толща известняков, местами глинистых и доломитизированных, с прослоями мергелей и аргиллитов. Подошву задонского горизонта слагают аргиллиты и мергели, являющиеся покрышкой для залежей нефти в нижележащих рифогенных осадках евлановско-ливенского возраста. Мощность яруса 472м.

Каменноугольная система.

Нижний отдел.

Включает турнейский, визейский и серпуховский ярусы.

Турнейский ярус сложен однородной толщей известняков перекристаллизованных, местами глинистых и доломитизированных. Мощность яруса 181м.

В нижней части визейский ярус состоит из тульского и бобриковского горизонтов и малиновского надгоризонта.

Тульский горизонт представлен переслаиванием глин и известняков с прослоями алевролитов. Мощность 88 м.

Бобриковский горизонт сложен песчаниками с прослоями глин. Песчаники кварцевые, неравномерно зернистые, слабо уплотненные. Мощность 38м.

Осадки малиновского надгоризонта представлены глинами алевритистыми. Мощность 13 м.

Визейский ярус в верхней части состоит из веневского, михайловского и алексинского горизонтов. Веневский и михайловский горизонты представлены однородной толщей известняков светло-серых, местами глинистых. Мощность 203 м. Алексинский горизонт, залегающий ниже, сложен глинами с прослоями известняков, песчаников и алевролитов. Глины алевритистые, часто углистые и известковистые. Мощность горизонта 31м.

Серпуховский ярус представлен известняками с редкими моломощными прослоями глин и мергелей. Мощность яруса 43 м.

Средний отдел.

Включает башкирский и московский ярусы.

Башкирский ярус состоит из верхнего и нижнего подъярусов, разделенных стратиграфическим несогласием. Верхний (мелекесский и черемшанский горизонты) сложен глинами с прослоями песчаников. Глины алевритистые, известковистые. Песчаники известковистые. Мощность 81 м.

Нижнебашкирский подъярус представлен известняками, вверху оолитовыми, а внизу - детритовыми, органогенно-обломочными. В основании залегает прослой глин зеленовато-серых, каолиновых. Мощность 33 м.

Московский ярус. Отложения верейского горизонта - это глины тонкослоистые, алевритистые с прослоями полимиктовых песчаников и алевролитов. Мощность осадков 176 м.

Каширский горизонт сложен известняками микрозернистыми, местами окремнелыми. В верхней и средней частях - прослои глин, мергелей, алевролитов. Мощность 101 м.

Подольский горизонт сложен мелкозернистыми и биоморфными известняками. В средней части выделяются две маркирующие пачки темносерых глин (подольский репер). Мощность 194 м.

Мячковский горизонт сложен мелкозернистыми известняками, прослоями доломитизированными, в нижней части - глинистыми, с редкими прослоями глин. Мощность 124 м.

Верхний отдел.

Включает касимовский и гжельский ярусы.

Касимовский ярус сложен тонкозернистыми известняками с прослоями глин алевритистых, известковистых. Мощность отложений отдела 274 м.

Гжельский ярус сложен органогенными известняками, в нижней части окремнелыми.

Пермская система.

представлена нижним (артинский и ассельский ярусы) и верхним (татарский и казанский ярусы) отделами.

Артинский ярус представлен мергелем с прослоями известняков и доломитов. Мощность пород 23 м. Они с размывом залегают на ассельских осадках - доломитизированных известняках, реже доломитах. Мощность отложений 45 м. Они трансгрессивно перекрывают каменноугольные породы.

Татарские осадки - это алевриты с прослоями алевритистых глин. Мощность 26 м. Они с размывом залегают на казанских породах.

Казанский ярус сложен доломитизированными известняками и мергелем. Мощность его 27 м.

Мезозойская группа.

Включает отложения юрской и меловой систем.

Юрская система.

Состоит из нижней размытой части верхнего (келловейский ярус) и среднего (батский и байосский ярусы) отделов.

Келловейский ярус представлен голубовато-серыми глинами с редкими прослоями мергелей. Мощность 53 м.

Батский ярус сложен глинами с прослоями алевролитов. Вверху - пласт песчаника (батский репер). Мощность яруса 51 м.

Байосский ярус - это переслаивание глин с алевролитами, песками и песчаниками. Мощность отложений 96 м.

Юрские осадки с размывом залегают на пермских.

Меловая система.

Сохранилась от размыва в объеме нижнего отдела. Это нижняя часть аптского яруса и нерасчлененные готеривский и барремский ярусы.

Аптский ярус - это алевритистые глины с прослоями алевритов и алевролитов, песков и песчаников. Мощность 72 м.

Готерив-барремские образования - это песчаники разнозернистые, железистые с прослоями глин и алевролитов. Мощность 55 м. Меловые породы трансгрессивно залегают на юрских.

Кайнозойская группа

Представлена маломощным чехлом (5 м) элювиально-делювиальных супесей, суглинков и глин плиоцен-четвертичного возраста.

1.4 Тектоника

В геологическом строении месторождения принимают участие отложения четвертичной, меловой, юрской, пермской, каменноугольной и девонской систем.

В тектоническом отношении месторождение представляет собой небольшое локальное поднятие, осложняющее западное крыло Коробковской брахиантиклинальной складки. Поднятие куполовидной формы и асимметричного строения с углами падения крутого восточного крыла структуры 6 градусов в бобриковском горизонте, 16 градусов в евлановско-ливенском горизонте, западного крыла 2 градуса.

Промышленно продуктивными на месторождении являются отложения бобриковского и евлановско-ливенского горизонтов. Основным по запасам эксплуатационным объектом является евлановско-ливенский горизонт.

На месторождении пробурено 17 скважин, пять из которых (скважины 26, 88, 72, 30, 75) оказались за контуром нефтеносности залежи евлановско-ливенского горизонта, скважина 74 ликвидирована по техническим причинам в 1964г., а скважины 6, 80, 76, пробуренные в 1989-1990гг. вскрыли промытую зону продуктивного пласта и ликвидированы.

1.5 Нефтегазазоносность

Залежь нефти в евлановско-ливенских отложениях приурочена к рифовой постройке c крутым северо-восточным (до 20 градусов) и пологим юго-западным (2 градуса) крыльями. Залежь массивного типа, водоплавающая, размеры 2,5 на 2,0 километра. Глубина залегания 2400 м, этаж нефтеносности 19,6 м

Коллектор представлен чистыми от глинистого материала известняками мелкообломочными, неравномерно сцементированными мелкозернистым и кристаллическим кальцитом. Обломочный материал представлен обломками микрозернистого известняка размером от 0,01 до 0,02мм и обломками органических остатков. Тип цемента контактовый и поровый. Размер пор колеблется от 0,01 до 0,5мм. По морфологии порового пространства и условиям формирования коллекторы продуктивной части горизонта относятся к порово-кавернозному типу. Нижняя часть пород евлановско-ливенского горизонта представлена глинисто-карбонатным комплексом и как коллектор интереса не представляет.

Физико-химические свойства нефти изучены по глубинным и поверхностным пробам.

Плотность пластовой нефти евлановско-ливенского горизонта 589 кг/м³, вязкость 0,77 мПа^.с. Газонасыщенность нефти при давлении насыщения 13,2 МПа составляет 162 м³/м³, объемный коэффициент пластовой нефти 1,724 (табл.1.3, 1.4).

Плотность дегазированной нефти евлановско-ливенского горизонта 815 кг/м³, вязкость 5,45 мПа^.с. По составу нефть относится к метано-нафтеновому типу и является малосернистой (0,1 процента), слабопарафинистой (2 процента), смолистой (9 процентов).

Растворенный газ евлановско-ливенского горизонта имеет относительную плотность 0,973 (табл.1.5). Газ состоит из метана (64,11%), этана (9,25%), пропана (11,92%) и более тяжелых углеводородов. Сероводород в газе отсутствует, присутствуют азот (1,32%) и углекислый газ (0,8%).

Пластовые воды евлановско-ливенского горизонта относятся к хлоркальциевому типу, группе хлоридных. Плотность вод евлановско-ливенского горизонта – 1170кг/м³, вязкость - 0,44мПа^.с соответственно. Минерализация вод бобриковского горизонта – 240 г/л, евлановско-ливенского горизонта 270 г/л.

2 Технико-технологический раздел

2.1 Кислотная обработка скважин

Кислотная обработка скважин - эффективный метод очистки продуктивного пласта от продуктов загрязнения, попавших или образовавшихся в призабойной зоне в процессе вскрытия бурением, цементажа обсадной колонны или при эксплуатации скважины.

Дебит скважины во многом зависит от проницаемости продуктивного пласта (главным образом его призабойной зоны – ПЗП), которая всегда меняется в процессе заканчивания и эксплуатации скважины. Коллекторские свойства неизбежно ухудшаются вследствие набухания глин, выпадения солей из пластовых вод, образования стойких эмульсий, отложения смол, парафинов и продуктов коррозии в фильтровой части ствола, гидратации пород, размножения сульфатвосстанавливающих бактерий. Методы восстановления, а порой и улучшения фильтрационных характеристик коллектора в ПЗП приобретают особое значение. Кроме того, после снижения кольматации (процесс естественного и искусственного проникновения мелких, главным образом глинистых и коллоидных частиц в поры и трещины горных пород) солями жесткости (привносимыми закачиваемой водой) повышается приемистость нагнетательных скважин в терригенных коллекторах.

Существует множество технологических вариантов проведения кислотной обработки: начиная от небольших кислотных ванн и до объемных кислотных обработок с использованием потокоотклоняющих технологий. Современные кислотные композиции, кроме собственно соляной или глино-кислоты, содержат целый «букет» компонентов (выполняющих различные функции), в том числе добавки поверхностно-активных веществ (ПАВ), обеспечивающих более полное удаление из пласта отработанной кислоты и продуктов реакции.

2.2 Выбор реагентов и приготовление раствора для обработки скважин При работе нефтяной или газовой скважины, ее разработке используется специальный буровой раствор, приготавливаемый непосредственно перед добычей полезных ископаемых. Его использование позволяет решить большой спектр задач, начиная от фильтрации и очистки забоя и стволового пространства и заканчивая основными требованиями техники безопасности, поэтому применение такого раствора является необходимым процессом в ходе разработки любого месторождения. Современные растворы могут иметь разный состав, вязкость, вес и другие характеристики, и приготовление осуществляется с учетом особенностей залежей, выбранных технологий, финансовых аспектов и других факторов. Продуктивность работы с использованием раствора зависит от качества последнего. Особенно важными являются такие свойства, как плотность, водоотдача, вязкость, напряжение сдвига. Плотность измеряется при помощи ареометра, ее показатель варьируется в пределах 1000-2500 кг на кубометр, а вязкость условного типа определяется временем, за которое раствор в определенном объеме протекает из классической воронки. Существует также эффективная вязкость, которую измеряют вискозиметром, и она отображает соотношение напряжений в общем потоке и скоростного градиента.

Что касается напряжения сдвига, то его также измеряют вискозиметром; стандартное значение колеблется в пределах 0-20 Па. Для измерения водоотдачи нужно знать объем фильтрата, который выделяется через очистное оборудование при перепаде давления за полчаса на 100 и более кПа.

Чтобы обеспечить максимальную продуктивность бурения, свойства растворов контролируют посредством ввода специальных реагентов и материалов для улучшения качества. Так, при необходимости уменьшения водоотдачи буровой раствор могут обработать реагентами на углещелочной основе, сульфитно-спиртовым составом, целлюлозными добавками, крахмалом модифицированного типа. Реологические качества достигаются посредством ввода в буровые растворы понизителей вязкости: к ним относится, например, нитролигнин, полифенолы, фосфат и другие вещества.

Предотвращение проявлений воды, нефти и газа при повышенном давлении осуществляется посредством увеличения плотности состава: для этого в раствор вводят утяжелитель (бармит, мел, гематит). В состав также может быть добавлен пенообразователь или произведено аэрирование. Антифрикционные качества растворов улучшаются посредством добавления смазок (графит, нефть, гудрон и пр.), а для сохранения нужных свойств при высоких температурах во время эксплуатации буровые растворы обогащают хроматами кальция, натрия, антиоксидантами. Для пеногашения состав может быть дополнен резиновой крошкой, спиртовыми частицами или кислотами.

Приготовление буровых растворов требует использования тонкодисперсионных глиняных веществ с высокой степенью пластичности и невысоким процентом песчаных частиц: они могут создавать вязкую суспензию в контакте с водой, которая не будет давать осадка в течение долгого времени. Наилучшими свойствами обладают разновидности глиняных порошков на основе щелочных составов, и они дают растворы с невысоким показателем плотности.

При создании бурового раствора важно следить, чтобы туда не попали вредные примеси, к которым относится гипс, частицы известняка, а также соли, способные растворяться в воде. По техническим требованиям, главным показателем качества сырья в виде порошка или глины считается выход раствора, т.е. число кубометров нужной вязкости, которые получаются из тонны сырья. Важными показателями также считаются такие параметры, как плотность и число песка в составе. Если в скважине есть залежи глины коллоидного типа, то жидкость для промывки образуется там при бурении ствола. Когда вода попадает в ствол, она диспергирует глиняный состав, частицы которого выбуриваются инструментом, и создается раствор на основе глины; его качество зависит от объема воды и может быть улучшено посредством добавления химических элементов. Такой способ является наименее затратным по средствам и силам.

Также раствор может приготавливаться в мешалках, где глину соединяют с водой и активно перемешивают. В случае необходимости улучшения свойств туда добавляют реагенты (они могут увеличить или уменьшить плотность, вязкость и другие качества). После приготовления проводится очистка жидкости, для чего в стволе формируется специальный желоб с перегородками: по нему жидкость проводится до устья и фильтруется от примесей.

2.3 Проведение процесса обработки скважин Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗПП)

ОПЗП проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения (залежи) для восстановления и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.

Выбор способа ОПЗП осуществляют на основе изучения причин низкой продуктивности скважин с учетом физико-химических свойств пород пласта-коллектора и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических исследований по оценке фильтрационных характеристик ПЗП.

ОПЗП проводят только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца, подтвержденной исследованиями .

Технологию и периодичность проведения работ по воздействию на ПЗП обосновывают геологические и технологические службы нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с проектом разработки месторождения, действующими инструкциями (РД) по отдельным видам ОПЗП с учетом технико-экономической оценки их эффективности.

1-кратное и многократное воздействие на ПЗП производят в следующих случаях:

- в однородных пластах, не разделенных перемычками, толщиной до 10 м; при коэффициенте охвата отбором (нагнетанием) свыше 0,5 производят однократное воздействие;

- в случаях, когда отбором (нагнетанием) охвачены не все пропластки и коэффициент охвата менее 0,5, осуществляют многократное (поинтервальное) воздействие с использованием временно блокирующих (изолирующих) материалов или оборудования.

Проведение подготовительных работ для всех видов ОПЗП обязательно и включает в своем составе

-обеспечение необходимым оборудованием и инструментом,

- подготовку ствола скважины, забоя и фильтра к обработке.

В скважинах, по которым подземное оборудование не обеспечивает проведения работ по ОПЗП, например, оборудованных глубинным насосом, производят подъем подземного оборудования и спуск колонны НКТ, а также другого необходимого оборудования.

После проведения ОПЗП исследуют скважины методами установившихся и неустановившихся отборов на режимах (при депрессиях), соответствующих режимам исследования скважин перед ОПЗП.

Для очистки фильтра скважины и призабойной зоны пласта от различных загрязнений в зависимости от причин и геолого-технических условий проводят следующие технологические операции:

-кислотные ванны;

-промывку пеной или раствором ПАВ;

- гидроимпульсное воздействие (метод переменных давлений);

- циклическое воздействие путем создания управляемых депрессий на пласт с использованием струйных насосов;

- многоцикловую очистку с применением пенных систем;

- воздействие на ПЗП с использованием гидроимпульсного насоса;

- ОПЗП с применением самогенерирующихся пенных систем (СГПС);

- воздействие на ПЗП с использованием растворителей (бутилбензольная фракция, стабильный керосин и др.).

Кислотная обработка

Для обработки карбонатных коллекторов, состоящих, в основном, из кальцита, доломита и других солей угольной кислоты, а также терригенных коллекторов с повышенным содержанием карбонатов (свыше 10 %) используют соляную кислоту. Допускается применение сульфаминовой и уксусной кислот.

Карбонатные коллекторы, не содержащие в своем составе осадкообразующих включений (сульфатов, соединений железа и т.п.), обрабатывают 10-16 % водным раствором соляной кислоты.

Коллекторы, содержащие осадкообразующие включения, обрабатывают уксусной (10 % масс) или сульфаминовой (10 % масс) кислотами.

При обработке карбонатных коллекторов, содержащих соединения железа, при использовании соляной кислоты дополнительно вводят уксусную (3-5 % масс) или лимонную (2-3 % масс) кислоты для предупреждения осадкообразования в растворе.

В трещинных и трещинно-поровых коллекторах для глубокой (по простиранию) обработки используют замедленно взаимодействующие с карбонатами составы на основе соляной кислоты, дисперсные системы типа эмульсий и загущенных растворов:

- для приготовления кислотной пены и нефтекислотной эмульсии используют ПАВ (сульфонол, ОП-10 и др) и стабилизатор (КМЦ и др);

- для приготовления загущенной кислоты в раствор соляной кислоты (от 12 до 15 % масс) вводят КМЦ или сульфит-спиртовую барду (0,5-3,0 % масс).

Обработку карбонатных коллекторов в скважинах с температурой от 100 до 170 °С производят с использованием гидрофобной кислотной эмульсии со специальным эмульгатором (диаминдиолеат, первичные амины, алкиламиды) от 0,5 до 1 %-ной концентрации.

Объем кислотного раствора и время выдерживания его в пласте в зависимости от вида воздействия, рецептуры применяемого состава и геолого-технических условий (толщина, пористость, проницаемость, забойная температура, давление пласта) выбирают из табл. 5.

Для обработки терригенных коллекторов с карбонатностью менее 10 %, а также в случае загрязненной ПЗП используют глинокислотные растворы, приготавливаемые из соляной (от 10 до 12 % масс) и плавиковой (от 3 до 5 % масс) кислот.

Допустимо использование взамен плавиковой кислоты кристаллического бифторидфторида аммония. Объем раствора при глинокислотной обработке выбирают из условия предупреждения разрушения пластовых пород.

При первичной обработке используют 0,3 - 0,4 м³ раствора на 1 м вскрытой перфорацией толщины пласта.

Для обработки коллекторов, представленных ангидритами, используют соляно-кислотные растворы с добавками от 6 до 10 % масс азотнокислого натрия.

Во всех случаях при проведении кислотных обработок в состав раствора вводят ингибитор коррозии.

2.4 Оборудование, применяемое при различных кислотных обработках

Обработка нефтесодержащего коллектора, в составе которого находятся карбонатные породы, кислотой улучшает проницаемость пласта в зоне скважины. Для обработки пласта кислотой применяется комплекс оборудования, в состав которого входят: арматура для устья скважины, насосный агрегат для нагнетания кислоты в скважину, автоцистерна для перевозки кислоты и химреагентов, манифольд для соединения автоцистерны с насосным агрегатом и устьевой арматурой. При солянокислотной обработке концентрация кислоты в растворе составляет 8-20%. Для предохранения оборудования от коррозионного воздействия кислоты в раствор добавляют ингибиторы. В качестве ингибитора применяют формалин. В процессе обработки скважины в соляной кислоте образуется значительное количество примесей в виде окислов железа, которые выпадают из раствора и закупоривают пласт. Для предотвращения выпадения применяются стабилизаторы, в качестве которых применяется уксусная кислота, добавляемая в раствор в количестве 0,8-1,6% объема разведенной соляной кислоты. Применяются кислотные обработки нескольких видов: закачка кислоты в пласт под давлением, кислотные ванны, закачка горячего кислотного раствора. Для транспортирования раствора ингибированной соляной кислоты и нагнетания его в пласты применяются специальные агрегаты «Азинмаш» 30А, АКПП-500, КП-1,5.

Агрегаты смонтированы на шасси автомобилей, оборудованы гуммированной цистерной, насосными агрегатами, трубопроводами и т. д. При отсутствии специальных кислотных агрегатов скважину обрабатывают при помощи обычных насосных или промывочных агрегатов с последующей промывкой водой гидравлической части насосов.

2.5 Применение газодинамического разрыва пласта Основные преимущества данной технологии состоят в том, что она позволяет в широких пределах изменять динамику нагружения горных пород и создавать напряженное состояние в пласте со скоростью 10-106 МПа/с.

В результате образующиеся трещины не требуют закрепления.

Это обусловлено свойствами горных пород при высокоскоростных нагрузках необратимо деформироваться.

В настоящее время наиболее совершенные системы гидроразрыва пласта обеспечивают скорости нагружения горных пород не более 1 МПа/с, чем обусловлена необходимость закрепления трещин.

Однако, для эффективного инициирования трещинообразования в нефтяных и газовых коллекторах значение указанного параметра должно быть 102-105 МПа/с.

Метод предусматривает закачивание и сжигание в скважине в зоне продуктивного пласта жидких горюче-окислительных составов с целью создания в пласте одной или нескольких протяженных трещин под действием высокого давления газообразных продуктов.

Объем горюче-окислительного состава, закачиваемого в скважину, определяется геолого-техническими условиями обрабатываемых объектов и обычно составляет 0,7-1,5 м³.

Состав горюче-окислительных составов (ГОС):

· 50-60 % минерального окислителя,

· 10-20 % органического водорастворимого горючего,

· 30-35 % воды (как растворителя 2^х первых компонентов).

2.6 Комплексное воздействие на скважину

Представлен перспективный метод увеличения продуктивности скважин и повышения эффективности разработки месторождений с традиционными и трудноизвлекаемыми запасами, основанный на многостадийном термогазохимическом процессе, в ходе реализации которого в призабойной зоне скважины генерируются газы, в первую очередь водород, и горячие кислоты - азотная и соляная (в отдельных случаях плавиковая). Выделяющийся на начальной стадии термохимического процесса водород, улучшает проницаемость низкопроницаемого коллектора и способствует фильтрации химически активных компонентов в пласт, где происходят их вторичные реакции с его минеральной частью и кольматантами. На высокотемпературной стадии процесса (250-350 0С) в условиях высоких давлений, в присутствии атомарного и молекулярного водорода и катализаторов реализуется процесс гидрокрекинга АСПО с образованием газовых и дистиллятных фракций. 2.7 Охрана труда и противопожарные мероприятия при СКО Все химические реагенты, используемые в кислотных композициях, должны входить в «Перечень химических продуктов, разрешенных к применению в технологических процессах нефтедобычи», иметь сертификаты качества и соответствия и санитарно-эпидемиологическое заключение.

К выполнению опытно-промысловых работ по закачке композиций допускаются лица, ознакомленные с инструкциями по закачке определенных видов химреагентов, знающие правила и нормы по технике безопасности при капитальном и подземном ремонте скважин, прошедшие медицинскую комиссию.

Все емкости для химреагентов должны быть установлены с наветренной стороны на расстоянии не менее 10 м от устья скважины. Расстояние между емкостями должно быть не менее 1 м.

На нагнетательном трубопроводе у устья скважины должны быть установлены обратный клапан и запорное устройство, а на устьевой арматуре – на затрубной линии манометр.

Соединение автоцистерны с емкостью должно осуществляться с помощью гибких шлангов через сливной патрубок с задвижкой, установленной в нижней части цистерны.

Приступая к работе по закачке кислотных растворов, оператор должен надеть спецодежду, спецобувь и применять соответствующие дополнительные средства индивидуальной защиты (защитная каска, защитные очки, резиновые перчатки, противогаз или респиратор, прорезиненный фартук).

Запрещается ремонтировать оборудование и нагнетательную линию во время закачки химреагентов в скважину, а также подтягивать соединения, устранять течи.

Во время работ по закачке композиции запрещается присутствие людей в непосредственной близости от устья скважины и нагнетательных трубопроводов.

Кислотные композиции действуют раздражающе на слизистые оболочки и кожу, вызывают ожоги, поражают желудочно-кишечный тракт. При работе с кислотами следует пользоваться индивидуальными средствами защиты в соответствии с типовыми отраслевыми нормами, соблюдать правила личной гигиены, не допускать попадания реагентов внутрь организма и на кожу.

При попадании соляной кислоты на кожу необходимо произвести сильный смыв чистой холодной водой в течение 10 мин. Затем на обожженное место наложить "кашицу" из чайной соды.

При попадании соляной кислоты в глаза (жжение, боль, слезотечение) надо их обильно и энергично промыть сильной струей воды. При ожоге слизистой оболочки рта также необходимо длительное промывание чистой холодной водой. Обязательно обратиться к врачу.

Кислотные составы на основе 15 %-ной соляной кислоты не замерзают до температуры минус 25С. Выполнение работ с 15 % - ными кислотными составами при температуре окружающей среды ниже минус 25С без использования ППУ не производится. Обеспечение пожаробезопасных условий труда на производстве возможно только при строгом соблюдении трудовой и производственной дисциплины всеми работающими, точном выполнении правил и инструкций по пожарной безопасности.

Каждый работник при выполнении своих трудовых обязанностей должен быть очень внимательным и выполнять все требования настоящей инструкции.

Общие требования.

Все работники бригад подземного и капитального ремонта скважин должны знать расположение противопожарного инвентаря и средств связи, постоянно держать в исправности и уметь ими пользоваться. Перед началом работы проверить состояние противопожарного инвентаря.

При возникновении загораний или пожара члены вахты должны действовать в соответствии требований первичных действий бригад по ПКРС при возникновении загораний и пожаров.

Территория скважины, оборудование и инструмент должны содержаться в чистоте и порядке, не допускать разлива нефти по территории. При подъеме труб с жидкостью иметь желобную систему сбора жидкости.

Подъемные агрегаты должны устанавливаться с наветренной стороны с таким расчетом, чтобы газ и брызги нефти не попадали на действующий подъемник.

Запрещается работа на территории ремонтируемой скважины подъемных агрегатов, ходовых тракторов, бульдозеров, ППУ и другой техники без исправного искрогасителя.

Отогревание замерзшей арматуры, трубопроводов производить только паром или горячей водой. Применение для этих целей открытого огня запрещается.

Промасленный, либо пропитанный горюче-смазочными материалами обтирочный материал должны сжигаться в пожаробезопасном месте или вывозиться с территории скважины.

Хранение горюче-смазочных материалов в к/будках, в будках РУ-0,4 кв., а также в открытых тарах запрещается.

Запрещается мойка полов, стен, чистка оборудования, а также стирка спец. одежды в бензине и других легковоспламеняющихся жидкостях.

Запрещается вешать и раскладывать одежду и другие предметы для просушки на электронагревательных приборах.

Сушка спец. одежды производится в сушильных шкафах в развешенном виде.

Руководитель смены (вахты) при сдаче вахты обязан непосредственно на рабочем месте предупредить руководителя работ следующей смены и записать в вахтовый журнал об имеющихся неисправностях оборудования, инструмента, приспособлений и первичных средств пожаротушения.

По окончании работы освещение, электропотребляющие приборы и оборудование должны быть отключены.

Устанавливать в предохранители «жучки» в электропроводке запрещается.

Скважина должна быть заглушена задавочной жидкостью, т. е. должны быть выполнены все мероприятия по предупреждению возникновения нефтегазопроявлений и открытых фонтанов.

В пожароопасной зоне в радиусе не менее 25м от устья скважины запрещается:

- курить зажигать спички, пользоваться для освещения факелами и разводить костры;

- разогревать подъемные агрегаты открытым огнем;

- устанавливать подъемные агрегаты на замазученной площадке;

- разливать нефть по территории скважины.

Распоряжением по цеху должны быть назначены ИТР, ответственные за пожарную безопасность.

Сварочные и другие огневые работы в бригадах подземного и капитального ремонта скважин должны проводиться в соответствии с «Правилами пожарной безопасности при проведении сварочных и других огневых работ» только после выполнения всех мероприятий, обеспечивающих проведение огневых работ. Подтверждаемых подписями ответственных за подготовку и проведение огневых работ, согласно наряда-допуска, подписанного начальником или ведущим инженером цеха и согласованного военизированной пожарной частью.

Действия персонала при возникновении пожара.

Немедленно сообщить через диспетчера цеха в пожарную часть по телефону 01 о загорании с указанием маршрута расположения бригады.

Организовать тушение пожара имеющимися первичными средствами пожаротушения до прибытия пожарного подразделения.

Принять меры к эвакуации людей и материальных ценностей.

Влияние на окружающую среду.

При проведении работ ЗАПРЕЩАЕТСЯ:

· Работать с открытым огнём в радиусе 50 метров от устья скважины;

· Проводить работы на незаземлённом оборудовании.

· Линии, проложенные от ёмкости с жидкостью глушения для долива скважин, должны быть герметичными.

· Выходящая жидкость из скважины при спуске оборудования должна отводиться в специальную ёмкость для её сбора по герметичным линиям.

3 Практический раздел

3.1 Рассчитать объем кислотного раствора, объем товарной кислоты и химических реагентов для солянокислотной обработки и кислотной ванны для заданных условий
Таблица 3.1- Исходные данные

Параметры	Исходные данные
Толщина пласта, м h	17
Концентрация технической соляной кислоты, %, х_к	27
Температура приготовления кислоты, _оС, t	15
Плотность соляной кислоты, кг/м³при t=25_оС, р_кт	1134
Концентрация раствора уксусной кислоты, % с_ук	80
Концентрация кислотного раствора, %, х_р	12
Диаметр скважины,м, D	0,144

Ход работы

1. Рассчитать объем кислотного раствора для солянокислотной обработки скважины. Норма расхода кислотного раствора 𝑣𝑝=1,1 м3 на один метр толщины пласта. Тогда объем кислотного раствора по норме:

𝑉𝑝=𝑣𝑝×ℎ м3 (1) 𝑉𝑝=1,1∗17=18,7 м3

где ℎ – обрабатываемый кислотным раствором интервал продуктивного пласта, м

2. Рассчитать объем товарной кислоты, (в м3) для приготовления раствора 𝑉𝑘=𝑉𝑝×𝑥𝑝(5,09×𝑥𝑝+999)𝑥𝑘(5,09×𝑥𝑘+999) м3 (2) 𝑉𝑘=18,7∗12(5,09∗12+999)27(5,09∗27+999)=7,75 м3

где 𝑥𝑝 и 𝑥𝑘 соответственно концентрации кислотного раствора и товарной кислоты, %

3. Рассчитать плотность соляной кислоты при 15 оС 𝑝𝑘15=𝑝𝑘𝑡+(2,67×10−3×𝑝𝑘𝑡−2,52)×(𝑡−15) кгм3 ⁄ (3) 𝑝𝑘15=1134+(2,67∗10−3∗1134−2,52)∗(25−15)=1139 кгм3 ⁄

где 𝑝𝑘15 плотность товарной нефти при 15 оС, кг/м3

𝑝𝑘𝑡 - плотность кислоты при t оС, кг/м3

4. Рассчитать объем товарной кислоты при температуре 15 оС 𝑉𝑘′=𝑉𝑝×5,09×𝑥𝑝(5,09+999)𝑝𝑘15(𝑝𝑘15−999) м3 (4) 𝑉𝑘′=18,7∗5,09∗12(5,09+999)1139(1139−999)=7,19 м3

5. Рассчитать количество хлористого бария для нейтрализации серной кислоты, а0,4% 𝐺𝑥б=21,3×𝑉𝑝(𝑎𝑥𝑝𝑥𝑘−0,02) кг (5)

𝐺𝑥б=21,3∗18,7(0,4∗1227−0,02)=62,8 кг

где а – объемная доля H2SO4 в товарной кислоте, %

6. Рассчитать объем хлористого бария 𝑉𝑥б=𝐺𝑥б𝑃𝑥б м3 (6) 𝑉𝑥б=62,84000=0,015 м3

где 𝑝𝑥б4000 кг/м3 – плотность раствора хлористого бария кг/м3

7. В качестве стабилизатора используют уксусную кислоту, объем которой рассчитать по формуле: 𝑉𝑦𝑘=𝑏𝑦𝑘×𝑉𝑝𝐶𝑦𝑘 м3 (7) 𝑉𝑦𝑘=3∗18,780=0,70 м3

где 𝑏𝑦𝑘= 3% - норма добавки 100% уксусной кислоты

𝑐𝑦𝑘, % – объемная концентрация уксусной кислоты

8. Рассчитать объем ингибитора В-2:

𝑉𝑢=𝑏𝑢×𝑉𝑝𝐶𝑢 м3 (8) 𝑉𝑢=0,2∗18,7100=0,0374 м3

где 𝑏𝑢= 0,2% - норма добавки ингибитора, если в качестве ингибитора используют реагент В-2,

𝑐𝑢= 100%– объемная концентрация товарного ингибитора.

9. Рассчитать объем интенсификатора Марвелан-К: 𝑉𝑢н=𝑏𝑢н×𝑉𝑝100 м3 (9) 𝑉𝑢н=0,3∗18,7100=0,0561м3

где 𝑏𝑢н= 0,3% - норма добавки интенсификатора

10. Рассчитать объем воды для приготовления кислотного раствора: 𝑉в=𝑉𝑝−𝑉𝑘−(𝑉𝑥б+𝑉ук+𝑉𝑢+𝑉𝑢𝑛) м3 (10) 𝑉в=18,7−7,75(0,015+0,70+0,0374+0,0561)=12,4м3

11. Рассчитать объем кислотного раствора для кислотной ванны 𝑉𝑝"=П×𝑟𝑐2×ℎ м3 (11) 𝑉𝑝"=3,14∗0,0722∗17=0,27м3

где 𝑟𝑐- радиус скважины (в м)

h - толщина обрабатываемого пласта, м.

Заключение