Анализ добывных возможностей скважин Павлвского месторождения

      Для проведения глушения собираем нагнетательную линию, которая аналогична при соляно-кислотной обработке. После того, как скважина будет заглушена, закрывают задвижку и стравливают давление на нагнетательной линии до атмосферного, после этого линия разбирается. Посел чего к работе на скважине приступает бригада ПРС, которая ознакомлена с нарядом по проведению намеченных работ. Бригада состоит из старшего оператора с 6 разрядом, помошником оператора с 4 разрядом и машинистом подъемного агрегата АР-32 на базе автомобиля «КрАЗ».

      На скважину завозится необходимое оборудование: культбудка, инструментальный ящик, приемные мостики для укладки труб и штанг и доливочная емкость.

 

      Расчет  рабочего кислотного раствора.

      Практикой выработаны определенные нормативы для расчета необходимого количества кислоты и ее концентрации. Наиболее эффективными являются 6-15% растворы соляной кислоты.

      В ТУ «Чернушканефть» поступает на производство ингибированная 24% кислота со всеми добавками ПАВ.

      Для обработки карбонатных пород необходимо брать 0,6 м³ 12% раствора соляной кислоты на 1м мощности пласта. На скважине № 903 использована 12% соляная кислота. Вычислим объем товарной кислоты необходимой для получения рабочего раствора заданной концентрации по формуле

                                                                  g-1

                                           Vкт= Vкр * -------  где,

                                                                gi-1

   Vкт – объём концентрированной товарной кислоты, м³

   Vкр – объём рабочего раствора, м³,

   g – заданная плотность рабочего раствора кислоты, г/см³, (таблица)

   gi – плотность товарной кислоты, г/см³.

           Объём воды, который необходим для добавления к товарной кислоте, чтобы получить рабочий раствор кислоты заданной концентрации равен:

                                         Vв   =  Vкр   -  Vкт

 
 
 
 
 
 
 

   Табл. 3.1

      Проведение соляно-кислотной обработки

 

      После того, как бригада подземного ремонта подготовит скважину  для проведения соляно-кислотной обработки на скважину приезжает бригада специально подготовленных рабочих, которая проводит СКО.

     Перед проведением СКО бригаде  выдается технологический наряд,  где указана характеристика скважины  и технология проведения обработки.

Процесс соляно-кислотной обработки заключается  в нагнетании в пласт раствора соляной кислоты насосом.

      Для проведения СКО технику ставят не ближе 25 метров от устья скважины и не менее 1 метра между машинами  в противоположную сторону от устья скважины. Нагнетательная линия и устьевая арматура опрессовывается в полутократном размере от рабочего давления.

     После того, как линию опрессуют и она будет герметична, закачивают в трубу приготовленный раствор соляной кислоты. При этом объем первой порции кислоты рассчитывают так, чтобы она заполнила трубы НКТ и кольцевое пространство от башмака до кровли пласта.

      Высчитываем сколько раствора соляной кислоты потребуется для заполнения колонны от забоя до верхних отверстий перфорации:

V  =ПД² /4  Н

Затем рассчитываем требуемое количество кислоты для заполнения труб НКТ:

V  =ПД² /4  Н

Теперь  можно узнать сколько кислотного раствора потребуется на первую порцию.

      Этот  объем кислотного раствора закачивают в скважину при открытой затрубной задвижке, после того как закачали первую порцию раствора задвижку закрывают и остальную кислоту закачивают в скважину под давлением, на скважине № 903 давление не привысило 60 Атм. Затем не снижая давления кислотный раствор продавливают в пластпродавочной жидкостью. Задавив весь раствор в пласт, скважину выдерживают в течении 6-и часов  для того, чтобы кислотный раствор прореагировал с породой. После этого скважина промывается способом обратной промывки. Промывают водой все оборудование, нагнетательную линию разбирают и производят заключительные работы.

Схема расстановки машин  при проведении СКО

 

 

Условные обозначения:

1.Скважина

2.Задвижка высокого  давления         

3.Нагнетательная линия с обратным клапаном

4.Линия на  нефтепровод                

5. Линия  сбросовая , жесткая, сборная                                      

6. Сбросовая ёмкость или автоцистерна

7. Заглушка

8. Кислотник 

9.АЦН

 
 

Расчет  соляно-кислотной  обработки по скважине №903.

      Скважина № 903 Павловского месторождения, на которой проведена солянокислотная обработка, имеет следующие характеристики: глубина Н – 1450 м., вскрытая эффективная мощность нефтяносного пласта h* - 17 м., проницаемость пород 0,144 мкм², наружный диаметр эксплуатационной колонны D-0,146 м., толщина стенки НКТ – 5 мм. Ниже вскрытого пласта имеет зумпф глубиной h1 – 54м.

1. Расчет компонентов для СКО.

Для условий  данной  скважины применяем концентрацию кислотного раствора 12% из расчета 0,6 куб.м. на 1 метр толщины пласта.

Общий объем кислотного раствора составляет W=0,6 м³ · 17 м = 10,2 м³.

Для объема приготовления кислотного раствора берем техническую соляную кислоту  первого сорта (ГОСТ-857-78). Концентрация HCl=27,5%, железо Fe=0,03%,  серная кислота SO3=0,4%.

Количество  концентрированной товарной соляной  кислоты для 12% соляно-кислотного раствора находим по формуле:

W к= A·x·W·(B-Z)/B·Z·(A-x), м³,

где А  и В – числовые коеффициенты, W – объем кислотного раствора в нашем примере для 12% кислоты числовой коэффициент А=214, а для 27,5% HCl коэффициент В=226, х=12% концентрация соляно-кислотного раствора, Z = 27,5% концентрация товарной кислоты.

Объем кислотного раствора:

W к= 214·12·10,2·(226-27,5)/226·27,5·(214-12)=4,14 (м³)

      В качестве замедления реакции и стабилизатора окислых соединений железа используем уксусную кислоту, объем которой определяем по формуле:

Wук. = bук. ·Wр./Cук.=1·10,2/80=0,127 (м³),

где bук. – норма добавки 100% уксусной кислоты, bук. = 1%, Cук. – объемная доля товарной уксусной кислоты равная 80%.

      В качестве ингибитора коррозии выбран реагент В-2, объем которого

Wи = bи ·Wр./Cи=0,2·10,2/100=0,0204 (м³),

где bи – выборочная объемная доля реагента в растворе, %, Cи – объемная доля ингибитора.

      Количество  интенсификатора  (принимаем Марвелан – К/О):

Wинт. = bинт. ·Wр./100=0,3·10,2/100=0,0306 (м³),

где bи – норма добавки интенсификатора, применяется – 0,3%, Wр. – общий объем кислотного раствора.

      Для нейтрализации серной кислоты, в которой в 4% технической кислоты содержится добавленный хлористый барий, его количество поределяется по формуле:

Gх.б.=21,3·Wр. · (axр/Zк.-0,02), кг,

Где 21,3 – масса хлористого бария в кг., необходимого для нейтрализации 10 кг серной кислоты, axр/Zк. – объемная доля серной кислоты в приготовленном растворе, а – содержание серной кислоты в товарной соляной кислоте (%), 0,02 – допустимая объемная доля серной кислоты в растворе, когда после реакции ее с карбонатными продуктами соли не выпадают в осадок (%):

Gх.б.=21,3·10,2 · (0,4·12/27,5-0,02)=33,5 (кг)

     При плотности хлористого бария  4000 кг/м3 объем его определяют

Wх.б.= Gх.б./4000=21,3·10,2 · (0,4·12/27,5-0,02)/4000=0,008 м³.

     Объем воды для приготовления кислотного раствора:

Wв.= Wр.- Wк.- SWреаг., м³,  где

Wр. – общий объем кислотного раствора, Wк. – количество концентрированной товарной соляной кислоты для 12% соляно-кислотного раствора, SWреаг. – количество реагентов,

Wв. = 10,2 м³-4,14м³-0,127м³-0,0204м³-0,0306м³-0,008м³=5,874 (м³),

     Для изоляции зумпфа применяют  раствор хлористого кальция (бланкет) плотностью 1200 кг/м³.

     Объем закачиваемого бланкета составляет:

Vбл.=0,785·D ²д.·h¢, м³,

Д э.к. = 146 мм-2 h=146-2·7,7=130,6 мм=0,1306 м

h – толщина стенки эксплуатационной колонны равна 7,7 мм.

     Диаметр по долоту берется  в необсаженных стволах скважин, в нашем случае ствол скважины обсажен эксплуатационной колонной, поэтому расчет делается по внутреннему диаметру эксплуатационной колонны Д_э.к.

Vбл.=0,785·0,1306м²·54=0,723 (м²),

     Для получения одного метра  кубического CaCl₂ плотностью 1200 кг/м³ требуется 540 кг CaCl₂ и 0,66 м³ воды.

     Для изоляции всего зумпфа необходимо:

540·0,723=390,42 кг CaCl₂  и 0,66·0,723=0,477 м³ воды.

2. Порядок обработки.

     Спускается колонна НКТ диаметром 60мм до забоя скважины 1450 м., скважина тщательно промывается нефтью и за тем осуществляется транспортировка бланкета в зумпф продавкой нефтью, объемом равным объему НКТ  длиной 1450 м.

     Объем нефти для продавки бланкета:

Vн.=0,785·dвн.²·Н, м³,

Vн.=0,785·0,05²·1450=2,84 ( м³),