Результаты в таблице по 6-8 скв

Содержание

1 Геологический раздел.

1.1 Общие сведения о месторождении.

1.2 Продуктивные пласты.

1.3 Свойства пластовых жидкостей и газов.

1.4 Динамика показателей разработки Суторминского месторождения.

2 Технико-технологический раздел.

2.1 Назначение и область применения методов интенсификации на ПЗП.

2.2 Контроль за разработкой Суторминского месторождения.

2.3 Характеристика видов кислотных обработок.

2.4 Подготовка скважины для проведения СКО.

2.5 Подготовка и расстановка оборудования и техники для проведения СКО.

2.6 Агрегаты, применяемые при химических методах ОПЗ.

2.7 Используемые химические реагенты и материалы для осуществления технологического процесса.

2.8 Расчёт СКО.

2.9 Анализ эффективности проведения СКО.

3 Охрана труда и противопожарная защита.

3.1 Безопасная организация труда при СКО.

3.2 Предупреждение аварий, требования к объектам с точки зрения пожарной безопасности и к размещению первичных средств пожаротушения.

4 Охрана недр и окружающей среды.

4.1 Экологические проблемы нефтегазового комплекса.

Заключение

ПОДПИСЬ В РАМКЕ БЕЗ ПРОБЕЛОВ

Введение

Ямало-Ненецкий автономный округ сегодня является одним из передовых в экономическом и социальном отношении регионов Российской Федерации.

ЯНАО- это стабильный, динамично развивающийся регион, где заложен прочный фундамент социально-экономического развития, позволяющий строить масштабные планы на будущее. Разработанная в администрации автономного округа стратегия развития ЯНАО до 2020 года увязывает развитие топливно-энергетического комплекса с формированием новых отраслей региональной экономики, необходимых для современной жизни.

Основой экономики Ямала, базовой отраслью, является топливная промышленность, на которую приходится около 95% общего объема промышленного производства. За 2013 год на территории округа было добыто более 39 миллионов тонн нефти, около 11 миллионов тонн конденсата и свыше 561 миллиарда кубометров газа. Это стратегически важное для страны углеводородное сырье добыли специалисты 39 предприятий на 79 месторождениях Ямала.

По-прежнему, темпы и объемы освоения базы углеводородного сырья на территории ЯНАО являются самыми высокими среди российских регионов и стран СНГ и имеют все основания к дальнейшему росту. Ямало-Ненецкий автономный округ был и остается основным газодобывающим регионом России и мира в целом.

Суторминское месторождение названо в честь Е.В. Сутормина– геофизика, начальникаХанты-Мансийского нефтеразведочного экспедиционного отряда, открывшего 139 нефтяных месторождений. На Тюменском Севере, Суторминское месторождение – одно из крупнейших месторождений в Западной Сибири, открытое поисковой скважиной №31, пробуренной 30 августа 1975 года. Для его разработки в мае 1982 года подписан приказ Министра нефтяной

 

промышленности № 182 «О создании нефтегазодобываюшего управления «Суторминскнефть» с целью обеспечения ускоренного ввода в разработку месторождений». Из-за многопластовости с водоносными горизонтами и недонасыщенности коллекторов нефтью Суторминское месторождение является наиболее сложным в эксплуатации. В промышленную разработку введено в 1982 году.

Производственная деятельность управления началась с июль 1982 года. В 1983 году образованы: цех добычи нефти и газа №1, цех капитального подземного ремонта скважин, 5 участков и 3 подразделения: ЖКК, СМУ, УТТ.

В 1994-1995 г.г. СибНИИНП проведен пересчет запасов и КИН по Суторминскому месторождению. Новые запасы утверждены 21.07.95. на заседании ГКЗ России (протокол № 339).

Уточнение коэффициента нефтеизвлечения и величины извлекаемых запасов по пластам проведено для балансовых запасов нефти, подсчитанных СибНИИНП в 1988 году и утвержденных ГКЗ СССР в 1990 году. Причиной пересмотра величины извлекаемых запасов является несовпадение проектных и фактических показателей разработки. Фактические уровни добычи нефти в 1991, 1992, 1993 г.г. были ниже проектной величины соответственно на 5, 12 и 13%, несмотря на то, что в технологической схеме они были рассчитаны исходя из запасов на 23% меньше, чем утвержденные. Основной причиной снижения уровня добычи нефти является обводнение скважин первых и частично стягивающих рядов нагнетаемой водой.

В связи с переоценкой извлекаемых запасов нефти, возникла необходимость уточнения проектных показателей разработки по Суторминскому месторождению. В 1999 году СибНИИНП было закончено составление «Проекта разработки Суторминского месторождения». Но в связи с тем, что геолого-технологическая модель месторождения не вполне соответствует требованиям, необходимым для проекта разработки, то было решено принять проектный документ как «Анализ разработки Суторминского месторождения» (протокол ТКР N 23-99 от 16.12.1999 года).

1. Геологический раздел. АБЗАЦНЫЙ ОТСТУП ОДИНАКОВЫЙ ПО ТЕКСТУ И ПО НАЗВАНИЯМ РАЗДЕЛОВ И ПОДРАЗДЕЛОВ

1.1 Общие сведения о месторождении.

Суторминское месторождение расположено в северной части Сургутского нефтегазоносного района. В административном отношении оно расположено в Пуровском районе ЯНАО Тюменской области.

Близлежащими месторождениями, разрабатываемыми силами ОАО «СИБНЕФТЬ- ННГ», являются: Муравленковское, Крайнее, Карамовское, Сугмутское, Романовское, Вынгаяхинское.

Географически район месторождения приурочен к водоразделу рек Пур и Пякупур. Рельеф местности представляет собой слабовозвышенную слегка всхолмленную равнину, заболоченную и залесенную. Абсолютные отметки колеблются в пределах 80-110 метров над уровнем моря.

Лесной микрорельеф не развит, в то же время болотный развит широко.

Основные типы растительности: лесная, болотная, луговая.

Почвы района разнообразны: болотные, подзолисто-болотные, пойменно-дерновые, серые лесные, дерново-подзолистые.

На всем протяжении района климат континентальный и осадков выпадает столько, что они в значительной степени увлажняют почву, а в период весеннего снеготаяния могут обеспечить смачивание почвы до грунтовых вод.

Среднегодовая температура воздуха в районе работ равна- 6-7 С. Самым холодным месяцем в году является январь, с температурой воздуха минус 25 С. В отдельные дни, почти ежегодно, температура воздуха понижается до – 49 С. Такие низкие температуры можно ожидать ежегодно, температура воздуха может понижаться до – 61 °С.

Для весны характерно быстрое повышение среднесуточных температур воздуха. С апреля к маю средняя месячная температура воздуха повышается на 7-8 С, а от мая к июню на 10-15 °С. Наряду с быстрым повышением среднемесячных температур даже в июле, самом теплом месяце, возможны похолодания до -1 С, вторжение холодного арктического воздуха повсеместно вызывает заморозки. В исследуемом районе в среднем последний заморозок бывает в середине июля. В теплую раннюю весну наиболее поздний заморозок бывает в середине мая.

Средняя из абсолютных максимумов температур повышается до 29 С в июле и понижается до – 4 в декабре.

По многолетним наблюдениям, средние заморозки отмечаются в начале ноября, иногда они возможны в разгар лета, после длительного безморозного периода, который в среднем равен 87 дней. Продолжительность безморозного периода может значительно отклониться от средних температур. В начале октября средняя суточная температура воздуха принимает отрицательные значения, в середине происходит устойчивый переход температуры воздуха через –5 °С.

На температурный режим почвы в данном районе очень большое значение оказывает высота снежного покрова, сроки выпадения снега, влажность почвы. Средняя годовая температура поверхности –6 °С. Максимальная глубина промерзания почвы составляет 3,9 м. Полное оттаивание почвы происходит только в конце мая. Относительная влажность воздуха в течение года в районе изменяется от 68 до 86 %.

Климат района работ относится к типу влажных. За год здесь выпадает 584 мм осадков. Наибольшее количество осадков наблюдается в августе – 78 мм, наименьшее в феврале– 24 мм.

Снежный покров в районе появляется в начале октября. Устойчивый снежный покров образуется в середине октября.

В зимнее время преобладают ветры южного направления, летом северо-западного и северного. В целом за год преобладают ветры северо-западного и южного направлений. Среднегодовая скорость ветра 3,7 м/с. В зимний период в среднем бывает 44 дня с ветром силой более 8м/с.

В непосредственной близости от месторождения проходит трасса газопровода Уренгой- Челябинск- Новополоцк и нефтепровод Холмогорское- Федоровское- Сургут- Омск. Электроснабжение месторождения и городов Ноябрьск и Муравленко осуществляется от Сургутской ГРЭС.

Водоснабжение на территории месторождения осуществляется за счет поверхностных источников (рек Пур и Пякупур) и артезианских скважин. В систему ППД закачиваются также сточные воды. Для технических нужд буровых используется в большей степени вода из колодцев глубиной 40-60 метров, а также поверхностные воды.

 

1.2 Продуктивные пласты.

Геологический разрез вскрыт на месторождении до глубины 3197 м. Продуктивными пластами являются БС0, БС1, БС7, БС8, БС9, БС10.

Пласт БС0

Залежь пласта БС0 вскрыта в 13 скважинах на глубинах 2290-2319 м, в отличии от остальных залежей имеет газоконденсатную шапку.

На западе залежь частично ограничена зоной глинизированных коллекторов. Эффективные нефтенасыщенные мощности изменяются от 0,5 м до 6,5 м. Дебит нефти до 51,6 м³/сут. Этот пласт можно характеризовать как газоконденсатно-нефтяной. В связи с тим условием выделены газонасыщенные толщины - 2 м до абсолютной отметки - 2197,8 м, а нижнюю часть отнести к нефтенасыщенной. По характеру насыщения залежь нефтяная с небольшой газовой шапкой.

Пласт БС1

Развит на всей площади Сутоpминского местоpождения, за исключением pяда единичных скважин, и он полностью замещен глинистыми пpопластками.

В pазpезе пласта можно условно выделить глинистую - веpхнюю часть и более песчаную и монолитную - нижнюю. Эффективная мощность пласта колеблется от 0,6 до 19,6 м. В среднем, при общей толщине пласта 15,9 м - эффективная мощность составляет 5,3 м.

 

Пласт БС7

Залежь пласта БС7 вскрыта на глубине 2465 - 2490 м.

Эффективная часть пласта сложена песчанниками и алевpолитами, котоpые в объеме пласта присутствуют пpимеpно в равных количествах.

Коллекторы пласта хаpактеpизуются хоpошей соpтиpовкой и сравнительно небольшим содержанием глинистого материала. Общая толщина горизонта до 30 м, эффективная толщина горизонта изменяется от 0 до 18 м.

Пласт БС8

Гоpизонт развит на всей площади Сутоpминского местоpождения. Толщина гоpизонта до 40 м, представлен чередованием песчано- алевролитовых пород с глинистыми прослоями. В pазpезе встречается от 4 до 10 проницаемых пpопластков общей толщиной до 38 м.

Пласт БС90

Залежь пласта БС90 вскрыта 19 скважинами на глубинах 2533-2700 м. По данным ГИС нефтенасыщенные пласты изменяются от 1,6 до 5,2 м. Сопротивление коллекторов составляет 6,1-8,8 Ом, что может свидетельствовать о невысоком нефтенасыщении пласта.

Пласт 1БС9

Пласт 1БС9 является основным объектом pазpаботки гоpизонта БС9. Он pазвит на всех площадях Сутоpминского местоpождения и объединяется единым контуром нефтеносности. С юго-запада пласт литологически экpаниpован. Залежь пласта 1БС9 вскрыта 30 скважинами на глубинах 2545-2607 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0.8 до 6,2 м, в среднем составляет 3 м.

Пласт 2БС9

Пласт pазбуpен по технологической схеме на Пульпуяхской и Севеpо-Пульпуяхской площадях, где, в основном, и обpазовались отдельные залежи.

Пласт часто замещается плотными породами - не коллекторами. Сpедняя нефтенасыщенная мощность по залежи колеблется от 0,7 до 4,4 м.

Пласт БС10

По состоянию изученности объекта БС10 на месторождении можно выделить три залежи: северная, приуроченная к Харучейской структуре и южная, связанная с группой Пульпуяхских локальных поднятий и коллективной структурой, а так же залежь в районе скважины 108. Северная залежь пласта БС101 вскрыта 7 скважинами на глубине 2588-2646 м. На юге и юго-востоке залежь экранизируется зонами глинизации. Увеличение нефтяных толщин отмечается с востока на запад. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 2 до 7 метров.

Таблица 1 - Характеристика параметров пластов.НАЗВАНИЯ ПО ШИРИНЕ

Пласт	Среднее значение
Пористости, %	Проницаемости, мд	Начальной нефтенасыщенности
БС7	19,9	84,0	61,3
1БС9	19,9	82,0	58,0
БС10	19,3	60,5	58,3
БС11	17,6	22,0	55,9

 

1.3 Свойства пластовых жидкостей и газов.

Нефти всех пластов легкие, маловязкие. Содержание метана в нефти в пластовых условиях варьирует 23% до 27%, отношение этана к пропану - меньше единицы.

Легкие углеводороды С2-С5 содержатся в количестве 4-8%. Дегазированные нефти пластов БС7, БС8, БС9, БС10, БС11 легкие, средней плотности (760-790 кг/м³), малосмолистые (5,3-6,0%), парафинистые (2,3-3,6%). Свойства пластовых нефтей Суторминского месторождения по пластам БС7, 1БС9, 1БС10 и БС11 приведены в таблице 1.1.

 

Таблица 2.1- Свойства пластовых нефтей Суторминского месторождения.

 

Наименование параметра	Пласт
БС7	1БС9	1БС10	БС11
Пластовое давление, МПа	24,50	25,19	25,77	26,26
Пластовая температура,°С
Давление насыщения, МПа	9,20	9,50	10,50
Газосодержание, м3/т
Объемный коэффициент	1,141	1,150	1,167	1,252
Плотность нефти, кг/м3
Вязкость нефти, МПа*с	1,40	1,37	1,23	0,98
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа	18,5*10-4	10,76*10-4	10,50*10-4	9,40*10-4
Расчетная плотность, кг/м3

 

Молярная доля метана в нефтяном газе изменяется от 58 до 70%. Молекулярная масса изменяется от 24 до 27%. Плотность газа при стандартных условиях колеблется от 0,679 до 0,994кг/м³.

Пластовые воды месторождения отнесены к хлоркальциевому типу. Минерализация колеблется от 14 до 20 мг/л. Солеобразующие компоненты представлены, в основном, ионами натрия, кальция и хлора. Воды склонны к образованию на нефтепромысловом оборудовании карбонатных солей. Свойства и состав пластовых вод Суторминского месторождения представлены в таблице 1.2.

 

 

Таблица 2.2 - Свойства пластовых вод Суторминского месторождения.

 

Наименование параметра	Пласт
БС7	1БС9	БС10	БС11
Газосодержание, м3/т	2,69	2,71	2,73	2,74
Объемный коэффициент	1,018	1,019	1,016	1,015
Вязкость воды, МПа*с	1,1	1,1	1,1	1,1
Плотность воды, г/см3	1,013	1,012	1,011	1,012
Общая минерализация, г/л	19,8	18,1	17,3	15,5
Содержание ионов,
мг/л Cl мг-экв/л
SO4	4,0	8,0	отсутствует	17,0
0,08	0,16		0,35
HCO3
15,2	14,1	12,0	15,0
Ca
37,8	31,6	18,5	29,0
Mg		30,5	39,0	24,3
2,2	2,5	3,2	2,0
Na+K
295,3	271,1	370,0	265,1

 

 

1.4 Динамика показателей разработки Суторминского месторождения.

Подсчет запасов нефти и газа Суторминского месторождения впервые был произведен в 1981 году Главтюменьгеологией (протоколы №№ 8902 и 8903 от 21.12.81 г.) по пластам ПК- 1, БС10- 1, БС10-2 и БС11.

Пересчет запасов нефти, растворенного и свободного газа с утверждением ГКЗ РФ осуществлен в 1993 году (протокол №170 от 25.06.93.) по пластам ПК-1, БС10-1, БС10-2, БС10-3, БС11 и БС12.

После пересчета по состоянию на 01.01.2013 год произошли следующие изменения в запасах. В1993 году по пласту БС11 сделали перевод запасов из

категории С1 в категорию В (21910 тыс.т балансовых и 6373 тыс.т извлекаемых). Площадь запасов категории В+С1 при этом не изменились. В 1995 году по этому же пласту частично списаны запасы категории С2 в количестве 8429 тыс.т балансовых и 472 тыс.т извлекаемых. Площадь нефтеносности запасов категории С2 уменьшилась на 17880 тыс.м3.

По пласту БС12 произведен прирост запасов нефти категории С1 в количестве 523 тыс.т балансовых и 120 тыс.т извлекаемых. Прирост запасов осуществлен в границах категории С2.

В целом по Суторминскому месторождению на 01.01.2013 год прирост запасов нефти составил 523 тыс.т (0,15% от запасов месторождения), запасы категории С2 уменьшились на 8952 тыс.т (29,94%).

 

2. Технико-технологический раздел.

2.1 Назначения и область применения методов интенсификации на ПЗП.

По характеру воздействия на призабойную зону пласта все методы условно можно разделить на химические, механические, тепловые, физические и комплексные.

Химические методы. В их основу положено воздействие различными кислотами на породы призабойной зоны пласта с целью растворения частиц, засоряющих поровое пространство, и увеличения или уменьшения диаметров поровых каналов. Они дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных коллекторах. Их успешно применяют в сцементированных песчаниках, в состав которых входит карбонатные цементирующие вещества. Наиболее распространенным методом химического воздействия на призабойную зону пласта является соляно-кислотная обработка.

Механические методы. Они направлены на нарушение целостности горных пород за счет расширения существующих или создания новых трещин. Их применение наиболее эффективно в плотных, низкопроницаемых коллекторах. Основной метод механического воздействия- гидравлический разрыв пласта. К ним относятся также гидропескоструйная перфорация, торпедировние, виброобработка.

Тепловые методы. Призваны осуществлять прогрев призабойной зоны с целью расплавления и удаления из пласта тугоплавких агрегатных структур, а также снижения вязкости насыщающих флюидов. К ним относятся промывка горячей нефтью, закачка пара, электротепловая обработка.

Физические методы. Предназначаются для удаления из призабойной зоны пласта остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что в конечном итоге увеличивает проницаемость пород по нефти. Могут использоваться на любых месторождениях. Самым распространенным методом является обработка призабойной зоны ПАВ (поверхностно- активные вещества)

Комплексные методы. Сочетают в себе элементы химического, механического и теплового воздействий. Применяются в сложных горно-геологических условиях, где проявляются одновременно несколько факторов, ухудшающих фильтрационные свойства пласта. К ним относятся термокислотная обработка, внутрипластовая термохимическая обработка, термогазохимическое воздействие.

Выбор конкретного метода воздействия осуществляется на основе комплекса исследований, направленных на изучение состояния призабойной зоны пласта, состава пород и жидкостей, а также систематического обобщения и изучения геолого-промыслового материала по рассматриваемому объекту.

 

2.2 Контроль за разработкой.

Комплекс гидродинамических и промыслово-геофизических работ на Суторминском месторождении в 2013 году выполнялся не в полном объеме по ряду технических и технологических причин, что негативно сказалось на качестве карт распределения пластового давления.

Основные причины невыполнения и неудачных гидродинамических исследований следующие:

1) Нехватка техники для исследования скважин.

2) Неисправность запорной арматуры и задвижек на скважинах.

3) Неподготовленность площадок при выезде операторов ЦНИПР на скважину.

Нагнетательный фонд скважин в 2013 году полностью охвачен замерами.

В достаточном количестве проводились физико-химические анализы на определение попутно добываемой воды, что позволило более точно определить состав и тип добываемой воды.

Основные причины невыполнения и некачественного выполнения промыслово-геофизических работ:

1. Негерметичность запорной арматуры.

2. Загрязнение интервалов перфорации.

3. Непроход приборов в НКТ.

4. Отсутствие компрессоров СД-9-1, ППУ.

5. Недостаточное количество геофизических партий.

6. Профиль приемистости не строится если приемистость менее 100м³.

7. Засорения зумпфа скважины.

8. Нарушение режимов измерений.

9. Отказ геофизической аппаратуры.

Распределение промыслово-геофизических исследований по объектом эксплуатации выявило прямую зависимость между основными объектами разработки и количеством исследований. При дальнейшей разработке Суторминского месторождения необходимо изменитъ эту тенденцию.

Промыслово-геофизические исследования должны охватывать все разрабатываемые пласты, что позволило бы выявить взаимодействие объектов разработки.

Для решения задач контроля разработки необходимо внедрять и другие виды исследований, позволяющие полнее познать процессы выработки продуктивных пластов, например: индикаторные исследования по трассированию фильтрационных потоков, определение коэффициента светопоглощения нефти, гидропрослушивание пластов, определение оптимальных давлений нагнетания воды в пласт и другие.

 

2.3 Характеристика видов кислотных обработок.

Солянокислотная обработка– это воздействие соляной кислоты на материал пласта. В основном продуктивные пласты состоят: либо из кремнезёмистого пласта, либо из песчаного (SiO₂), либо представлены известняками или долонитами (CaCO₃– основной компонент). Так как с кремнеземом соляная кислота не реагирует- в песчаных пластах она бесполезна. Возможно использование HF. Соляная кислота хорошо реагирует с известняками

CaCO₃+2HCl = CaCl₂+CO₂ +H₂O

Было твёрдое вещество (CaCO₃) из него получили растворимую в воде соль (CaCl₂), образовавшийся углекислый газ и вода. В результате увеличивается пористость и проницаемость призабойной зоны.

При соляно-кислотной обработке скважину очищают от песка, грязи, парафина и т.п. Для очистки её стенок от цементной и глинистой корки и продуктов коррозии на забой в скважину закачивают кислоту, выдерживают её без промывки, вымывают (“кислотная ванна”) отреагированную кислоту вместе с продуктами реакции.

Если в скважине возможно установить циркуляцию, то сначала её заполняют нефтью, затем в трубы нагнетают раствор соляной кислоты. Вытесняемую нефть замеряют в мернике (количество кислоты, нагнетаемой в скважину, должно быть равным объёму насосно-компрессорных труб и затрубного пространства в интервале расположения обрабатываемого горизонта). После закачки расчётного количества кислоты закрывают задвижку на выкиде из затрубного пространства и под давлением в скважину нагнетают небольшое количество кислоты. После этого кислоту из труб продавливают в пласт нефтью или водой. В таком состоянии оставляют скважину и пускают в эксплуатацию.

Кислотные ванны - наиболее простые кислотные обработки и предназначены для очистки стенок скважины и забоя от остатков цементной и глинистой корок, продуктов коррозии, смолистых веществ, парафина и т.д. Необходимое условие установления кислотной ванны- присутствие раствора кислоты в интервале, для чего разработаны определенные технологические приемы закачивания и продавливания раствора кислоты в скважину.

Технология проведения кислотных ванн:

Необходимое условие установления кислотной ванны- присутствие раствора кислоты в интервале обработки для чего разработаны опре­деленные технологические приемы закачки и продавки раствора кислоты в скважину. Технологический процесс осуществляется следующим образом. Колонну НКТ спускают до забоя и поддерживают циркуляцию воды до устойчивого перелива ее из затрубного пространства. При открытом затрубном пространстве в НКТ закачивают расчетное количество раствора соляной или грязевой кислоты с добавками гидрофобизатора или других ПАВ, а затем без остановки продавочную жидкость. После закачивания продавочной жидкости в объеме, равном объему НКТ, закрывают задвижки в НКТ и выкидке затрубного пространства, и скважина оставляется на реагирование на 0,5чб часов. По истечении времени реагирования производят промывку скважины через затрубное пространство (обратная промывка) водой или через НКТ (прямая промывка) нефтью с целью удаления с забоя продуктов реакции.

Простые кислотные обработки - применяются наиболее часто в практике для интенсификации притока нефти. Технологически он осуществляется так же, как и кислотная ванна, с той лишь разницей, что кислота закачивается в пласт под давлением.

Основная цель такой обработки- повышение проницаемости призабойной зоны за счет растворения привнесенных в пласт взвесей и увеличение проходного сечения поровых каналов при частичном растворении карбонатных пород.

Наибольшая эффективность достигается при проведении простых кислотных обработок после проведения кислотных ванн.

Технология простой кислотной обработки заключается в следующем. При открытом затрубном пространстве в НКТ закачивают раствор кислоты в объеме НКТ и затрубного пространства от нижнего конца НКТ до верхней границы обрабатываемого пласта или интервала перфорации.

Закрывают затрубное пространство, продолжают закачивать оставшуюся часть раствора кислоты, а затем продавочную жидкость. После продавливания всего раствора в пласт закрывают устье и скважину оставляют на реагирование.

При первичных обработках для более полного охвата всей толщины пласта, рекомендуемое давление продавливания раствора кислоты составляет 8-12 МПа. При последующих обработках стремятся к максимально возможному увеличению скорости продвижения раствора кислоты по пласту для достижения наиболее глубокого проникновения его от ствола скважины в породу. При обработке малопроницаемых пород рекомендуют несколько ограничить скорость продавливания раствора кислоты для более полного охвата толщины обрабатываемого пласта и исключения его разрыва.

Ориентировочные сроки выдерживания растворов кислот на забое скважины 0,5- 4часа.

Кислотные обработки под давлением- Кислотные обработки под давлением предназначены в основном для воздействия на малопроницаемые интервалы пласта. Для этого предварительно ограничивают приемистость высокопроницаемых интервалов путем закачивания высоковязкой эмульсии типа «кислота в нефти». Кроме того, полезную работу выполняет и кислота, входящая в состав эмульсии. Нейтрализация этой кислоты происходит намного медленнее, чем нейтрализация чистого раствора кислоты. За счет этого обеспечивается более глубокая обработка кислотой высокопроницаемых интервалов. Исключения поглощения раствора кислоты высокопроницаемыми интервалами можно добиться и с помощью пакера типа ПРС.

Кислотные обработки под давлением увеличивают охват толщины продуктивного пласта воздействием раствора кислоты и применяются в нефтяных добывающих, водонагнетательных и газовых скважинах как с открытым забоем, так и обсаженных.

Кислотную обработку под давлением проводят следующим образом: спускают до забоя колонну НКТ и промывают скважину. в затрубное пространство закачивают порядка 2 м³ легкого глинистого раствора плотностью 1,15- 1,20 г/см³ и 27 м³ утяжеленного раствора. Для каждой скважины значения этих объемов уточняются при предварительных расчетах. закрыв кран на боковом отводе из затрубного пространства, при максимальном расходе закачивают в колонну НКТ приготовленную эмульсию типа кислота в нефти. Эмульсия в зависимости от индивидуальных особенностей скважины может содержать до 70- 80 % соляной кислоты и стабилизировать термостойкими эмульгаторами. закачанную эмульсию продавливают водой в пласт и закрывают скважину на время, необходимое для реакции (2- 8 ч). открывают затрубное устройство и вытесняют глинистый раствор водой, после чего пускают скважину в эксплуатацию.

Пенокислотные обработки - Пенокислотные обработки применяют для воздействия на продуктивные пласты, сложенные карбонатными породами, также на песчаники с высоким содержанием карбонатного цемента.

Технология пенокислотной обработки мало отличается от процесса обычной кислотной обработки карбонатных коллекторов, широко распространенной на нефтегазовых промыслах. Особенности пенокислотных обработок органически связаны со свойствами, присущими всем пенным системам- вязко-пластичным упругим системам.

 

2.4 Подготовка скважины для проведения СКО.

Выбор скважин для СКО

Соляно-кислотная обработка может применяться в скважинах, эксплуатирующих карбонатные, трещинно-поровые пласты любой толщины. Объектами обработок могут быть некачественно освоенные (после бурения или капитального ремонта) скважины и скважины, существенно снизившие дебит в процессе эксплуатации. Обработки назначаются по определению текущего и потенциального коэффициентов продуктивности.

Для проведения соляно-кислотной обработки нагнетательных скважин следует выбирать скважины, которые должны удовлетворять следующим требованиям:

1) проницаемость вскрытых пластов- 300- 600 м/Д и выше;

2) приемистость скважины более 500 м³/сутки и со временем снижения до 100 м³/сут и ниже;

3) скважина должна изливать;

4) устьевая арматура и эксплуатационная колонна должны быть герметичными.

Кислотные обработки пласта проводятся в технически исправных скважинах, не имеющих нарушений герметичности эксплуатационных колон и насосно-компрессорных труб.

Перед проведением обработки скважина должна быть промыта по схеме прямой циркуляции нефтью, конденсатом или другой жидкости, не наносящей ущерба коллекторским свойствам пласта, до поступления с забоя чистой жидкости.

По окончании промывки производится испытания скважины на приемистость путем закачки в пласт нефти или другой жидкости, на 2-3 режимах до стабилизации давления.

 

При наличии асфальтено-смоло-парафиновых отложений (АСПО) в НКТ, после промывки скважины нефтью (конденсатом), необходимо удалить отложение путем закачки и выдержки в НКТ и в зоне фильтра 2-3 часов органических растворителей. Для этого могут быть использованы следующие растворители:

ББФР, БТФ, нефрас, бентол, ФАУ, легкая пиролезная смола, а так же смеси с добавкой аминов жирных кислот С10-С16,С17-С20 или ингибиторов парафиноотложений.

 

2.5 Подготовка и расстановка оборудования и техники для проведения СКО.РАСПИШИ

Перед кислотной обработкой у устья скважины монтируют агрегат подземного ремонта и располагают необходимое оборудование

Расположение оборудования при проведении кислотной обработки:

1- Кислотовоз;

2- Кислотный агрегат;

3- Технологическая ёмкость;

4- Автоцистерна промысловая АЦН;

5- Насосный агрегат ЦА-20;

 

2.6 Агрегаты, применяемые при химических методах ОПЗ.

При кислотных обработках используют специальные агрегаты (например, агрегат типа Азинмаш- 30) или обычные передвижные насосные агрегаты, смонтированные на автомобили или тракторе.

Назначение:

Агрегат для соляно-кислотной обработки скважин нефтяных и газовых месторождений АКОС- 1 с цистерной предназначен для транспортировки ингибированной соляной кислоты и нагнетания в скважины жидких сред при соляно-кислотной обработке призабойной зоны нефтяных и газовых скважин

Техническая характеристика:

1. Монтажная база шасси Урал- 4320

2. Грузоподъемность, не более 12т

3. Вместимость цистерны, 6м³

4. Насос высокого давления трёхплунжерный

5. Управление агрегатом централизованное из кабины

При соляно кислотной обработке скважин используются следующие агрегаты:

1. АНЦ 32/50

2. Агрегат для кислотной обработки собран на базе Урал- 55571-1121-

40.

Агрегат предназначен для транспортировки соляной кислоты и нагнетания в скважины жидких сред при соляно-кислотной обработке призабойной зоны скважин. Установка насосная кислотная УНК- 16/5 предназначена для транспортировки соляной кислоты и нагнетания в скважины жидких сред при соляно-кислотной обработке призабойной зоны нефтяных и газовых скважин. Насосная установка монтируется на шасси автомобилей КрАЗ 65101- 100 и Урал 4320- 1912- 30, и включает в себя насос высокого давления, трансмиссию, цистерну, манифольд, вспомогательный трубопровод и другое оборудование.

 

 

2.7 Используемые химические реагенты и материалы для осуществления технологического процесса.

Солянокислотная обработка призабойных зон скважин предназначена для очистки поверхности забоев (фильтровой части) скважин и увеличения проницаемости призабойной зоны пласта в целях увеличения дебита добывающих или приемистости нагнетательных скважин, сокращения сроков их освоения.

Солянокислотная обработка основана на способности растворения карбонатных пород (известняков и доломитов) соляной кислотой в результате химических реакций, протекающих при взаимодействии соляной кислоты с породами следующим образом.

При обработке скважин к раствору соляной кислоты добавляют следующие компоненты: интенсификаторы- поверхностно-активные вещества (ПАВ), снижающие в 3-5 раз поверхностное натяжение на границе «нефте-нейтрализованная кислота», ингибиторы - вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование, стабилизаторы- вещества, необходимые для удержания в растворенном состоянии продуктов реакции примесей раствора соляной кислоты с железом, цементом и песчаниками.

Выбор рецептуры кислотного раствора осуществляют с учётом химического и минералогического состава пород, их фильтрационно-ёмкостных свойств, химического состава и свойств пластовых флюидов, пластовой температуры, причин загрязнения призабойной зоны.

Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами- двухлористый кальций (СаСl₂) и двухлористый магний (MgCl₂) хорошо растворяются в воде. Эти продукты вместе с остатками прореагировавшей кислоты извлекаются на поверхность при промывке скважины. Углекислый газ (СО₂) в зависимости от давления выделяется в виде свободного газа или растворяется. В результате реакции соляной кислоты с карбонатными породами и вымыванием продуктов реакции в призабойной зоне пласта образуют поровые каналы большого сечения, что ведет к увеличению проницаемости призабойной зоны пласта, а следовательно, и производительности (приемистости) скважин.

 

2.8 Расчет обьёмов реагентов для проведения СКО

Исходные данные по скважине № 5447. куст № 8A.

Продуктивный пласт	1БС9
Глубина скважины, м	Нс= 2901 м
Диаметр эксплуатационной колонны, мм	Dк= 147 мм
Пластовое давление, МПа	Рпл= 24 МПа
Забойное давление, МПа	Рз= 4,8 МПа
Коэффициент приемистости, м3/сут*МПа	К= 33,3 м3/сут*МПа
Толщина пласта, м	hпл= 7 м
Диаметр выкидной линии, мм	dв= 90 мм
Длина выкидной линии, м	Lв= 38 м
Диаметр НКТ, мм	dнкт= 73 мм
Плотность воды, кг/м3	рв= 1013 кг/м3
Коэффициент проницаемости, мкм3	k= 0,063 мкм3
Пластовая температура, °С	Тпл= 69 °С
Диаметр долота, мм	Dд= 215,9 мм
Глубина зумпфа, м	Нз= 30 м

 

Исходя из опыта проведения СКО принимаем кислотный раствор концентрацией 12%. Норма расхода кислотного раствора. N = 1,12 м3/м.

1. Определяем необходимый объем раствора:

2. Определяем объем товарной кислоты:

,

где X_р = 12% – концентрация раствора, а X_к = 24 – концентрация самой кислоты.

3. В качестве замедлителя реакции используют уксусную кислоту:

где С_ук = 80% – концентрация уксусной кислоты, В_ук = 3 % – норма добавки 100%-й уксусной кислоты.

4. Находим объем ингибитора коррозии В-2:

где В_и = 2% – норма добавки ингибиторов, С_и = 100% – концентрация ингибитора

5. Находим количество интенсификатора:

где b_инт = 0,3% – норма добавки интенсификатора, С_инт = 100%.

6. Для нейтрализации серной кислоты используют хлористый барий, количество которого определяем по формуле:

где ахр/хк – объемная доля серной кислоты в товарной соляной кислоте.

7. Находим объем хлористого бария:

8. Находим объем воды необходимой для приготовления кислотного раствора:

Порядок приготовления кислотного раствора:

В емкость наливаем воду, добавляем к воде ингибитор В-2, уксусную кислоту, а затем товарную кислоту; перемешиваем и добавляем хлористый

барий и интенсификатор. Перемешиваем раствор и оставляем для реагирования и осветления. Скважину промывают, трубы опускают до забоя и при небольшой подаче закачивают бланкет (раствор хлористого кальция)

Для получения 1 м³ раствора СаСl₂ плотностью 1200 кг/м³ требуется 540 кг СаС12 и 0,66 м³ воды. Следовательно, для приготовления 0,1463 м³ раствора, необходимо:

1) Трубы поднимают и устанавливают башмак на глубине 2806 метров, размещают и обвязывают оборудование.

2) Закачиваем кислотный раствор в объеме выкидной линии, НКТ и ствола скважины от башмака до кровли пласта.

Закрываем задвижку на затрубном пространстве и закачиваем оставшийся раствор:

Задавливаем кислоту в пласт водой в объеме . Закрываем задвижку на выкидной линии, выжидаем 1 час для реагирования кислотного раствора с породой.

Определяем необходимое давление на выкиде насоса.

Где Р_ж – гидростатическое давление столба продавочной жидкости, потери давления на трении и Р_заб – максимальное забойное давление.

Определяем скорость закачки раствора:

где l - коэффициент гидравлического сопротивления, – число Рейнольдса.

Определяем продолжительность нагнетания и продавки в пласт раствора:

РЕЗУЛЬТАТЫ В ТАБЛИЦЕ ПО 6-8 СКВ

 

2.9 Анализ эффективности проведения СКО

Кислотная обработка скважин является первым и весьма эффективным методом интенсификации добычи нефти и до настоящего времени находит промышленное применение на всех нефтяных промыслах. Эффективность солянокислотных обработок скважин зависит от концентрации кислоты, ее количества, давления при обработке, температуры на забое, характера паров и других факторов. Для проведения кислотных обработок объем и концентрация раствора кислоты планируется для каждой скважины индивидуально, так как точно подсчитать эти параметры затруднительно.

Эффективность кислотной обработки зависит в первую очередь от глубины проникновения соляной кислоты в пласт и полноты растворения породы коллектора в кислотном растворе. В процессе обработки призабойной зоны пласта кислотный состав максимально воздействует на породу в около скважинной зоне. В удаленной зоне пласта реакция кислоты с породой протекает менее интенсивно вследствие потери активности кислоты.

В условиях ЦДНГ-5 соляно-кислотная обработка выполнена на 17 добывающих скважинах. Проведено 40 обработок с успешностью 65%. Увеличение дебита кратно от 1,1 до 3,4 раза. За счет этого дополнительно добыто 14140 т. нефти. продолжительность эффекта колеблется от 55 до 47 суток. В 2 скважинах СКО проводилось по 3 раза. На 15 скважинах СКО проводилось по 2 раза.

Рекомендуется на скважинах проводить сначала СКО, затем обработку глинокислотой, глубокую проникающую кислотную обработку, а только потом делать каверно- накопление. обработка каверно- накоплением разрушает цементный камень, что может вызвать водопроявления и затруднения в капитальном ремонте скважин.

 

Таблица 3 - Эффективность СКО по пласту 1БС10 Суторминского месторождения за 2012-2013.

	Доп.доб.неф. с нач.г,т	Количество ГТМ	Эффективность 1 ГТМ,т/сут
Вид обработки
ГКО					0,9	1,7
СКО					1,1	1,0
СКВ+ГКО					2,3	5,6

 

3. Охрана труда и противопожарная защита.