ПРОЕКТ СОЛЯНОКИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ СКВАЖИНЫ НА                          СРЕДНЕ-МАКАРИХИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

3.1 Классификация методов воздействия на призабойную зону скважин

3.1.1Обработка скважин соляной кислотой

Обработка скважин соляной кислотой нашла наиболее широкое распространение вследствие своей сравнительной простоты, дешевизны и часто встречающихся благоприятных для её применения пластовых условий.

 В нефтесодержащих породах нередко присутствуют в тех или иных количествах известняки, доломиты или карбонатные цементирующие вещества. Такие породы соляная кислота хорошо растворяет, при этом происходят следующие основные реакции.

При воздействии на известняк

2HCl + CaCO₃ = CaCl₂ + H₂O + CO₃.(3.1)

При воздействии на доломит

4HCl + CaMg(CO₃)₂ = CaCl₂ + MgCl₂ + 2H₂O + 2CO₂.(3.2)

Однако в кислоте всегда присутствуют примеси, которые при взаимодействии с ней могут образовать не растворимые в растворе нейтрализованной кислоты осадки. Выпадение этих осадков в порах снижает проницаемость.

К числу этих примесей относятся следующие компоненты:

- хлорное железо (FeCl₃), образующее в результате гидролиза гидрата окиси железа [Fe(OH₃)] выпадающего в виде объёмистого осадка;

- серная кислота в растворе при её взаимодействии с хлористым кальцием образует гипс ,который удерживается в растворе лишь в незначительных количествах. Основная масса гипса выпадает в осадок в виде волокнистой массы игольчатых кристаллов;

- некоторые реагенты, вводимые в раствор кислоты в качестве антикоррозийных добавок (ингибитор ПБ – 5).

Для обработки скважин обычно готовится раствор соляной кислоты с содержанием чистой HCl в пределах от 10 до 15 %, так как при большом её содержании нейтрализованный раствор получается очень вязким, что затрудняет его выход из пор пласта.

Соляная кислота, взаимодействуя с глинами, образует соли алюминия, а с цементом и песчаником – гель кремниевой кислоты, выпадающие в осадок. Для устранения этого и используют стабилизаторы – уксусную (CH₃COOH) и плавиковую кислоты, а так же ряд других (лимонная, винная и др.).

Различают несколько видов обработки соляной кислотой скважин, вскрывших карбонатные коллекторы: кислотные ванны, простые кислотные обработки под давлением, термокислотные обработки, кислотные обработки через гидромониторные насадки, серийные поинтервальные кислотные обработки.

3.1.2 Кислотная ванна

Кислотные ванны применяются во всех скважинах с открытым забоем после бурения и при освоении, для очистки поверхности забоя от остатков цементной и глинистой корки, продуктов коррозии кальцитовых выделений из пластовых вод и др. Для скважин, забой которых обсажен колонной и перфорирован, кислотные ванны проводить не рекомендуют. Объём кислотного раствора должен быть равен объёму скважины от забоя до кровли обрабатываемого интервала, а башмак НКТ, через который закачивают раствор, спускается до подошвы пласта или забоя скважины. Применяется раствор HCl повышенной концентрации (15 ÷ 20 %), так как его перемешивания на забое не происходит.

При проведении солянокислотной ванны одним из основных технологических показателей является время выдерживания соляной кислоты в скважине, которое зависит от времени нейтрализации кислоты.Время нейтрализации соляной кислоты при взаимодействии с карбонатной породой определяли опытным путём.

3.1.3 Простые кислотные обработки

Наиболее распространённые кислотные обработки, осуществляются задавкой раствора HCl.Простые кислотные обработки, как правило, осуществляются с помощью одного насосного агрегата в тщательно промытой и подготовленной скважине без применения повышенных температур и давления. При парафинистых и смолистых отложениях в НКТ и на забое их удаляют промывкой скважины соответствующими растворителями: керосином, пропан-бутановыми фракциями и другими нетоварными продуктами предприятий нефтехимии. При открытом забое кислотная обработка проводится только после кислотной ванны. После закачки расчётного объёма раствора кислоты в НКТ закачивают продавочную жидкость в объёме, равном объёму НКТ.

В качестве продавочной жидкости обычно используется нефть для добывающих скважин и вода с добавкой ПАВ для нагнетательных скважин.

3.1.4 Кислотная обработка под давлением

При простых солянокислотных обработках кислота проникает в хорошо проницаемые прослои, улучшая их и без того хорошую проницаемость. Плохо проницаемые прослои остаются неохваченными. Для устранения этого недостатка, связанного со слоистой неоднородностью пласта, применяют кислотные обработки под давлением. При этом чётко выраженные высокопроницаемые прослои изолируются пакерами или предварительной закачкой в эти прослои буфера – высоковязкой эмульсии типа кислота в нефти. Таким способом при последующей закачке кислотного раствора можно значительно увеличить охват пласта по толщине воздействием кислоты.

Сначала в скважине проводятся обычные подготовительные мероприятия: удаление забойных пробок, парафиновых отложений, изоляция обводнившихся прослоев или создание на забое столба тяжёлой жидкости в пределах обводнившегося низа скважины. Обычно перед проведением СКО под давлением продуктивный пласт изучается для выявления местоположения поглощающих прослоев и их толщины. Для предохранения обсадной колонны от высокого давления у кровли пласта на НКТ устанавливают пакер с якорем.Затем спущенным на НКТ пакером герметизируют кольцевое пространство, и в пласт закачивается раствор HCl объёмом, равным внутреннему объёму НКТ, также при умеренном давлении, а по достижении кислотой башмака НКТ закачка продолжается на максимальных скоростях для создания на забое необходимого давления. После рабочего раствора HCl без снижения скорости закачивается продавочная жидкость объёмом, равным объёму НКТ и подпакерного пространства. После выдержки пакер с якорем и НКТ извлекаются, и скважина пускается в эксплуатацию.

3.1.5 Термохимическая и термокислотная обработки.

Термохимической обработкойназывают воздействие напризабойную зонупласта кислотой, нагретой за счёт экзотермической реакции с магнием.

При термокислотной обработке в пласт закачивают вначале нагретую кислоту, а затем холодную.

В руководстве по кислотным обработкам термохимическую обработку рекомендуется применять в скважинах с открытым стволом в продуктивной части разреза.

Основное назначение термохимических и термокислотных обработок – интенсифицировать с помощью тепла процесс взаимодействия соляной кислоты с породами и добиться очистки поверхностей от накопившихся твёрдых углеводородов и ускоренного растворения породы.

При термокислотной обработке металлический магний в виде столбиков стружки или шариков загружают в специальный реакционный наконечник, представляющий собой трубу, заканчивающуюся сеткой. Наконечник на насосно-компрессорных трубах опускают в интервал вскрытой части пласта.

Кислоту 15 ÷ 20 % - ной концентрации, закачивают в трубы и затем прокачивают через магний, находящийся в наконечнике в виде столбиков. Скорость прокачки кислоты выбирают такой, чтобы при входе из наконечника температура кислоты достигала 70 ÷ 90 ºС, и при этом концентрация её должна оставаться не менее 10 ÷ 15%. Далее закаченную в скважину кислоту продавливают в пласт. Поступление в пласт водорода, выделяющегося при реакции кислоты с магнием, обеспечивает установка пакера.

Воздействие холодной кислотой даёт положительный результат, если запарафиненапризабойная зона пласта, так как порода, на которой отложился парафин и другие углеводороды, растворяется, что ведёт к образованию каналов растворения. При закачке холодной кислоты в частично запарафиненные каналы растворения первые порции её дольше сохраняются активными и, следовательно, глубина проникновения их в пласт будет больше

3.2 Подготовка скважин к обработке

Кислотные обработки пласта проводятся в технически исправных скважинах, не имеющих нарушений герметичности эксплуатационных колон и насосно-компресорных 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 низкой приемистости целесообразна установка кислотной ванны для отчистки поверхности фильтра от загрязняющих материалов.

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-реагентов СНПХ-7204,СНПХ-7205, СНПХ-7214, СНПХ-7214Р,СНПХ-7215, СНПХ-7401, СНПХ-7212, СНПХ-7410, ИНПАР-1 и другие.

3.3 Технология проведения кислотных обработок на Средне-Макарихинском месторождении

Цель: очистка интервала перфорации и призабойной зоны от глинистого раствора, корки и цемента, воздействие на коллектор призабойной зоны для увеличения коэффициента продуктивности.

3.3.1 Расчёт требуемого количества кислоты и концентрациидля проведения СКО

В данном подразделе определим необходимое количество химикатов и составим план обработки скважины №740 соляной кислотой.

Скважина №740 имеет следующую характеристику:

- глубина H = 3240 м;

- толщина пласта h = 44,4 м;

- глубина зумпфа h_зум = 10 м;

- внутренний диаметр скважины D_скв = 0,1683 м;

- диаметр НКТ d_нкт = 0,0699 м;

- наружный диаметр НКТ d₁= м;

Для заданных условий принимаем концентрацию кислоты 15 %. При средней норме расхода соляной кислоты 1,2 м³ на 1 м интервала обработки общий объём   15 % - ной соляной кислоты, составит:

W_p = h· 1,2 .     (3.3)

h -толщина пласта, м;

W_p = 44,4 · 1,2 = 53,28м³.

Расчёт количества химикатов и воды.

На приготовление 53,28 м³15 % - ого раствора необходимо концентрированнойHCl

W_p – объём 15 % -ной соляной кислоты, м³;

x_p – объемная доля кислотного раствора;

х_к– объемная доля товарной кислоты = 27,5 %;

В качестве замедлителя реакции и стабилизатора окисных соединений железа используем уксусную кислоту, объем которой определим по формуле

b_ук- норма добавки 100% уксусной кислоты =3 %;

с_ук - объемная доля товарной уксусной кислоты = 80 %

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

b_и - выбранная объемная доля реагента в растворе = 0,2 % ;

с_и - объемная доля товарного ингибитора = 100 %.

Количество интенсификатора (принимаем Марвелан – К (О)):

b_инт- норма добавки 100% интенсификатора =0,3 %;

При использовании технической соляной кислоты в ней может содержаться до a = 0,4 % серной кислоты. Её нейтрализуют добавкой хлористого бария, количество которого определяют по формуле

где 21,3 - масса хлористого бария (кг), необходимые для нейтрализации 10 кг серной кислоты;  – объемная доля серной кислоты в приготовленном растворе;  - объемная доля серной кислоты в товарной соляной кислоте, %; 0,02 – допустимая объемная доля серной кислоты в растворе, когда после реакции ее с карбонатными породами соли не выпадают в осадок, %.

При плотности хлористого бария 4000 кг / м³ объем его с учетом определяют

Объем воды для приготовления кислотного расствора

W_в =W_р – W_к - ∑W_реаг=53,28 – 27,44 – 1,998 – 0,1 – 0,16 – 0,04 = 25,54 м³;

Порядок приготовления кислотного раствора

Наливают в мерник 25,54 м³добавляют к воде 0,1 м³ ингибитора В – 2, 1,998 м³ уксусной кислоты; 37,5 м³ соляной товарной кислоты. Полученный раствор тщательно перемешивают, измеряют его плотность ареометром. При правильной дозировке плотность должна соответствовать заданной концентрации при температуре замера. Значение ρ_рможно рассчитать по формуле

где  - плотность товарной кислоты при 15 ⁰С = 1139 кг / м³.

Если замеряемая плотность больше расчетной, в раствор добавляют воду, если меньше, то товарную кислоту. Обычно корректировка не требуется, если нет грубых ошибок в расчетах или в дозировке, так как возможные погрешности при расчетах меньше, чем ошибка при замере плотности ареометром.

Затем добавляют в раствор 72 кг хлористого бария, хорошо перемешивают, через 5 минут после этого добавляют 51 л интенсификатораМарвелан – К (О), раствор снова перемешивают и оставляют его на 2 – 3 часа до полного осветления, после чего раствор перекачивают в цистерну Азинмаш – 30А и другие емкости.

3.3.2 Обработка скважины

В процессе подготовительных работ скважина промыта и заполнена нефтью.

1.Нижний интервал продуктивного пласта изолируют закачкой бланкета – концентрированного раствора хлористого кальция. Трубы опускают до забоя и при небольшой подаче насоса Азинмаш – 30А закачивают раствор CaCl₂ плотностью 1200 кг / м³.

Объем закачиваемогобланкета составляет

Для получения 1 м³ раствора CaCl₂ плотностью 1200 кг / м³ требуется 540 кг CaCl₂ и 0,66 м³ воды. Для изоляции нижнего интервала необходимо 540·0,38 = 205 кг CaCl₂ и 0,66·0,38 = 0,25 м³ воды. Транспортировка бланкета осуществляется продавкой нефтью в объеме выкидной линии длиной 20 м с внутренним диаметром d_в = 0,05 и НКТ длинной 3039 м.

Объем выкидной линии V_в = 0,785 d_в²·20 = 0,04 м³.                                               (3.16)

Объем 1 м НКТ

V_НКТ = 0,785·d²·1 = 0,0785·0,0699·1 = 0,0055 м³/м.                                        (3.17)

Объем нефти для продавкибланкета

V=V_в + V_НКТ·L = 0,04 + 0,0055·3039 = 16,75 м³.                                             (3.18)

2. Трубы приподнимают, устанавливая башмак на глубине 3029 м,размещают и обвязывают оборудование.

3. Закачивают кислотный раствор в объеме выкидной линии, насосно-компрессорных труб и ствола скважины от башмака НКТ до кровли пласта

где d₁ – наружный диаметр НКТ;

4. Закрывают задвижку на затрубном пространстве и насосом агрегата закачивают остальной кислотный раствор

5. Для задавливания кислоты в пласт закачивают нефть в объеме выкидной линии, насосно-компрессорных труб и ствола скважины от подошвы НКТ до кровли пласта

6. Затем закрывают задвижку на выкидной линии. Буферное давление падает. Продолжительность реагирования кислоты 1,5 – 2 часа.

7. Приток вызывают свабированием или с помощью компрессора, производится отработка скважины и очистка призабойной зоны от продуктов реакции.

После освоения скважину исследуют для определения эффективеости кислотной обработки, а затем сдают в эксплуатацию.

Для увеличения эффективности кислотного воздействия на породу желательно, чтобы активная кислота прникала на большее расстояние от скважины. Радиус обработанной зоны увеличивается с ростом скорости закачки. Кроме того, увеличение подачи насоса при закачке снижает время контакта кислоты с оборудованием и уменьшает коррозию последнего.

Режим работы агрегата выбирают таким образом, чтобы давление ,создаваемое насосом, было достаточно для продавки раствора в пласт при максимально возможной его подаче.

Определим необходимое давление на выкиде насоса при закачке в скважину жидкости с расходом q = 6,85 л/с.

где  - максимальное забойное давление при продавке раствора

 - гидростатическое давление столба продавочной жидкости (нефть плотностью 900 кг/м³)

р_{т –} потери давления на трение

υ – скорость движения жидкости по трубам

λ – коэффициент гидравлического сопротивления

Re – число Рейнольдса

μ – динамическая вязкость продавочной нефти, равная 3 мПа·с.

При закачке кислотного раствора агрегат Азинмаш – 30А работает на III скорости при диаметре плунжера 120 мм. При этом давление на выкиде насоса (17,4 МПа) больше чем необходимое для продавки в пласт раствора с дебитом 6,85 л/с.

Продолжительность нагнетания и продавки в пласт раствора

3.4 Расчет радиуса проникновения кислоты и объема растворенной породы

Анализ отчетов по кислотным обработкам на скважинах Средне-Макарихинского месторождения дает преставление о роли этого метода в интенсификации добычи нефти. Для кислотных обработок применяли нефтекислотные эмульсии (соляная кислота 15% + нефть). Так как в обрабатываемых скважинах проявления асфальтено-смоло-парафиновых отложений, то помимо нефтекислотной эмульсии в скважины закачивали органический растворитель СНПХ-7р14 для удалений этих отложений в НКТ и пласте. Знание состава и объема закачанной в пласт смеси дало возможность сделать расчеты по двум направлениям: определение радиуса проникновения смеси в пласт; определение изменения пористости после реакции кислоты с породой.

Скважина №740 эффективная толщина = 44,4 метров. Объем и составзакачиваемой смеси 53,28м³15%-ной HCL +17,6м³ нефти и 5м³ СНПХ-7р14. Эту смесь продавили нефтью в пласт. Зная объем закачиваемойсмеси (Vзак.=75,88 м³) можно найти радиус проникновения этой смеси впласт (Rпр).

Rпр=                                              (3.30)

Чтобы найти пористость, нужно знать, какой объем породы растворился при взаимодействии HCL. Для этого нам нужно знать растворяющую способность нашего 15%-ного раствора кислоты.

Запишем в количественных соотношениях реакцию соляной кислоты с известняком

2HCL+ СаСО₃= CaCL₂+ H₂O + СО₂

2(1+35.5)+40+12+3*16=40+2*35,5+2*1+16+12+32 Таким образом при взаимодействии с известняком 73 грамма чистого HCL, при полной ее нейтрализации растворяется 100г известняка.

Известно, что 1 литр 15%-ного раствора содержит 162 граммачистой HCL. Следовательно, для растворения одного килограмма известняка потребуется: 730/162 = 4,5 литра раствора.

Значит для растворения 1 кг.известняка 4,5·10^-3м³ раствора. Так как мы закачали 53,28 м³ 15%-ной HCL, то значит она растворила:

53,28 / 4,5·10^-3 = 11840 кг. СаСО

Плотность нашей породы = 2,23 г/см³

Значит наша кислота растворила:

7835 кг / 2230 кг /м³ = 5,31м³ породы.

Изменение пористости найдем по формуле (3.4):

(3.31)

Пористость увеличилась в

Рисунок 3.1 – Пористость до и после СКО

3.5 Анализ эффективности проведенных СКО

Рассмотрим таблицу с данными по проведенным СКО на Среднема-Марихинском месторождении.

Таблица 3.1 – Сведения о скважинах, в которых была проведена СКО

В 2005 году на Средне-Макарихинском месторождении было проведено 5 кислотных обработок добывающих скважин, на которых был получен положительный эффект,т.е. увеличение скважинной продукции от 3 до 30 %, причем только в скважине №31 проведение кислотной обработки привело к увеличению дебита жидкости на 30 %, при этом обводненность скважинной продукции не изменилась.

Рисунок 3.2 – Эффективность солянокислотных обработок скважин

3.6Выводы и рекомендации

В данном курсовом проекте был сделан расчет требуемого количества кислоты и концентрации для проведения СКО,расчет радиуса проникновения кислоты и объема растворенной породы. Проанализировав результаты проведенных СКО на скважинах Средне-Макарихинского месторождения можно предположить, что дебит рассматриваемой в проекте скважины может увеличиться после проведения СКО на 20 % или более процентов. Чтобы повысить эффективность СКО, можно порекомендовать увеличить глубину проникновения раствора в пласт. Увеличение глубины проникновения достигается повышением концентрации HCL в исходном растворе и скорости закачки. Но у этих методов имеются отрицательные стороны. Повышение концентрации вызывает коррозию металла и оборудования. Увеличение скорости закачки ограничиваетсяприемистостью скважины и мощностью применяемого насосного оборудования.