Анализ добывных возможностей скважин Павлвского месторождения

 
 
 
 
 
 
 

3 СПЕЦВОПРОС

Повышение нефтеотдачи пластов за счет проведения СКО

 

Методы  повышения нефтеотдачи  пласта.

      В ряде случаев в процессе разработки залежей нефти или газа проницаемость коллекторов в в призабойных зонах может резко снизиться из-за закупорки пор порафинистыми и смолистыми отложениями.

      Для увеличения производительности скважин или ее поглотительной способности применяются различные методы, позволяющие увеличить чмсло и размеры дренажных кананлов и трещиноватости пород, а так же удолять смолы, парафин, грязь особенно в поровых калах и на станках фильтра.

      К этим мерам относятся: торпедирования, гидропескоструйный метод обработки скважин, гидравлический разрыв пласта, обработка скважин кислотами, тепловые методы воздействия на призабойную скважину.

 

Гидравлический  разрыв пласта.

      Гидравлический разрыв пласта является одним из наиболее эффективных способов увеличения производительности нефтяных скважин и поглотительной способности нагнетательных скважин.

      Сущность этого метода заключается в образовании новых и  расширении старых трещин в призабойной зоне скважины, путем создания в зоне высоких давлений закачкой водной жидкости. Для сохранения трещин в расрытом состоянии в них под тем же давлением вместе с жидкостью нагнетают отсортированный, крупнозернистый кварцевый песок или же в корбонатные пласты нагнетают соляную кислоту, которая вступая в химическую реакцию с породой образует дополнительные каналы притока.

      Гидроразрыв пласта следует применять в скважинах пробуренных на пластах, сложенных из плотных песков сцементированных песчанниками, известняками и доломитами.

      Не рекомендуется производить гидроразрыв пластов сложенных глинами или рыхлыми песками.

 

Химические  методы.

      Химическая обработка скважины явилась первым и весьма эффективным методом интенсификации бодычи нефти. В 1934 году в Верхне-Чусовских городках была впервые произведена кислотная обработка скважины пробуренной на корбонатных отложениях. В настоящее время этот метод применяют во всех нефтяных районах, что позволяет получать миллионы тонн дополнительной дешевой нефти.

      Химические методы воздействия на призабойную  зону скважин дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах. Их успешно применяют в сцементированных песчанниках, в состав которых входят карбонатные цементирующие вещества.

      Процесс солянокислотных обработок  скважин при нагнетании в пласт  раствора соляной кислоты самотеком  применяется при низком пластовом давлении.

      Для очистки стенок скважины от цементной корки и продуктов коррозии при отрытом забое применяют кислотные ванны. При этом раствор подают на забой скважины и выдерживают ее там не  продавливая в пласт. Через некоторое время отреагированную кислоту вместе с продуктами реакции вымывают на поверхность обратной промывкой, нагнетая промывочную

Жидкость  в затрубное пространство скважины. Кислотная ванна предупреждает попадание загрязняющих веществ в паровое простанство пласта при последующей обработке. Поэтому кислотная ванна является одним из первых и обязательных этапов кислотного воздействия на пласт.

 

Простые или обычные кислотные  обработки.

     Простые или обычные кислотные  обработки – это наиболее распространенный вид кислотной обработки. Он предназначен для воздействия на породы призабойной зоны  с целью увеличения их проницаемости. К этим обработкам так же относятся обработка скважин грязевой кислотой и пенокислотная обработка.

      Термокислотная  обработка.

      Термокислотная обработка – это комбиниованный процесс. В первой фазе его осуществляется термохимическая обработка на забое скважины раствором горячей соляной кислоты. Во второй фазе термокислотной обработки производится обычная кислотная обработка.

       В настоящее время получили хорошие результаты кислотной обработки под высоким давлением.

      Сущность метода заключается в том, что давление нагнетания кислоты в пласт искуственно повышается до 150-300 Атм, путем предварительной закачки в высокопроницаемые пласты и пропластки высоководной нефтекислой эмульсии. Высокое давление продавливания кислоты способствует уменьшению скорости реакции, глубокому проникновению кислоты в пласт, охвату кислотным раствором малопроницаемых пластов, что значительноповышает эффективность ксилотных обработок.

 
 
 
 
 
 
 
 
 

      Соляно-кислотная  обработка.

      Соляная-кислотная обработка скважины основана на способности самой кислоты растворять карбонатные породы, известняки, доломиты – спомогающие продуктивные горизонты нефтяных и газовых месторождений. При этом протекают следующие химические реакции:

       СаСО₃+2НСl=СаСl₂+Н₂О+СО₂

       СаМq(CO₃)₂+4HCl=CaCl₂+H₂O+CO₂+MqCl₂

      В результате реакции образуется хорошо растворимый в воде хлористый кальций (СаСl₂) или хлористый магний (МqCl), углекислый газ и вода. Продукты реакции соляной кислоты (НСl) с карбонатом, т.е. СаСl и МqCl₂ в следствии их высокой растворимости не выпадают в осадок из раствора прореагированной кислоты. После обработки они вместе с продукицей извекаются из скважины. Газ СО₂ так же легко удоляется. Соляная кислота, растворяя известняки и доломиты, расширяет поровое пространство и трещины в породе. Обрабатывать известняки и доломиты другими кислотами, например, соляной нельзя,так как при  этом в результате реакции образуются нерастворимые в воде соли, оседающие на забое скважины и закупоривающие поры.

      Соляно-кислотная обработка предназначена в основном для ввода кислоты в пласт, по возможности на значительное расстояние от забоя, с целью расширения каналов и улучшения их сообщения, а так же для очистки порового пространства от илистых образований.

       Самостоятельное значение имеет кислотная обработка стенок скважины в пределах продуктивного горизонта, т.е. кислотная ванна, которая становится с целью очищения фильтрующей поверхности от глинистой и цементной корки и продуктов коррозии. При такой обработке растворяющему действию кислоты подвергаются уже не породы пласта, а материалы загрязняющие поверхность забоя скважины.

      В результате действия НСl нарушаются целостности отложившихся загрязняющих материалов, происходит их распад с переводом полностью или частично в состояние шлама, легко выносимого с забоя на поверхность с последующей промывкой.

      Таким образом  кислотные обработки забоев и призабойных зон скважин производятся:

а) для  увеличения дебита скважины;

б) для  очистки поверхности ствола скважины от глинистой и цементной корки, от засоряющих фильтрующую поверхность продуктов коррозии от осадков солей;

в) для  обработки забоев и призабойных  зон термокислотными методами с  целью удаления отложений парафина, препятствующего как поступлению  нефти, так и воздействию кислоты  на породу продуктивного пласта;

г) для  обработки забойной пробки с целью  уменьшения ее плотности и облегчения ремонтных работ.

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Материалы, применяемые для  соляно-кислотной  обработки скважины.

      Соляная кислота. Химическими заводами вырабатываются несколько сортов технической соляной кислоты различающихся между собой концентрацией НСl и содержанием вредных примесей железа и серной кислоты. Лучшим сортом по эти  м признакам является синтетическая соляная кислота, выработанная по ГОСТу 857-57 и имеющая следующие параметры:

• содержание НСl не менее 31%;
• железа – не более 0,02%;
• серной кислоты – не более 0,005%.

      Все другие сорта технической соляной кислоты имеют худшие характеристики и при их применении для обработки скважин требуется принимать меры по нейтрализации действия вредных примесей.

Ингибиторы  коррозии.

      Растворя соляной кислоты с содержанием 12% НСl и выше, которые обычно применяют при обработке скважин, вызывают очень сильную коррозию металлического оборудования, чем выше концентрация соляной кислоты в растворе, тем в большей степени и быстрее происходит коррозийное разрушение металла. При этом, помимо принесения прямого ущерба оборудованию скважины, все растворимое в кислоте железо выпадает в осадокв виде гидратных соединений окиси железа в поровм пространстве пласта. Добавление специальных реагентов к рабочим растворам соляной кислоты (НСl) достигается ослабление ее коррозийной активности в отношении металла, что обеспечивает увеличение срока службы оборудования и предупреждает выпадание в пласт особка окиси железа. В качестве ингибитора коррозии применяется уником   ПБ-5,  недостатком которого  является выпадание в осадок в виде липкой массы.

     Хорошие результаты получены  при использовании в качестве  ингибитора ПАВ (поверхностно-активные вещества), котонина А и котонина К. Высокая активность их, как ингибиторов коррозии наблюдается уже при малых конценрациях 0,01-0,025% и они не выпадают в осадок.

      Стабилизаторы.

       Стабилизаторами в условиях соляно-кислотной обработки называются реагенты, добавляемые в раствор кислоты, с целью предупреждения выпадания из него осодков окиси железа. В качестве стабилизатора кислотного раствора применяется уксусная кислота (СН₃СООН), которая предупреждает выпадание железа из раствора.

      Интесификаторы.

      Продукты взаимодействия кислоты с породой при освоении скважины должны быть удалены из пласта. Для облегчения этого процесса в кислоту при ее подготовке добавляют вещества, которые называются интенсификаторами.

Интенсификаторы облегчают отделение от породы воды и улучшают условия смачивания пород нефтью, что обеспечивает удаление продуктов реакции из пласта.

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Подготовительные  работы перед соляно-кислотной 

обработкой.

      Перед проведением соляно-кислотной обработки на скважине проводятся подготовительные работы. Планируется площадка и подъездные пути, территория скважины должна быть очищена от посторонних предметов, препятствующих установке агрегатов и прокладке нагнетательных линий. После расстановки техники подготовительная бригада производит глушение скважины. Для этого необходимо рассчитать удельный вес жидкости, применяемой для глушения данной скважины

Для глушения скважины  возьмем соленую пластовую  воду с  удельным весом 1,18 гр/см³, так как она более выгодна и способна создать необходимое гидравлическое давление в колонне, обеспечивая безопасную работу при подземном ремонте скважины.

      Требуемы объем жидкости для глушения рассчитаем по формуле:

V=ПД² /4 х Н, где

V – объем продавливаемой жидкости (м³),

Д –  внутренний диаметр обсадной колонны (м),

Н –  глубина спуска НКТ.

      Глушение производит бригада состоящая из старшего оператора с 6 разрядом и помошником с 4 разрядом. За этой бригадой закреплена специальная техника  для глушения. В данном случае по Павловскому участку бригада работает с промывочным агрегатом на базе «КрАЗ» ЦА-320 и три автоцистерны-бардовоз на базе автомобиля «КамАЗ» для подвозки пластовой воды.