Гидродинамические методы воздействия на призабойную зону пласта для увеличения продуктивности скважин

     При обработках нагнетательных скважин  в кислотные составы предпочтительно  добавлять неионогенные ПАВ.

     В результате фазовые превращения  нефтей при эксплуатации залежей происходят отложения асфальтосмолистых компонентов нефтей в призабойной зоне скважин, снижающих эффективность кислотного воздействия. Для удаления таких отложений применяют термокислотные обработки и воздействуют на призабойную зону пласта органическими растворителями и мицеллярными растворами. Общее требование к составам применяемых растворителей — недопустимость содержания в них хлор- и фторпроизводных, свободного хлора, непредельных углеводородов или других компонентов, отрицательно сказывающихся на процессе переработки нефти и качества продукции. Отложения парафинистого типа растворяют керосином, в 1 м3 которого растворяется около 200 кг парафина и смол. Для асфальтеновых отложений экономичнее применять «бензиновую головку» (ТУ 352—53) или бензол сырой (ТУК 12—53). В указанных целях в лабораторных условиях можно подбирать регламенты применения растворителей парафина, асфальтенов и смол из полупродуктов предприятий нефтегазопереработки или нефтехимии, базирующихся на территории данного или близлежащего административного района (конденсат, бутил-бензольную фракцию, дизельное топливо и др.).

     При этом возможность применения выбранного растворителя следует обязательно  согласовать с предприятиями  нефтехимии и нефтепереработки.

     Осуществляется  кислотное воздействие следующих  видов: кислотные ванны, внутрипластовые и поинтервальные кислотные обработки, кислотный гидроразрыв пласта или кислотные обработки при высоком давлении, кислотно-гидромониторное.

     Расход  реагентов при кислотном воздействии  каждого вида проводится в зависимости от вида кислотного воздействия, рецептуры кислотного состава, принятой технологии и геолого-промысловых условий. Кислотные ванны целесообразны в процессе первичного освоения скважин в период ввода их в эксплуатацию или в процессе эксплуатации для удаления с фильтра загрязняющих кислоторастворимых материалов. Кислотные ванны предпочтительно применять для очистки необсаженных фильтров скважин; при обработке скважин, фильтр которых перекрыт обсадными трубами, используются кислотные составы пониженной коррозионной активности. Потребность кислотного раствора на кислотную ванну равна объему ствола скважины в интервале обработки. Потребный объем кислотного состава для внутрипластовой обработки определяется из соотношения

          (11)

     где — потребный объем кислотного состава, м³; h — толщина обрабатываемого интервала, м; т — пористость (эффективная) пород, доли единиц; — радиус (глубина) обработки, м; — радиус скважины, м.

     Если  радиус обработки достаточно велик, а продолжительность нейтрализации кислотного состава мала и недостаточна для закачки активного раствора на всю глубину обработки по простиранию пласта, применяют поэтапную внутрипластовую обработку. Сущность этой схемы заключается в поочередной закачке кислотных составов и специальных жидкостей, которые как бы блокируют обработанные кислотным составов поверхности от дальнейшего взаимодействия с ним. В качестве таких жидкостей применяют растворы полимеров и ПАВ для нагнетательных скважин и дегазированные нефти или другие жидкости на нефтяной основе — для добывающих скважин.

     В качестве специальных жидкостей  предпочтительнее применять реагенты, характеризующиеся вязкопластичными и вязкоупругими свойствами, что позволяет повышать охват воздействием и по толщине пласта. Оптимальные объемы (суммарные и поэтапные) кислотного состава и специальных жидкостей устанавливаются опытным путем, а при отработке регламентов таких обработок (по опыту работ в Белоруснефти) можно принять поочередную закачку 5 м³ кислотного состава и 1,5—2 м³ специальной жидкости при трех циклах.

     Поинтервальные  кислотные обработки проводятся для ввода в разработку не охваченных отбором или закачкой участков продуктивной толщи. Кислотный гидроразрыв пласта проводится в плотных коллекторах, доломитах и доломитизированных известняках с целью увеличения глубины обработки по простиранию продуктивного пласта. Потребный объем кислотного состава или нефтекислотной эмульсии при кислотном гидроразрыве

           (12)

           (13)

     где — потребный объем кислотного состава, м³; — продолжительность нейтрализации раствора, мин; — темп закачки реагента, м³/мин; — потребный объем кислотной эмульсии, м³; — продолжительность стабильности эмульсии, мин. 
 

4. Практическая часть.

Кинетика.

     Цели  и задачи: кинетика взаимодействия кислотного состава с мрамором позволяет графически сравнивать кислоты с различной активностью, определять скорость взаимодействия. Скорость реакции очень важна. Чем она ниже, тем выше будет охват пласта активным кислотным воздействием. Поэтому, протестировав несколько кислотных составов, мы выбираем ту, у которой скорость реакции меньше.

     Материалы и реагенты: мрамор, кислотный состав, дистиллированная вода, бумага фильтровальная, воронка, стакан, весы квандрантные, бумага индикаторная, секундомер, шкаф сушильный.

Выполнение  измерений:

     Берем 6 кусочков мрамора одинаковой формы  и размера, общей массой 10,00 г. Взвешиваем  в стакане с крышкой 20 г. кислотного состава. M общая = 125,00 г. В стоящий на весах стакан, высыпаем мрамор и засекаем время. Первые 15 минут снимаем показания по изменению массы каждую минуту. От 15 до 60 минут каждые пять минут. От 60 до 120 каждые двадцать. После окончания реакции (нет изменения веса) снимаем стакан с весов. Перед использованием высушили фильтровальную бумагу при температуре 105 градусов, затем взвешиваем ее. Масса фильтра = 0,82 р. Помещаем фильтр в воронку и фильтруем дистиллированной водой полученный раствор до нейтрального рH. Сушим в сушильном шкафу до постоянной массы. По истечению времени взвешиваем фильтр с осадком. M=5,61 г. 

Обработка результатов измерений.

     Изменение веса происходит в результате выделения  СО₂ в ходе реакции кислоты с мрамором. Следовательно, изменение – это количество выделившегося СО_2.

m CaCO₃ + фильтр = 5, 61 г.

m фильтра = 0, 82 г.

m CaCO₃ = 4, 79 г.

m CaCO₃ прореагировавшего = 5, 21 г.

5, 21г  – 20г

X – 100г

521 = 20X

X = 26, 05 гр. – растворимость мрамора.  

26, 05          Y

CaCO₃ + 2HCl – СаСl + H₂O + CO₂

100.          73

Y= 19, 0165 – массовая доля соляной кислоты.

Заключение

      В данной работе автор рассмотрел гидродинамические  методы воздействия на призабойную  зону пласта, такие как гидроразрыв  и соляно-кислотная обработка.

      Обучился  приготовлению эмульсий на основе кислоты, и проверке паспортных данных кислотного состава, до использования его на промысле. В результате проведенных опытов была выбрана наиболее подходящая кислота для проведения работ по интенсификации на АГКМ. Проверены ее паспортные данные на мраморе, в количестве 10 гр. мрамора на 20 мл. литров КСПО. А также изучили влияние кислотной эмульсии на пласт с трещинами и кавернами, приготовили ее и проверили в лабораторных условиях ее свойства, для создания паспорта и применения ее для улучшения интенсификации разработки на АГКМ. 
 
 

Список литературы

1. Блажевич  В.А. Практическое руководство по гидроразрыву пласта. Москва: Недра, 1961.
2. Каневская Р.Д. Зарубежный и отечественный опыт применения гидроразрыва пласта, Москва: ВНИИОЭНГ, 1998.
3. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. - Москва-Ижевск: институт компьютерных исследований; Удмуртский Госуниверситет. 2004.
4. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Методы повышения производительности скважин. Самара: Кн. изд-во, 1996.
5. Меликберов А.С. Теория и практика гидравлического разрыва пласта. Москва: Недра, 1967.
6. Методическое руководство по освоению и повышению производительности скважин в карбонатных коллекторах. ВНИИ, Москва, 1980.
7. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под редакцией д-ра техн. наук Ш. К. Гиматудинова. М., Недра, 1983.
8. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. Москва: Недра, 1986.