Министерство энергетики РоссийскойФедерации
Государственное образовательноеучреждение
среднего профессиональногообразования
Нижневартовский нефтяной техникум
Специальность 0906 «Эксплуатациянефтяных и газовых месторождений»КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
по дисциплине
Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Тема:
Химические методы увеличенияпродуктивности скважин в
ОАО «ТНК-Нижневартовск»
Разработала студентка
гр. 4Э2-00
Татаринцева В.М
г. Нижневартовск, 2003 г.
ЗАДАНИЕ
Для курсовогопроектирования студенту дневного отделения 4 курса группы 4Э2-
Тема: «Химические методы увеличенияпродуктивности скважин в ОАО «ТНК-Нижневартовск»
В курсовом проекте должныбыть разработаны и изложены:
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
1. ВВЕДЕНИЕ
1.1 Краткая характеристикагеолого-технических мероприятий
1.2 Причины, вызывающие ухудшениефильтрационной способности
2 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
2.1 Орогидрография района
2.2 Тектоника и стратиграфияместорождения
2.3 Коллекторские свойства продуктивныхпластов
2.4 Свойства нефти и воды в пластовыхусловиях
3. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
3.1 Назначение и условия проведения кислотных обработок
3.2 Типы применяемых ингибиторов и ихсвойства
3.3 Виды кислотных обработок
3.4 Применение поверхностно-активных веществ
3.5 Повышение нефтеотдачи пластов иинтенсификация добычи нефти на предприятии
4. РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ
4.1 Расчет обработки призабойной зоныпласта раствором соляной кислоты
5. ОХРАНА ТРУДА
5.1 Общие сведения об охране труда
5.2 Охрана труда на предприятии
6. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
6.1 Общие сведения об охране окружающей среды
6.2 Мероприятия по охране окружающейсреды
7. ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Лист 1 Технологическая схема простойкислотной обработки
Лист 2 Общий вид машины Аз-30А
Дата выдачи 9.12.02 г
Срок окончания 1.03.03 г
Содержание
Введение
Краткая характеристика геолого-техническихмероприятий
1. Причины, вызывающие ухудшениефильтрационной способности призабойной зоны пласта2. Геологическийраздел
2.1 Орогидрография района
2.2 Тектоника и стратиграфияместорождения
2.3 Коллекторские свойствапродуктивных пластов
2.4 Свойства нефти, газа и воды впластовых условиях
3. Технико-технологический раздел
3.1 Назначение и условия проведения кислотныхобработок
3.2 Типы применяемых ингибиторов и ихсвойства
3.3Виды кислотных обработок
3.4 Применение поверхностно-активных веществ
3.5 Анализ химических методовувеличения производительности скважин в ОАО «ТНК-Нижневартовск»
3.6 Выводы
4. Расчетный раздел
4.1 Расчет обработки призабойной зоныпласта раствором соляной кислоты
5. Охрана труда
5.1 Общие сведения об охране труда
5.2 Мероприятияпо охране труда на предприятии6. Охранаокружаюшей среды
6.1Обшие сведенияоб охране окружающей среды
6.2 Мероприятия по охране окружающейсреды
Литература
ВВЕДЕНИЕ
Краткая характеристика геолого-техническихмероприятий
Геолого-технические мероприятия (ГТМ) — работа поинтенсификации добычи нефти и газа путем воздействия на продуктивные пласты иприменения технико-технологических способов улучшения (облегчения) условийтранспортирования нефти с забоя на устье скважины.
При обработке призабойнойзоны (ОПЗ) применяют механические, химические и физические методы воздействияна пласт.
При механическом методесоздаются новые каналы и трещины, которые соединяют ствол скважины с пластом.
К механическим методамотносятся гидравлический разрыв пласта (ГРП), гидропескоструйная перфорация(ГПП) и торпедирование скважин. Механические методы применяют в плотныхпородах.
Химический метод основанна реакции взаимодействия закачиваемых химических веществ с некоторыми породами(карбонатными породами и песчаниками, содержащими карбонатные вещества) пластаи загрязняющими пласт привнесенными отложениями.
К химическим методамотносятся и обработки пластов поверхностно активными веществами (ПАВ).
К физическим методамотнесены тепловые обработки и вибровоздействие, механизм действия которыхоснован на физических явлениях.
К геолого-техническиммероприятиям относятся также приобщение, дострел и перестрел пластов,оптимизация режима работы скважин, изменение способа добычи нефти, ввод скважиниз бездействия и ремонтно-изоляционные работы
Приобщение пласта — работы по перфорации и освоению пластов в скважине, уже эксплуатирующей другойпласт .
1. Причины, вызывающие ухудшениефильтрационной способности призабойной зоны пласта
Все факторы, вызывающиеухудшение ПЗП, подразделяют на четыре группы.
I. Факторы, вызывающие механическоезагрязнение ПЗП:
1. Засорение пористойсреды ПЗП твердой фазой промывочного раствора при бурении, а также при капитальноми подземном ремонтах скважин.
2. Закупорка тонкого слояпороды вокруг забоя глиной или тампонажным цементом при цементированииэксплуатационных колонн.
3. Проникновениеглинистого и особенно тампонажного растворов в трещины, что в несколько разможет снизить среднюю проницаемость ПЗП.
4. Загрязнение ПЗПнагнетательных скважин илистыми частицами, содержащимися в закачиваемой воде. Вэтом случае проницаемость может снизиться в десятки раз.
5. Обогащение ПЗПмельчайшими частичками за счет кольматажа и суффозии привозвратно-поступательном движении фильтрата и пластовой жидкости во времяспускоподъемных операций.
6. Кольматаж ПЗПминеральными частицами, приносимыми жидкостью из удаленных зон пласта.
II. Физико-литологическиефакторы, обусловленные действием пресной воды на цемент и скелет породы:
1. Проникновение в ПЗПфильтрата глинистого раствора или воды при капитальном и подземном ремонтескважин.
2. Закачивание воды впласт для поддержания пластового давления.
3. Закачивание в пластсбросовой жидкости.
4. Прорыв постороннихпластовых слабоминерализованных вод в
продуктивный пласт.
5. Прорыв закачиваемой вводонагнетательные скважины воды в ПЗП в добывающих скважинах.
III. Физико-химическиефакторы:
1. Проникновение впористую среду воды, что приводит к увеличению водонасыщенности и созданию«блокирующей» преграды фильтрации нефти и газа за счет разностиповерхностных натяжений воды и пластовой жидкости.
2. Образование в ПЗПустойчивой эмульсии из-за периодического изменения гидродинамического давленияна стенки скважины и поэтому взаимного диспергирования (измельчения) воды(фильтрата) и нефти. Этому способствует наличие в нефти асфальто-смолистыхвеществ, являющихся эмульгатором.
3. В водонагнетательныхскважинах выпадение солей на скелете пород ПЗП при контакте пластовых изакачиваемых вод в начальный период нагнетания вод.
IV. Термохимическиефакторы:
1. Отложение парафина на скелете пород пласта взалежах с низкой пластовой температурой. Этот процесс происходит при охлаждениипри-забойной зоны во время вскрытия пласта, при длительной эксплуатации скважини при закачивании воды в пласт.
2.Проникновение в продуктивныйпласт нижних высокотемпературных и сильноминерализованных вод и последующее ихохлаждение.
2 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
2.1Орогидрография района
Самотлорскоенефтяное месторождение административно расположено на территорииНижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.
Географическирайон месторождения приурочен к водоразделу рек Вах и Ватинский Еган, правыхпритоков реки Обь.
Рельефместности слабо пересеченный, с абсолютными отметками от минус 43 метров напойменных участках до минус 76 метров в центральной части водораздела.
Издвух рек, протекающих на территории месторождения, судоходна только одна рекаВах, окаймляющая восточную и северо-восточную части месторождения. Ширинасреднего течения 0,5 м/сек. Навигация начинается во второй половине мая изаканчивается в середине октября. Река Ватинский Еган, расположенная насеверо-западе месторождения, не судоходна.
Отличительнойособенностью района является его крайняя заболоченность, а такжемногочисленность больших и малых озер. Непосредственно на территории месторождениярасположены следующие крупные озера: Самотлор, Кымыл-Эмтор, Белое, Окунево имножество других озер.
Втечение зимнего периода многие болота, озера и таежные речки промерзают, плохои труднопроходимы.
Грунтовыеводы на участке работ находятся на глубине 2-12 м от дневной поверхности.
Растительностьпредставлена смешанным лесом с преобладанием хвойных и тальниковых кустарников,растущих, главным образом, по берегам дневной поверхности.
Климатрайона резко континентальный, с коротким теплым летом и долгой суровой зимой.Продолжительность зимнего периода с ноября по апрель, характерны метели иснегопады, среднесуточная температура воздуха в январе минус 25 градусовЦельсия, толщина ледяного покрова достигает 1 м на реках и 3 м на озерах.
Наибольшееколичество осадков выпадает в теплое время в июле — августе и в холодное времяв декабре — январе. Общее количество осадков в год достигает 400 мм.
Кроменефти и газа на территории месторождения имеются другие полезные ископаемые,такие как торф, глина, строительные пески и другие.
2.2Тектоника и стратиграфия месторождения
Врегиональном тектоническом плане по отражающему сейсмогоризонту «Б»Самотлорская площадь расположена в Центральной части Нижневартовского свода, впределах Тарховского куполовидного поднятия, которое объединяет Самотлорскую,Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерскую и Черногорскую структуры 3-гопорядка.
Верхний-мезокайнозойский,типично платформенный формировался в условиях длительного, устойчивогопогружения фундамента.
Покровле горизонта БВ81-2Самотлорскоекуполовидное поднятие оконтуривается изогипсой минус 2200 метров. Все локальныеструктуры внутри контура выражены довольно резко. Наиболее крупная из нихСамотлорская, расположена в центральной и южной частях Тарховского поднятия.Структура оконтурена изогипсой минус 2120м, имеет изометрическую форму сизрезанными контурами. Размеры ее в плане 12х 15км, амплитуда структуры около80 м, при этом наиболее крутые углы поднятия характерны для юго-восточной частидо 2020. Белозерная структура по кровле пласта БВ81-2осложнена двумя куполами, оконтуренными изогипсой минус 2130м. Общиеразмеры структуры 6х15км в пределах изогипсы минус 2130м.
Вцелом Самотлорское куполовидное поднятие по замыкающей изогипсе минус 2200 м,имеет размеры 32х40км, амплитуду 150 метров. Более существенные измененияструктурного плана происходят по кровле самого верхнего продуктивного пласта AB1. Белозерное,Мартовское поднятие практически сливаются с Самотлорским, с севера и востокаоконтуриваются изогипсой минус 1690 метров. На западе и юго-западеоконтуриваются изогипсой минус 1640 метров и раскрываются в сторону Аганского,Ватинского, Мегионского и Мыхпайского поднятий. Углы наклона крыльев отдесятков минут до 1.45. Амплитуда по отношению к западному крылу около 110метров, восточному и северному 160метров.
Вгеологическом строении Нижневартовского свода, где расположено Самотлорскоеместорождение, принимают участие породы доюрского фундамента, мезо-кайнозойскихтерригенных отложений платформенного чехла. В разрезе последних выделяютсяюрские, меловые, палеогеновые и четвертичные образования.
В пределах Западно-Сибирской плиты большинствоисследователей выделяет три структурно-тектонических этажа.
Нижний — формировался впалеозойское и допалеозойское время и отвечает геосинклинальному этапу развитиясовременной плиты.
Средний — объединяетотложения, образовавшиеся в условиях парогеосинклинали, имевшей место впермско-триасовое время.
Палеозойскийфундамент на месторождении представлен сильно метаморфированными глинистыми и глинисто-слюдистымисланцами. Максимальная вскрытая толщина этих пород на месторождении составляет87 метров.
Юрская система. Породы юрской системы залегают срезким угловым несогласием на породах фундамента и представлены тремя отделами.
Тюменскаясвита (нижняя и средняя юра) представлена неравномерным чередованиемаргиллитов, алевролитов и песчаников. Толщина отложений тюменской свитысоставляет 220-250 метров.
Верхняяюра представлена преимущественно морскими осадками васюганской свиты, толщиной50-60 метров, георгиевской свиты, толщиной до 4 метров и баженовской свиты,толщиной до 20 метров.
Меловаясистема представлена нижним и верхним отделами, сложенными морскими,прибрежно-морскими и континентальными осадками.
Нижнемеловыеотложения представлены на рассматриваемой территории породами Мегионской,Вартовской, Алымской, низов Покурской свит.
— нижняячасть Мегионской свиты сложена аргиллитами серыми и темно-серыми. На нихзалегает ачимовская толща, представленная переслаиванием песчаников,алевролитов и аргиллитов. В пределах площади пласты песчаников именуютсяпластами БВ1.
— верхняячасть Вартовской свиты включает продуктивные пласты АВ 2-8 Общая толщинаВартовской свиты до 400 метров.
— Алымская свита состоит из двух частей: Верхняя подсвита, делится на две ваяки:верхняя сложена аргиллитами темно-серыми с частыми тонкими прослоямиалевролитов. Нижняя подсвита представлена, в основном, песчаниками и выделяетсяв разрезе как горизонт AB1. Общая толщинаотложений Алымской свиты 67-84 метра.
Вышезалегающаячасть разреза меловой системы представлена отложениями ее верхнего отделапреимущественно глинистыми осадками кузнецовской, березовской и ганькинскойсвит, толщиной 250-300 метров.
Палеогеновая система состоит в нижней части, восновном, из глин морского происхождения (талицкая, люлинворская, чеганскаясвиты), толщина которых составляет 280-320 метров, выше залегаютконтинентальные осадки — переслаивание глин, песков, бурых углей с остаткамидревесины (атлымская, новомихайловская, журавская свиты). Толщина осадков235-240 метров.
Четвертичные отложения — супеси, суглинки, пески,торф, залегают на размытой поверхности осадков журавской свиты, толщина ихдостигает до 125 метров.
2.3Коллекторские свойства продуктивных пластов
Таблица 2.3.1Коллекторскиесвойства продуктивных пластовПласт
Пористость,
доли единиц
Проницаемость, мкм2
Нефтенасыщенность,
доли единиц
АВ1-2АВ1 0,23
189х10-3 0,358
АВ2-3AB1 0,225
61х10-3 0,64
АВ3 0,265
518х10-3 0,269
AB4-5 0,277
825х10-3 0,258
АВ6-7 0,282
449х10-3 ¾
БВ1 0,240
215х10-3 0,358
Благоприятнымиусловиями для накопления и сохранения нефти и газа в горных породах являютсяналичие пустот в породе, которые могут занимать нефть и газ, и залегание породв виде геологических структур, препятствующих рассеиванию нефти и газа.
Проницаемостьюгорных пород называют их способность пропускать жидкость или газ под действиемперепада давления. Наибольшая проницаемость по плату АВ 4-5 наименьшаяпо пласту АВ 1-3.
Содержаниев пустотах горных пород нефти, газа и воды называют насыщенностью. Коэффициентнефтенасыщенности — это доля объема пустот в горной породе, заполненных нефтью.Наибольшая нефтенасыщенность по пласту АВ 1 составляет 0,64.
ГоризонтAB1 отличается от других горизонтов продуктивной толщи Самотлорскогоместорождения сложным взаимоотношением песчаников, алевролитов и глин иразделяетсяна два пласта: верхний AB1и нижний AB1
Верхнийпласт разделяется на глинистую и песчаную части, а в нижней части выделяютсямонолитные песчаники, тонкое чередование песчано-глинистых пород и глинистыепесчаники.
ГоризонтАВ2-3 отличается высокой степенью литологической неоднородности, обусловленнойчастым чередованием глинистых и песчано-алевролитовых слоев.
ГоризонтАВ4-5 отличается сравнительно однородным строением. В этом горизонтепреобладает песчаный тип разреза (монолиты), на долю которых приходится около95%.
ГоризонтБВ3 является основным объектом разработки на большей частиместорождений Нижневартовского свода, втомчисле на Самотлорскомместорождении.
ПластЮB1 Самотлорского месторождения представлено алевролитами и песчаниками.
Вцелом по коллекторским свойствам пород продуктивных пластов Самотлорского месторожденияможно сделать выводы:
Существенноеразличие коллекторских свойств изученных горизонтов обусловлено литологическимиособенностями пород этих объектов.
Нанефтенасыщенность пород в стабилизированных зонах залежи основное влияниеоказывают литолого-коллекторскне свойства, а в недонасыщенных — значительноевлияние приобретает расстояние исследуемого прослоя от ВНК.
2.4 Свойства нефти, газа иводы в пластовых условиях
Таблица 2.4.1
Свойства нефти, газа и воды впластовых условияхПласт
Рпл, МПа
Рнас, МПа
Г, м3/м3
G, м3/м3
mв, Мпа х с
rн, кг/м3
Мн, Мпа х с
rг, кг/м3
Мг, Мпа х с х 103
АВ11-2 15,6 9,7 60 68,8 1,14 812 1,3 1,239 1,012
AВ13 16,7 11,3 60 90,9 1,254 700 1,61 1,239 1.012
АВ2-3 16,2 10,8 61 79,8 1,234 755 1Д5 1,27 1,016
АВ4-5 17,1 13,4 60 72,9 1,208 779 2,39 1,275 1,016
АВ6-7 17,2 8,4 70 71,6 1,14 813 1,28 - - БB1 18,8 11,9 71 99,7 1,276 746 1,28 1,108 1,017
БВ80 19,6 10,5 70 95,5 1,27 745 1,09 - -
БВ 81-2 19,1 10,8 71 97,4 1,267 730 1,21 - -
БВ83 20,5 10.5 72 98,9 1,284 736 1,13 1,5 1,016 ЮВ1 22,4 11,2 84 93,7 1,206 775 0,93 1,007 1,023
Нефтьи газ, заполняя пустоты продуктивного пласта, залегающего на больших глубинах вземной коре, находятся под действием пластовых давлений и температур. Из таблицы 2.4 видно, что максимальное пластовое давление характерно по пласту ЮВ1.
Количестворастворенного в нефти газа характеризуют газосодержанием нефти. Наибольшеегазосодержание, в пласте БB1 и наименьшее в пласте АВ11-2.
Однимиз основных показателей товарного качества нефти является плотность нефти.Нефть Самотлорского месторождения имеет плотность до 880 кг/м3 иотносится к легкой нефти.
Важнейшейхарактеристикой жидкостей и газов, показывающих их способность оказыватьсопротивление перемещению одних частиц или слоев относительно других являетсядинамическая вязкость m. Вязкость нефти Самотлоркогоместорождения больше 1.
нефтеотдача пластхимический обработка
3. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
3.1 Назначение иусловия проведения кислотных обработок
Назначение соляной кислоты НСl — растворение карбонатных пород, карбонатных породообразующих минералов, а такжепривнесенных в пласт загрязняющих частиц.
Уравнения химическойреакции соляной кислоты с карбонатными породами следующие:
с известняками:
СаСОз + 2НС1=СаСl2+H20+C02
с доломитами:
CaMg (Соз)2 + 4НС1 =CaCl2+MgCl2+2H2O+2CO2.
Полученные в результатереакции хлористый кальций СаСl2 ихлористый магний MgCl2 хорошо растворяются в воде и легко удаляются из ПЗПвместе с продукцией скважины; в пласте образуются новые пустоты и каналы.
Обычно применяют солянуюкислоту 8-15%-й концентрации. Применение большей концентрации не рекомендуетсяиз-за сильной коррозии и возможности растворения гипса с последующимзакупориванием пласта.
Ниже приводятсягеологические условия. Концентрация соляной кислоты при солянокислотныхобработках:
8-10% -для песчаников скарбонатным цементом;
10-12%-для карбонатнойпороды высокой проницаемости при низком пластовом давлении;
12-15%-для карбонатнойпороды низкой проницаемости при высоком пластовом давлении.
Глинокислоту нельзяприменять для воздействия на карбонатные породы и песчаники с большимколичеством карбонатного цемента, так как при этом образуется слизистый осадокфтористого кальция, закупоривающий поры пород.
Уравнение химическойреакции плавиковой кислоты с карбонатом кальция следующее:
CaC03 + 2HF=¯CaF2+CO2+H2O
Уксусная кислота СНзСООНдобавляется в соляную кислоту для замедления скорости растворения карбонатнойпороды. Это обеспечивает более глубокое внедрение в поры породы еще активногораствора соляной кислоты. Уксусная кислота также предотвращает выпадение восадок гидрата оксида железа Fe(OH)3, растворяет карбонатную породу, хотя и вменьшей степени (в 1,64 раза), чем соляная кислота. Учитывая это, а такжевысокую стоимость, основное назначение уксусной кислоты сводится к стабилизациираствора соляной кислоты от выпадения железистых осадков и замедлению скоростиреакции кислоты с породой.
Концентрированная сернаякислота предназначается для воздействия на песчаники. При этом снижаетсявязкость нефти за счет теплоты, выделяющейся в процессе смешения серной кислотыс водой, и увеличивается производительность скважины. При смешении сернойкислоты с нефтью образуется ПАВ, что также способствует улучшению притока нефтииз пласта в скважину.
Серную кислоту нерекомендуется применять для воздействия на карбонатные породы, так как при ихвзаимодействии образуется нерастворимый в воде сульфат кальция CaSO4. Уравнениехимической реакции серной кислоты с карбонатной породой следующее:
CaCO3 + H2SO4=¯CaSO4+H2O+CO2
При температуре пластаниже 70° С сульфат кальция выпадает в осадок в виде гипса CaSO4-2H2O.
Концентрированная (98%)серная кислота не реагирует с металлом, но разбавление ее водой приводит кувеличению коррозии.
Угольную кислоту Н2СОзприменяют для воздействия на породы, содержащие карбонаты кальция и магния, атакже асфальто-смолистые осадки
3.2 Типы применяемыхингибиторов и их свойства
Ингибиторы— вещества, замедляющие скорость коррозии металлов. Поэтому ингибированиерастворов кислот является необходимой операцией при любой кислотной обработке ипредназначается для защиты от преждевременного коррозионного износа подземногои наземного оборудования скважин: эксплуатационных колонн, НКТ, фильтровскважин, емкостей хранения и передвижных емкостей, насосных агрегатов, линийобвязки. Ингибиторам коррозии предъявляются следующие требования:
1. Снижениескорости коррозии металла в 25 раз и более при малых концентрациях и невысокойстоимости;
2. Хорошаярастворимость в используемых кислотах;
3. Возможностьвыпадения в осадок после взаимодействия кислоты с карбонатами (нейтрализации);
4. Невозможностьобразования осадков с продуктами реакции кислоты.
Напромыслах применяется целый ряд ингибиторов, различающихся защитнымисвойствами. Если защитные свойства того или иного ингибитора недостаточны, тоиспользуют комбинацию ингибиторов.
Формалин— водный раствор, содержащий 37% формальдегида прозрачная жидкостьплотностью 1106 кг/м3 с резким запахом, со временем мутнеетвследствие выпадения белого осадка параформальдегида, особенно приотрицательной температуре. Поэтому для его хранения нужно отапливаемоепомещение. Из-за небольшого защитного свойства применение формалина при СКО нерекомендуется.
УниколПБ-5— липкая темно-коричневая жидкость плотностью 1100 кг/м3.Полностью растворяется в соляной кислоте, но не растворяется в воде, особенно всильно минерализованной. Поэтому в порах пласта после завершения реакциикислоты с породой выпадают очень объемистые осадки липкой органической массы.Это отрицательно влияет на проницаемость пород и снижает эффективность СКО.Поэтому рекомендуется применение уникода ПБ-5 при дозировке 0,05—0,1%. При этомкоррозия снижается в 15—22 раза.
Катапин-А— ионогенное катионоактивное ПАВ — один из лучших ингибиторов. Притемпературе до 80° С и продолжительном воздействии на металл дозировкакатапина-А может быть увеличена до 0,2%. При температуре выше 80° С катапин-Амалоэффективен.
Катапии-Котличается от катапина-А только уменьшенным количеством углерода. Защитныесвойства несколько хуже, чем катапина-А.
Катамин-А— также катионоактивное ПАВ, его защитные свойства хуже, чем катапина-А икатапина-К.
Уротропинтехнический— продукт взаимодействия аммиака с формальдегидом,бесцветные кристаллы, растворяется в воде, органических растворителях. Защитныесвойства такие же, как у формалина. Поэтому оба реагента — и формалин, иуротропин — могут служить резервными на случай отсутствия высокоактивныхреагентов.
РеагентИ-1-А— побочный продукт процесса синтезирования и представляет собойсмесь нескольких веществ.
РеагентУФЭв— неионогенное ПАВ, обладает определенными защитными свойствами.При дозировке УФЭв 0,1—0,3% кратность снижения коррозии составляет всего 11—14. Поэтому самостоятельно может применяться только при отсутствии болееактивных ингибиторов.
Посогласованию с потребителем кислота может поставляться заводами-изготовителямис введенным в нее ингибитором.3.3 Виды кислотныхобработок
Напромыслах применяют следующие кислотные обработки:
1. Кислотныеванны;
2. Простыекислотные обработки;
3. Кислотныеобработки под давлением;
4. Термокислотныеи термогазохимические обработки;
5. Пенокислотныеи термопено-кислотные обработки;
6. Гидроимпульсныекислотные обработки;
7. Кислотоструйныеобработки;
8. Обработкиглинокислотой;
9. Углекислотныеобработки;
10. Обработкисульфаминовой кислотой и др.
Кислотныеванны — наиболее простые кислотные обработки и предназначены для очистки стенокскважины и забоя от остатков цементной и глинистой корок, продуктов коррозии,смолистых веществ, парафина и т. д. Такая очистка способствует увеличению зоныохвата пород раствором кислоты и предупреждает образование отложений в порахпород при последующих обработках.
Кислотныеванны в основном устанавливают в скважинах, в которых продуктивный пласт незакреплен обсадной колонной, т. е. в скважинах с открытым стволом.Рекомендуемая концентрация соляной кислоты составляет 15—20%. Если кислотныеванны устанавливают в обсаженных скважинах, то концентрация кислоты не должнапревышать 12%. Объем раствора для установки кислотной ванны определяют исходяиз полного перекрытия обрабатываемого интервала от подошвы до кровли.
Передкислотной ванной необходимо очистить стенки скважины и забой. Хотя кислотнаяванна предназначена для очистки стенок скважины, но специальная предварительнаяочистка способствует максимальному удалению цементной корки. Все этопредупреждает образование осадков и сохраняет активность кислоты.
Цементнаякорка снимается проработкой открытого ствола в интервале обработки с помощьюрасширителя, механического или гидромониторного скребка. Если стенки скважиныне требуют очистки, то забойная пробка удаляется обычной промывкой. Приподготовке скважины определяют также статический уровень и величины пластовогодавления.
Необходимоеусловие установления кислотной ванны — присутствие раствора кислоты в интервалеобработки, для чего разработаны определенные технологические приемы закачиванияи продавливания раствора кислоты в скважину.
Вскважинах, находящихся в освоении после бурения (ствол скважины послепредварительной очистки заполнен водой или нефтью при слабом притоке ее изпласта), технологический процесс осуществляется следующим образом (рис. 3.1).
Насосно-компрессорныетрубы спускают до забоя и поддерживают циркуляцию воды до устойчивого переливаее из затрубного пространства (рис. 3.1 а)
/>
Рисунок 3.1 — Технологические схема (а — г) установлениякислотной ванны:
1 — вода;
2 — кислота;
3 — продавочная жидкость.
Приоткрытом затрубном пространстве в НКТ закачивают расчетное количество растворакислоты рис. 3.1, б), а затем без остановки — продавочную жидкость — воду (рис.3.1, в). После закачивания продавочной жидкости в объеме, равном объему НКТ(рис.3.1, г), закрывают задвижки в НКТ и выкиде затрубного пространства, искважина оставляется на реагирование на 16—24 ч (точный срок устанавливают длякаждого месторождения опытным путем на основе определения остаточнойкислотности раствора после различных сроков выдерживания его на забое). Поистечении времени реагирования производят промывку скважины через затрубноепространство (обратная промывка) водой или через НКТ (прямая промывка) нефтью сцелью удаления с забоя продуктов реакции.
Внефтяных добывающих скважинах, находящихся в эксплуатации, для обратнойпромывки в затрубное пространство закачивают нефть. Жидкость, из НКТпринимается в емкость и замеряется. Объем этой жидкости сравнивается с объемомпродавочной жидкости, использованной во время установления ванны. Количествовыдавленного из скважины отработанного раствора кислоты сравнивают с количествомзакачанного в скважину раствора кислоты.
Вводонагнетательных скважинах в качестве продавочной и промывочной жидкости используютводу.
Приустановлении кислотной ванны в скважинах газовых и газоконденсатныхместорождений отработанный раствор кислоты и продукты реакции удаляют газовымпотоком путем открытия задвижки на устье скважины. Примерная схема обвязкиоборудования при установлении кислотной ванны приведена на рисунке 3.2.
/>
Рисунок 3.2 -Примерная схемаобвязки наземного оборудования при установлении кислотной ванны:
1 — кислотовоз;
2 — установка насосная;
3 — скважина;
4 — резервуар.
Простыекислотные обработки применяются наиболее часто для растворения привнесенных впласт загрязняющих материалов, а также для увеличения размеров поровых каналовза счет растворения карбонатной породы.
Вскважинах с низким пластовым давлением, в которых трудно восстановитьциркуляцию жидкости при промывке, забой очищают желонкой.
В водонагнетательных скважинах в качестве продавочнойи промывочной жидкостей используют воду.
Концентрациюрабочего раствора кислоты считают равной 15-20%. Объемы раствора кислоты дляпростых обработок в расчете на 1 м толщины открытого ствола или интервалаперфорации зависят от проницаемости пород.
Простыекислотные обработки пластов песчаников и алевролитов предназначены длярастворения продуктов коррозии (в водонагнетательных скважинах) и кальцитовыхотложений (в нефтедобывающих скважинах). Кальцит выделяется из пластовых водпри эксплуатации скважин и откладывается в трубах, на фильтре (в интервалеперфорации), забое, иногда и в призабойной зоне. Простые кислотные обработкиприменяются также для растворения карбонатов в терригенной породе, когда их содержаниесоставляет 25% и более.
Подготовкаскважины к проведению простой кислотной обработки заключается в тщательнойочистке забоя и стенок скважины.
Еслипростая кислотная обработка проводится после кислотной ванны, то для подготовкискважины достаточно промыть забойную пробку с использованием растворов ПАВ илинефти.
Дляочистки забоя скважины от больших уплотненных забойных пробок из карбонатныхпород и глинистых материалов можно использовать промывку с помощью сильнойструи раствора кислоты. Для этого в скважину на НКТ спускают наконечник ссоплами с направлением струи вниз. На устье к НКТ подсоединяется грязевыйшланг. Благодаря этому во время закачивания раствора кислоты НКТ постепеннодопускают до забоя.
Подготовкаводонагнетательных скважин сводится к свабированию (гидросвабированию) споследующей прямой и обратной промывкой (свабирование — вид поршневания спомощью специального поршня (сваба), состоящего из нескольких резиновых манжет,клапана и перфорированного патрубка и спускаемого в скважину на стальном канатедиаметром 16 или 19 мм). Для этого в скважину спускают НКТ с проверкой каждойтрубы шаблоном. Поршень (сваб) спускают под уровень жидкости в НКТ на 75—150 м.
Передпроведением простой кислотной обработки в скважине проводят исследования с цельюопределения ее продуктивности, то есть дебита на 1 МПа депрессии на пласт. Дляэтого определяют статический и динамический уровни, пластовое и забойноедавление.
Технологияпростой кислотной обработки заключается в следующем (рис. 3.3).
Внефтяную добывающую скважину через НКТ закачивают нефть, в водонагнетательную —воду до устойчивого переливания через отвод за-трубного пространства (рис. 3.3а).
Приоткрытом затрубном пространстве вслед за нефтью или водой в НКТ закачиваютраствор кислоты в объеме НКТ и затрубного пространства от нижнего конца НКТ доверхней границы обрабатываемого пласта или интервала перфорации (рис. 3.3 б).
/>
/>
Рисунок3.3-Технологические схема проведения простой кислотной обработки:
1—вода;
2—кислота;
3—продавочнаяжидкость.
Закрываютзатрубное пространство, продолжают закачивать оставшуюся часть растворакислоты, а затем — продавочную жидкость (рис. 3.3.2, в). После продавливаниявсего раствора в пласт закрывают устье и скважину оставляют на реагирование(рис. 3.3 г).
Еслипланом работ предусматривается оставление раствора кислоты для реагирования споверхностью карбонатных пород в открытом стволе, то количество продавочнойжидкости берут равным объему спущенных в скважину НКТ. Если планируетсязадавливание всего раствора кислоты в пласт, то количество продавочной жидкостиберут равным объему НКТ и затрубного пространства в интервале обработки (рис.3.3 г).
Приобработке обсаженных скважин рекомендуется задавливание всего раствора кислотыв пласт без оставления его в обсадной колонне.
Припервичных обработках для более полного охвата всей толщины пласта рекомендуемоедавление продавливания раствора кислоты составляет 8—10 МПа. При последующихобработках стремятся к максимально возможному увеличению скорости продвиженияраствора кислоты по пласту для достижения наиболее глубокого проникновения егоот ствола скважины в породу. Скорость продавливания увеличивают, повышаядавления нагнетания насосной установки.
Приобработке малопроницаемых карбонатных пород рекомендуют несколько ограничитьскорость продавливания раствора кислоты для более полного охвата толщиныобрабатываемого пласта и исключения его разрыва.
Ориентировочнорекомендуют следующие сроки выдерживания растворов кислоты на забое скважины:при оставлении раствора кислоты в открытом стволе от 8—12 до 24 ч в зависимостиот степени предварительной очистки поверхности ствола и забоя и проведенияпосле нее кислотной ванны; если весь раствор кислоты продавливается в пласт, тодо 2 ч при температуре на забое 15—30°С и 1 —1,5 ч при температуре на забое30—60° С; при более высоких температурах выдерживание не рекомендуют.
/>
Рисунок3.4-Применяемая схема обвязки наземного оборудования при простой кислотнойобработке:
1—резервуарыдля раствора кислоты;
2—установканасосная;
3—скважина;
4—резервуарс продавочной жидкостью.
Вводонагнетательных скважинах по истечении времени реагирования производятпрямую и обратную промывки забоя для удаления продуктов реакции.
Приобработке карбонатных пород, когда продавочный жидкостью является нефть, послеочистки забоя скважину сразу вводят в эксплуатацию.
Приобработке карбонизированных песчаников, когда продавочной жидкостью являетсявода, рекомендуют удалять ее из НКТ одним из эффективных в конкретных условияхспособов, например, применением пенных систем.
В поглощающих скважинах, вкоторых невозможно добиться циркуляции жидкости при промывке, наилучшиерезультаты могут быть достигнуты с применением ПКО.
Примернаясхема обвязки оборудования при простых кислотных обработках приведена нарисунке 3.4. В этой схеме использование емкостей вместо кислотовоза обусловленобольшим объемом раствора кислоты.
Кислотныеобработки под давлением предназначены в основном для воздействия намалопроницаемые интервалы пласта. Для этого предварительно ограничиваютприемистость высокопроницаемых интервалов путем закачивания высоковязкойэмульсии типа «кислота в нефти». Кроме того, полезную работу выполняет икислота, входящая в состав эмульсии. Нейтрализация этой кислоты происходитнамного медленнее, чем нейтрализация чистого раствора кислоты. За счет этогообеспечивается более глубокая обработка кислотой высокопроницаемых интервалов.Исключения поглощения раствора кислоты высокопроницаемыми интервалами можнодобиться и с помощью пакера типа ПРС.
Кислотныеобработки под давлением увеличивают охват толщины продуктивного пластавоздействием раствора кислоты и применяются в нефтяных добывающих,водонагнетательных и газовых скважинах как с открытым забоем, так и обсаженных.
Приприменении этого вида кислотной обработки должны приниматься меры по предотвращению,образования каналов связи с соседним водоносным пластом. Для этого необходимоправильно обосновать величину давления задавливания раствора кислоты в пласт.
/>
Рисунок 3.5- Примернаясхема обвязки наземного оборудования при кислотной обработке под давлением:
1 — передвижная емкостьдля кислоты;
2 — стационарная емкостьдля кислоты;
3 — емкость для нефти;
4 — цементировочный агрегат;
5 — установка насоснаяУНЦ-160Х 50 К. (АзИНМАШ-ЗОА);
6 — бункеры;
7 — основной насос;
8 — водяной насос;
9 — резервуар;
10 — насос;
11 — скважина.
Притермокислотной обработке продуктивный пласт подвергается воздействию дважды водном технологическом процессе: сначала ТХВ, а затем простой кислотнойобработке или обработке под давлением.
Термохимическоевоздействие (ТХВ) — воздействие на забой и призабойную зону пласта горячейкислотой, получаемой за счет выделения тепла при реакции между кислотой и магнием.
Термокислотныеобработки предназначаются для растворения парафиновых и асфальто-смолистыхотложений, для образования каналов растворения в доломитах, для интенсивногорастворения загрязняющих материалов в скважинах после окончания бурения, дляочистки фильтра водонагнетательных скважин от продуктов коррозии и другихзагрязняющих материалов, трудно растворимых в холодной соляной кислоте и др.
Термогазохимическоевоздействие — сущность термогазохимического воздействия (ТГХВ) заключается всоздании высокого кратковременного давления в результате горения пороховогозаряда в жидкой среде. Под действием давления пороховых газов скважиннаяжидкость задавливается в пласт, расширяя естественные и создавая новые трещины.
Пенокислотныеобработки применяют для воздействия на продуктивные пласты, сложенныекарбонатными породами, также на песчаники с высоким содержанием карбонатногоцемента.
/>
Рисунок3.6—Схема обвязки оборудования при пенокислотой обработке:
1—компрессор;
2—обратный клапан:
3—аэратор;
4—установканасосная (кислотный агрегат);
5—скважина;
6 —глубинный насос.
Пены —пузырьки газа или воздуха в жидкости, разделенные тонкими прослойками(пленками) этой же жидкости. Для получения пены кроме газа и жидкости нужноприсутствие еще одного вещества — пенообразователя (ПАВ).
Гидроимпульсныекислотные обработки служат для создания гидравлических импульсов(гидроимпульсов) в призабойной зоне пласта заключается в периодическом закачиваниив скважину через НКТ жидкости под большим давлением и быстром «сбрасывании»давления через затрубное пространство (разрядка скважины). Величинасоздаваемого давления не должна превышать допустимой его величины для даннойобсадной колонны.
При закачиваниижидкости в призабойной зоне пласта раскрываются имеющиеся или образуются новыетрещины. При «сбрасывании» давления происходит приток жидкости из трещины вствол скважины с большой скоростью. С этой жидкостью из призабойной зонывыносятся привнесенные туда загрязняющие материалы.
Кислотоструйнаяобработка — воздействие на забой и стенки ствола скважины струей растворакислоты, выходящей с большой скоростью из конусной насадки. Приспособление, с помощьюкоторого осуществляют кислотоструйную обработку, называется гидромонитором.
Основнымназначением кислотоструйных обработок является очистка стенок ствола скважины изабоя от цементной и глинистой корок, образование новых каналов растворения вкарбонатной породе. Поэтому кислотоструйные обработки в основном применяются вскважинах с открытым стволом.
Обработкиглинокислотой — предназначена для воздействие на песчаники илипесчано-глинистые породы, а также на глинистую корку. Основное условиеприменения— отсутствие или минимальное содержание (до 0,5%) карбонатов впороде.
Количествоглинокислоты подбирают опытным путем, чтобы не допустить разрушения породпродуктивного пласта. При первых обработках рекомендуется применять 300—400 лглинокислоты на 1 м толщины пласта. Если пласты сложены трещиноватыми породами,то объем глинокислоты для первичных обработок увеличивается до 800—1000 л на 1м толщины пласта.
Наиболееэффективна глинокислота, состоящая из 8%-и соляной кислоты и 4%-й плавиковойкислоты. Для песчаников с небольшим содержанием глинистого материала не следуетприменять плавиковую кислоту концентрацией менее 3%. Для песчаников с большимсодержанием глин максимальные концентрации соляной кислоты—10%, плавиковойкислоты—5%. Глинокислоту рекомендуют приготовлять путем растворения в солянойкислоте технического бифторид-фторид аммония.
Серийныекислотные обработки — это многократное воздействие раствором кислоты напродуктивный пласт или его отдельный интервал — применяют в тех случаях, когдаоднократное воздействие раствора кислоты на продуктивный пласт недостаточноэффективно.
Времяповторения кислотных обработок определяют исходя из времени, необходимого дляочистки забоя и извлечения отработанного раствора кислоты. Серийно можнопроводить любые виды рассмотренных выше кислотных обработок.
Серийныекислотные ванны рекомендуют применять в основном при освоении скважин послебурения. Серийные термокислотные и термохимические обработки рекомендуютпроводить в скважинах с интенсивным отложением парафино-смолистых веществ.
Обработкисерной кислотой применяют для обработки водонагнетательных скважин, у которыхпризабойная зона продуктивных пластов загрязняется привнесенными закачиваемойводой механическими примесями, оксидами железа, илом, эмульгированнои нефтью идр. Серная кислота растворяет загрязняющие пласты продукты и увеличиваетпроницаемость пород. Это происходит благодаря обильному выделению тепла присмешении серной кислоты с водой в пластовых условиях. Например, при сниженииконцентрации серной кислоты с 96 до 20% (из-за смешения с водой) температура раствораповышается до 100°С.
Технологияобработки скважин серной кислотой в основном такая же, что и технологиясолянокислотных обработок. Главная особенность технологии заключается в том,чтобы не допустить контакта серной кислоты с водой в наземном оборудовании, НКТи эксплуатационной колонне. Углекислотные обработки применяют в скважинах,породы продуктивных пластов которых содержат карбонаты кальция и магния, атакже в скважинах с асфальто-смолистыми отложениями. Углекислотные обработкиприменяют как в нефтяных добывающих, так и в водонагнетательных скважинах.
Подготовкаскважины к обработке заключается в промывке забоя, определении коэффициентапродуктивности, уточнении содержания воды и др. В водонагнетательной скважинеопределяют приемистость и строят профиль приемистости.
3.4 Применениеповерхностно-активных веществ
Поверхностно-активнымивеществами (ПАВ) называют такие вещества, которые способны накапливаться(адсорбироваться) на поверхности соприкосновения-двух тел (или сред, фаз) ипонижать ее свободную энергию, т. е. поверхностное натяжение.
Поверхностноенатяжение жидкости часто определяют как силу, действующую на единицу длиныконтура поверхности раздела фаз и стремящуюся сократить эту поверхность доминимума. Например, благодаря поверхностному натяжению капля жидкости приотсутствии внешних сил принимает форму шара.
ПАВ —органические вещества, получаемые обычно из углеводородов, а также спирты,фенолы, жирные кислоты и их щелочные соли — мыла и синтетические жирозаменителии моющие вещества.
Обработкапризабойной зоны пластов ПАВ предназначена для удаления воды и загрязняющегоматериала, попавших в эту зону при глушении скважины, промывках забоя,ремонтных работах, вскрытии продуктивных пластов глинистым раствором. При этомглубина проникновения воды и загрязняющего материала в призабойную зонунаходится в прямой зависимости от перепада давления на пласт, проницаемостипород, продолжительности поведения работ с применением воды. Появление воды впризабойной зоне связано также с обводнением продуктивных пластовзакачиваемыми, контурными или посторонними водами.
Отрицательнаяроль воды заключается в следующем:
Вода,попадая на забой скважины, оттесняет нефть и газ вглубь пласта, и поровогопространства оказывается занятой водой. Поэтому нефть (газ) при своем движениик забою скважины встречают большое сопротивление. В результате этогоуменьшается производительность скважины.
По мереэксплуатации скважины вода, продвигающаяся по пласту и обводняющая добываемуюпродукцию, все больше охватывает призабойную зону и уменьшает при этомповерхность фильтрации для нефти. Поэтому дебит нефти уменьшается, а дебит водыувеличивается.
Вода,вступая в физико-химическое взаимодействие с глинистыми частицами пород,вызывает их набухание и разрушение. Это приводит к закупорке наиболее тонкихпоровых каналов, т. е. снижается проницаемость пород пласта и уменьшаетсяпроизводительность скважины.
Награнице раздела «нефть — вода» могут адсорбироваться асфальто-смолистыевещества, являющиеся активными эмульгаторами. Поэтому в призабойной зоне пластаможет образоваться стойкая гидрофобная эмульсия, снижающая проницаемость породи, следовательно, производительность скважины. Механизм действия ПАВзаключается в снижении поверхностного натяжения на границах раздела «нефть — вода»,«нефть — газ», «вода — газ», «вода — твердая поверхность». Благодаря этомуразмер капель воды в нефти в поровом пространстве уменьшается в несколько раз,а мелкие капли воды вытесняются из пласта значительно быстрее, чем крупные.
Кромеуменьшения поверхностного натяжения некоторые ПАВ гидрофобизуют поверхностипоровых каналов в породе. ПАВ, применяемые в водонагнетательных скважинах,способствуют гидрофилизации пород, разрыву пленки нефти и уменьшениюповерхностного натяжения на границе с нефтью. Остаточная нефть в виде пленки икапель, прилипших к твердой поверхности, хорошо отмывается и увлекается вглубьпласта струей воды. Это увеличивает фазовую проницаемость породы для воды, т.е. увеличивается приемистость скважины.
Обработкаобводненных скважин ПАВ увеличивает фазовую проницаемость породы для нефти иуменьшает фазовую проницаемость для воды. Это ограничивает приток воды вскважину и увеличивает приток нефти.
ПАВ похимическому строению делятся на два класса: ионогенные и неионогенные.
ИоногенныеПАВ при растворении в воде диссоциируют (распадаются) на два иона —положительно заряженный катион и отрицательно заряженный анион.
Взависимости от того, какой из ионов является носителем поверхностно-активныхсвойств, ионогенные ПАВ разделяются на анионоактивные и катионоактивные.
Изанионоактивных ПАВ наибольшее применение на практике имеют: нейтрализованныйчерный контакт НЧК, сульфонатриевые соли, сульфонол, азолят, катапин, ДС-РАС идр.
НеионогенныеПАВ не диссоциируют в водных растворах. Они более устойчивы к действию солей,кислот и щелочей как при нормальной, так и при повышенной температурах.
Молекуланеионогенных ПАВ состоит из гидрофобной (молекулы амина, фенола, алкилфенолаили других углеводородов) и гидрофильной частей (оксид этилена).
НеионогенныеПАВ растворяются в воде или керосине в зависимости от соотношения гидрофильнойи гидрофобной частей. Например, ОП-4 не растворяется в воде или дает в водегустые коллоидные растворы (размеры частиц таких растворов 10 5— 10 7см); ОП-7 и выше водорастворимы, но практически не растворяются в керосине.
НеионогенныеПАВ рекомендуют применять для обработки призабойных зон водонагнетательныхскважин, у которых продуктивные пласты глинистые и малопроницаемые.Неионогенные ПАВ при небольших концентрациях снижают набухаемость глинистыхчастиц и увеличивают приемистость водонагнетательных скважин.
Применениенеионогенных ПАВ дает хорошие результаты и в коллекторах с высокойкарбонатностью.
3.5Анализ химических методов увеличения производительности скважин в ОАО «ТНК-Нижневартовск»
В 2001году на месторождениях ОАО" ТНК-Нижневартовск" были продолженыработы, направленные на восстановление и стабилизацию добычи нефти сширокомасштабным применением методов увеличения нефтеотдачи пластов.Подрядчиками по внедрению физико-химических методов выступают ОАО «НКЧерногорнефтеотдача»и НРО «ОТО Продакшин ЛТД», гидроразрывпласта осуществляется ЗАО СП «МеКаМинефть» и ООО СП«Катобьнефть».
Физико-химическоевоздействие на продуктивные пласты Самотлорского месторождения проводитсясогласно разработанной программы, с учетом плана геолого-техническихмероприятий, целью которого было достижение долговременного положительногоэффекта в процессе добычи нефти. Кроме того, осуществлялось внедрениетехнологий повышения нефтеотдачи на Гун-Еганском, Лор-Еганском .
Внедрениефизико-химических методов увеличения нефтеотдачи приводит к доотмыву остаточнойнефти, снижению водонефтяного фактора и увеличению коэффициента охвата залежизаводнением. Результаты проведенных работ свидетельствуют об изменениимеханизма выработки объектов, вовлечения в активную разработку низкопроницаемыхпропластков.
Научастках пластов АВ13 и АВ2-3 Самотлорского месторождения сконцентрированыосновные объемы работ по физико-химическим методам повышения нефтеотдачи в ОАО«ТНК-Нижневартовск». Проектирование, формирование, а такжетрансформация системы разработки данного объекта осуществлялось в несколькоэтапов. В целом по объекту выделяются четыре основных участка примененияметодов увеличения нефтеотдачи.
Участок№1 сформирован на базе скважин ЦДНГ-1. Действующий фонд добывающих скважин-39,нагнетательных-7. За период 2001 года отмечается стабилизация обводненности продукциина уровне 86%. Дополнительная добыча нефти от обработок 2001 года составляет 14,1т.т.
В состав2-го участка входят скважины с 29-го по 55 кольцевой элемент разработки.Действующий фонд добывающих скважин-151, нагнетательных — 38. За период 2001года отмечается стабилизация обводненности продукции на уровне 90%.Дополнительная добыча нефти от обработок 2001 года составляет 34,2 т. т.Экономическая эффективность производства работ равна 37,4 млн. р.
3-йучасток включает в себя скважины с1-го по 28 кольцевых элементов и имеющихадминистративную привязку к ЦДНГ-3.Фонд добывающих скважин-130, нагнетательных-34.Это наиболее молодой фонд, самые старые эксплуатационные скважины пробуреныв1986 году. За период 2001 года отмечается стабилизация обводненности продукциина уровне 87%. Дополнительная добыча нефти от обработок 2001 года за 12 месяцевсоставляет 88,7 тыс. тонн.
НаСамотлорском месторождении провели 226 скв.-операций силами ОАО «НКЧерногорнефтеотдача», на Лор-Еганском-14 скв.-операций и наГун-Еганском-10 скв.-операций силами НПО «ОТО Продакшин ЛТД»
Технологическаяэффективность от применения ФХВ по переходящим скважинам соответствует 377.9тыс. т. нефти. Средний прирост дебита нефти одной добывающей скважины — 4,2т/сут.
Дополнительнаядобыча нефти на одну реагирующую скважину равна 1,9 тыс. т.
Дополнительнаядобыча нефти на одну скважино-обработку составила 1,5 тыс. т.
В 2001году расчет проводился по временной методике оценки эффективности.Технологическая эффективность от применения ФХВ по скважинам 2001 годасоставляет 137,0 тыс.т.
С цельювыявления характера и темпов поступления закачиваемых вод в добывающие скважиныв 2000 году проведены работы по закачке меченых жидкостей на Самотлорском,Лор-Еганском и и Гун-Еганском месторождениях; исследования планируетсяпродолжить в 2002 году.
В 2002году планируется проведение комплекса работ по стабилизации и наращиваниюдобычи нефти на Самотлорском месторождении.
Всегобудет проведено 235 операции по закачке оторочек хим. реагентов внагнетательные скважины участков №1 и №2. Ожидаемая дополнительная добыча нефтис учетом переходящих скважин составит 271.3 тыс. т.
Взависимости от горно-геологических условий предлагается ряд комплексныхтехнологий. Суммарный объем закачиваемого состава изменяется в зависимости отусловий применения от 160 до 900 м3.
Длясоздания водоограничивающих и водосдерживающих барьеров в высокопроницаемыхзонах пласта планируются коллоидно-дисперсные системы (КДС) на основеполиоксиэтилена и дисперсных частиц, объем закачиваемых оторочек от 1000 до5000 м3.
Основнымиподрядчиками в выполнении намечаемого объема работ по методам увеличениянефтеоотдачи пластов выступают ОАО«НК Черногорнефтеоотдача» принаучном сопровождении ЗАО «АЦ СибИНКОР».
Выводы
С цельюинтенсификации добычи нефти в 2001 году проведено 369 скв/опер. на добывающихскважинах.
Дополнительнаядобыча нефти составила 104,0 тыс.т.
На 1скв/опер. приходится 282 т. дополнительно добытой нефти.
Среднесуточныйприрост дебита нефти на одну скважину равен 2,7 т/сут.
Суммарныйсуточный прирост добычи нефти в 2001 году составил 560,5 т/сут.
Анализэффективности методов интенсификации добычи нефти показывает, что наиболее массовымибыли глино-кислотные обработки — 344 скв/опер. Дополнительно добыто — 81,6тыс.т. нефти. Среднесуточный прирост дебита нефти на 1 скв/опер составил 1,7т/сут. Среднесуточный прирост дебита нефти на 1 эффективную скв/опер — 2,1т/сут.
Средняяпродолжительность эффекта 1 скв/опер — 84 сут.
Основнойобъем работ по интификации добычи нефти проводится на Самотлорскомместорождении — 275 скв/опер., дополнительная добыча нефти соответствует 80,7тыс. т.
Необходимо отметить, чтобольшое количество операций по интенсификации добычи нефти проводилосьсовместно с другими видами работ (ГРП, перестрелы, ликвидация аварий…и др.)
4. РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ
4.1 Расчет обработкискважины раствором соляной кислоты
Произведем расчет соляно- кислотной обработки скважины, исходные данные для расчета представлены втаблице 4.1.
Самотлорскоеместорождение
Куст 1638 скважина 39004 пластБB8
Таблица 4.1
Исходные данные Наименование параметра
Буквенные обозначения
Единицы измерения
Численное значение 1. Глубина скважины Н м 2240 2. Эффективная мощность пласта hэф м 6 3. Пластовое давление Р пл. МПа 19,4 4. Общая мощность пласта h м 12 5. Высота зумпфа hз м 10 6. Диаметр скважины Дскв мм 168 7. Диаметр насосно-компр. труб dнкт мм 73 8. Коцентрация кислотного раствора Х % 10 9. Норма расхода кислотного раствора на 1 м N
м3/м 1,28 10. Концентрация HCl Z % 15 11.Коэффициент проницаемости Кпр
мкм2 0,023
1. Определим потребное количествокислотного раствора для обработки одной скважины по формуле:
Vкр = N × hэф. м3,
Где:
N — норма расхода на 1 м эффективноймощности пласта, м3/м
hэф. — эффективная мощность пласта, м;
Vкр = 1,28 × 6 = 7,68 м3;
2. Пользуясь таблицей В.Г. Уметбаева:«ГТМ при эксплуатации скважин», определим объем кислоты необходимый дляполучения потребного объема кислотного раствора и необходимое количество воды.
Таблица 4.2
Расчетные количествакислоты и воды для приготовления 1000 л раствора кислоты запланированнойконцентрацииИсходная концентрация товарной кислоты, % Запланированная концентрация кислоты 8% 10% 12% 15% 20% 21
382
618
477
523
570
430
715
285
952
48 22
362
638
455
545
546
454
685
315
909
91 23
384
652
435
565
520
480
652
348
870
130 27
296
704
370
630
444
556
556
444
741
259 29
272
728
345
655
408
592
510
490
680
320 30
263
737
329
671
395
605
493
507
658
342 32
247
753
309
691
370
630
463
537
617
383 33
238
762
298
702
357
643
446
554
599
401
Для обработки скважинынужно приготовить 10% -ый рабочий раствор кислоты. На кислотной базе илискважине имеется товарная концентрированная кислота 27% -ой концентрации. Нужноопределить количество кислоты и воды для приготовления 10% -го раствора. Дляэтого от цифры 27 (таблица 4.2) проводим горизонтальную, а от цифры 10 –вертикальную линии. На пересечении двух линий находим: для приготовления 1000 л10% -го рабочего раствора кислоты нужно 370 л товарной кислоты и 630 л воды.
Где:
Wкр = 370 л; Wв = 630 л;
3. Определим объемтоварной концентрированной кислоты для 10% раствора по формуле:
Wк = A × X× Vкр × (B — X)/B×Z ×(A — X); м3;
Где:
А и В — числовыекоэффициенты;
А = 214, В = 226.
Х — концентрациясоляно-кислотного раствора, %;
Z — концентрация товарно-соляннойкислоты, %;
Vкр — объем кислотного раствора дляобработки одной скважины, м3;
Wк = 214 × 10 × 7,68× (226 — 10)/226 × 15 ×(214 — 10) = 4,8 м3;
4. В качестве ингибитораприменяем Уникол-2, определяем потребное количество ингибитора по формуле:
Qу = 74 × b × X × Vкр /(A — X), дм3;
Где:
b — процент добавки У-2 в солянуюкислоту, b=5%
Qу = 74 × 5 × 10 ×7,68 /(214 — 10) = 139,3 дм3
5. Против выпадения солейжелеза в соляную кислоту добавляем уксусную кислоту. Определяем количествоуксусной кислоты по формуле:
Qук = 1000 × b × Vкр /C, дм3;
b = f + 0,8; %
Где:
f — содержание солей железа в солянойкислоте; %
f = 0,7%
b = 0,7 + 0,8 = 1,5 %
С — концентрация уксуснойкислоты, добавляемой в раствор; %
С = 80%
Qук = 1000 × 1,5 ×7,68 /80= 144 дм3
6. Для растворения впороде кремнистых соединений, для предупреждения их выпадения в осадок в видегеля кремнистой кислоты, добавляем к соляной кислоте фтористоводородную кислотуHF. Определяем потребное количество HF по формуле:
QHF = 1000 × b × Vкр /n, дм3;
Где:
b — процент добавки HF к объему раствора =1%;
n — концентрация HF = 60%.
QHF = 1000 × 1 × 7,68/60 =128 дм3 ;
7. В товарной кислотесодержится примесь H2SO4 в количестве 0,6%, котораяобразуется после реакции с углекислотой и известняком. Образованный гипс CaSO4 в виде кристаллов закупоривает поры пласта, противвыпадения гипса к соляной кислоте добавляют BaCl2. Определяем требуемое количество BaCl2 по формуле:
QBaCl2 = 21,3 × Vкр × а × Х/(Z — 0,02); кг;
Где:
a — 0,6 % содержание H2SO4 в соляной кислоте;
QBaCl2 = 21,3 × 7,68 × 0,6× 10/(15 — 0,02) = 65,52 кг
8. В качествеинтенсификатора для понижения поверхностного натяжения на границе двух сред(нефть-порода) применяется реагент ПБ-10, который одновременно являетсяингибитором, снижающим скорость реакции между кислотой и породой, чтоспособствует более глубокому проникновению кислоты в породу. Количество ПБ-10определяем по формуле:
QПБ-10 = Vкр × b, дм3;
Где:
b — процентное содержание ПБ — 10 вкислотном растворе = 0,01 %
QПБ-10 =7,68 × 0,01 =0,0768 дм3;
9. Определим объем водыдля приготовления требуемого кислотного раствора:
Vв = Vкр – Wкр — ∑Qдоб м3;
Qдоб — суммарный расход всех добавок; м3/1000;
Qдоб = 139,3 + 144 + 128 + 65,52 +0,0768= 0,476 м3;
Vв = 7,68- 0,37 — 0,476 = 6,834 м3
10. Для изоляции зумпфаскважины применяется бланкет.
Бланкет — водный растворхлористого кальция плотностью 1200 кг/м ;
Vбл = (πD2 /4) × h3; м3;
Где:
D-внутренний диаметр скважины, м;
h3 -высота зумпфа скважины, м;
Vбл = (3,14 × 0,1682 /4)× 10 = 0,22 м3
Для получения 1 м3раствора хлористого кальция с плотностью 1200кг/м3 требуется 540 кгхлористого кальция и 0,66 м3 пресной воды. Для изоляции зумпфатребуется следующее количество хлористого кальция:
МСаСl2 = 540 × Vбл, кг;
МСаСl2 = 540 × 0,22 = 118,8 кг
Потребное количество водыдля раствора:
VвСаСl2 = 0.66 ×Vбл м3;
VвСаСl2 = 0,66 × 0,22 = 0,145 м3
11. До закачки растворасоляной кислоты, скважина должна быть заполнена нефтью. Раствор должензаполнить выкидную линию диаметром 0,05 м и длиной 100 м (Lв.л).
Vв.л = (πD2 /4) × Lв.л, м3;
Vв.л = (3,14 × 0,052 /4)× 100 = 0,2 м3
12. Кислота должназаполнить НКТ до верхних перфорационных отверстий. Объем НКТ определяем поформуле:
Vнкт = (πd2 /4) × Lнкт, м3;
Vнкт = (3,14 × 0,0732/4) × 2240 = 9,37 м3
13. Кислота должназаполнить объем скважины от кровли до подошвы пласта. Объем забоя определяем поформуле:
Vзаб = (πD2 /4) × h, м3;
заб = (3,14 × 0,1682/4) × 12 = 0,26 м3
14. Устье скважиныгерметизируют, раствор под давление закачивают в скважину продавочной жидкостьюв объеме, равном:
Vпр = Vв.л + Vнкт +Vзаб, м3;
Vпр = 0,2 + 9,37 + 0,26 = 9,83 м3
15. Для соляно — кислотной обработки применяют агрегат Аз — ЗОА.
16. После остановкискважины на реагирование, скважину осваивают-очищают от продуктов реакциипоршневанием или промывкой. Затем скважину исследуют на приток для оценкиэффективности солянокислотной обработки. Радиус проникновения кислотыопределяется по формуле:
Rпр = 0,5 × √ ( Vкр + 0,785 × Кпр × D2скв × hэф )/(0,785 × Кпр × hэф), м;
Rпр = 0,5√ (7,68 + 0,785 ×0,023 × 0,1682 × 6)/(0,785 × 0,023 × 6) =8,434 × 0,5= = 4,21 м
Для улучшенияпроницаемости был выбран химический метод увеличения проницаемости породпризабойной зоны скважин. Обработка соляной кислотой дает хорошие результаты вслабо проницаемых горных породах. Радиус проникновения кислоты равен 4,21метра.
5. ОХРАНА ТРУДА
5.1 Общие сведения об охране труда
Охрана труда — система сохранения жизни и здоровьяработников в процессе трудовой деятельности, включающая в себя правовые,социально-экономические, организационно-технические, санитарно гигиенические,лечебно-профилактические, реабилитационные и иные мероприятия.
23 июня 1999 года Государственной думой принятФедеральный закон «Об основах охраны труда в Российской Федерации».
Федеральный законустанавливает гарантии осуществления права трудящихся на охрану труда иобеспечивают единый порядок регулирования отношений в области охраны трудамежду работодателями и работниками в организациях всех форм собственностинезависимо от сферы хозяйственной деятельности и ведомственной подчиненности инаправлены на создание условий труда, отвечающих требованиям сохранения жизни издоровья работников в процессе трудовой деятельности и в связи с ней.
Действие Федерального закона распространяется на:
— работодателей, как с точки зрения их ответственностиза обеспечение охраны труда, так и при необходимости их защиты;
— работников, состоящих с работодателями в трудовыхотношениях;
- работников кооперативов;
— впервые распространеназаконодательная норма, а не подзаконные акты и ведомственные инструкции,действия Федерального закона на студентов образовательных учреждений высшего исреднего профессионального образования, учащихся среднего и начальногообразования, проходящих производственную практику; военнослужащих, привлекаемыхдля работы на предприятиях; граждан, отбывающих наказание по приговору суда, впериод их работы на предприятиях;
— в том случае, когда граждане Российской Федерацииработают по найму на предприятиях другого государства, на них распространяетсязаконодательство этого государства, в то же время иностранные граждане и лицабез гражданства, работающие на предприятиях на территории РФ, находятся подюрисдикцией РФ.
5.2 Мероприятия по охране труда на предприятии
Мероприятия по предупреждению несчастных случаев:
-модернизация технологического, подъемно-транспортного идругого производственного оборудования,
-усовершенствование в соответствии с правиламиэлектробезопасности различных приспособлений для автоматического защитногоотключения трансформаторных установок, камер, электростанций, линий электропередач,электрофильтров и других систем и агрегатов. Усовершенствование автоматическихприспособлений и блокировочных устройств, препятствующих случайномуприкосновению к токоведущим частям, а также систем контроля состояния изоляцииэлектрических сетей. Устройство всякого рода заземлении действующихэлектроустановок сильных токов низкого и высокого напряжений и громоотводов.Установка герметической осветительной проводки, приобретение индикаторов дляопределения наличия напряжения в сети и т. д.;
установка пусковых приборов и устройство приспособленийс необходимыми блокировками и сигнализацией,:
автоматических сигнализаторов, предупреждающих овозникновении опасных концентраций газо-воздушных смесей в производственныхпомещениях (на рабочей площадке буровой, особенно при бурении с использованиемгазообразных агентов, насосных по перекачке нефти, компрессорных станций ГРБ идр.);
указателей напряжения, приборов контроля статическогоэлектричества и др.;
стационарных и переносных газоанализаторов для определенияконцентрации вредных газов в аппаратуре и в воздухе;
индикатора сероводородного ИСВ-2 и др.;
приборов типа КПД-1 и ПР-1 для дозиметрического контролярадиоактивности и др.;
дефектоскопов;
осуществление автоматической, полуавтоматической идругой двусторонней светозвуковой сигнализации, обеспечивающей безопасныеусловия работы при обслуживании агрегатов, машин и технологическогооборудования, а также односторонней сигнализации в проездах, и переходах черезжелезнодорожные пути и в других местах при транспортировке материалов и т. д.,изготовление и приобретение знаков безопасности;
установка средств телевизионного и радиоуправлениятехнологическими процессами, подъемными и транспортными устройствами, установкапереговорных устройств между бурильщиком и другими членами вахты и т. д.;
механизация уборки производственных помещений, очисткивоздуховодов, вентиляционных установок, а также очистки и протиркиосветительной арматуры, окон, фрамуг световых фонарей и приспособлений для ихоткрывания, вызываемых необходимостью обеспечения безопасных условий работы;
приведение в соответствие с требованиями правилбезопасности
паровых, водяных, нефтяных, газовых, воздушных,кислотных и других производственных коммуникаций.
6. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙСРЕДЫ
6.1 Общие сведения об охране окружающей среды
Основы Законодательства России о недрах предусматриваютобязанность пользователей недр обеспечить охрану атмосферного воздуха, земель,лесов, вод и других объектов окружающей природной среды.
Добыча нефти я газа в той или иной степени воздействуетна земную поверхность, растительность, водные источники, воздушные бассейны.Справедливо считается, что нефтяная промышленность — один из основныхпотенциальных источников загрязнения окружающей среды. Разлив нефти на устье скважиныи прискважиниой площадке в устьевой арматуре и соединениях труб, особенно приосвоении скважин свабированием. Для предотвращения разлива нефти присвабировании разработана герметизирующая головка, включающая уплотняющую иклапанную системы и приспособление для центрирования каната.
Слив в водоемы жидкостей, используемых при освоениискважин, отравляет водоемы, приносит огромный вред рыбному хозяйству. Большуюопасность представляет загрязнение грунтовых вод и водоемов нефтью. Атмосферазагрязняется в результате испарения нефти и выброса газа.
Основнаязадача охраны недр — обеспечение рациональной разработки нефтяных и газовыхместорождений. Для ее решения в процессе бурения скважин необходимо изолироватьдруг от друга все продуктивные и непродуктивные пласты, обеспечитьгерметичность обсадных колонн, предотвратить возможное открытое фонтанированиеи обвалы. При освоении, эксплуатации и peмонте скважиннеобходимо предпринимать меры по предупреждению открытого фонтанирования,прорывов нефти и газа в другие пласты, преждевременного обводнения скважин,нанесения ущерба другим продуктивным пластам. Необходимо стремиться создаватьусловия для извлечения наибольшего количества углеводородов из залежи,получения других не менее важных полезных ископаемых (серы, йода, брома, гелияи т. п.) возможен через неплотности.
6.2 Мероприятия поохране окружающей среды
В условиях интенсивногоосвоения минеральных ресурсов края актуальной задачей становится сохранениехрупкой природы Севера. Этой проблеме в АО «ТНК-Нижневартовск» уделяетсясерьезное внимание. На предприятии создан цех восстановления экологии, которыйвместе с подрядными организациями работает над программой «Оздоровлениеокружающей среды», разработанной департаментом по экологии и согласованной сНижневартовским районным комитетом по экологии.
На объектах нефтедобычи апробируются современная техникаи прогрессивная технология природовосстановительных работ: рекультивация почв,очистка сточных вод и питьевой воды, захоронение лесопорубочных остатков.
Одними из основных факторов загрязнения природы прибурении являются буровой раствор и шлам, выбрасываемый на поверхность. Напромыслах Черногорского нефтяного месторождения СП «Черногорским» разработанавозможность отделения выбуренной породы от бурового раствора, что делает ихбезопасными для окружающей среды, шлам собирается в специальные контейнеры, арастворы, будучи биополимерными системами, не представляют никакого вреда дляисточников свежей воды. Создание противокоррозийной защиты нефтесборныхколлекторов и напорных нефтепроводов, оптимизация скорости потоков жидкости,контроль коррозийной активности перекачиваемой продукции, дозирование нанаиболее опасных направлениях, применение ингибиторной защиты,стеклопластиковых труб и труб с антикоррозийным покрытием позволили заметноснизить аварийность при транспортировке нефти, а значит и загрязнениетерритории.
Локальное загрязнение почвысвязаны с разливами нефти и газоконденсата при повреждении трубопроводов и ихутечках через неплотности в оборудовании. Загрязнение больших площадей возможнопри фонтанировании нефти. Нефть просачивается в грунт и загрязняет грунтовыеводы. При этом разрушается структура почвы, нарушается корневое питаниерастений. Для локализации и предотвращения перемещения разлитой нефти своевременносоздают различные заграждения. Предусматривается увеличение плотности застройкипромысловых территорий. Использование однотрубных систем сбора и транспортапродукции, прокладка трубопроводов и коммуникаций одинакового назначенияпараллельно, в одной траншее, группирование скважин в кусты и использованиенаклонно-направленного бурения. На участках временного пользования, например,прокладки трубопровода, осуществляется рекультивация (восстановление) земель.Плодородный слой снимают, складывают и после выполнения технологических работснова возвращают на прежнее место.
ЛИТЕРАТУРА
1. Акульшин А.И. Поддержаниепластового давления и повышение нефтеотдачи пластов. М; НЕДРА, 1987 г
2. Акульшин А.И. Эксплуатациянефтяных и газовых скважин. М; НЕДРА, 1989 г
3. Бухаленко Е.И. Техника итехнология промывки скважин. М; НЕДРА, 1982 г
4. Коршак А.А. Основы нефтегазовогодела. УФА, ДизайнПолиграфСервис, 2002 г
5. Середа Н.Г. Спутник нефтяника игазовика. М; НЕДРА, 1986 г
6. Уметбаев В.Г. ГТМ при эксплуатациискважин. М; НЕДРА, 1989 г
7. Элияшевский И.В. Технология добычинефти и газа. М; НЕДРА,
1976 г
8. Сборник регламентов «ЦДНГ-4»