Курсовая работа: Проект соляно-кислотной обработки призабойной зоны пласта на Верхнегрубешорском месторождении

Для обработки ПЗП используются, как правило, кислотные растворы с концентрацией 8-15 % в зависимости от химического состава пласта. При низких концентрациях раствора глубина его проникновения в пласт увеличивается, но при этом возрастают потребные объемы кислотного раствора, что в определенной степени осложняет процесс освоения скважины после СКО из-за большого количества продуктов реакции. Применение высококонцентрированных растворов НС 1 приводит к образованию насыщенных с повышенной вязкостью растворов CaCl2 и MgCL2, которые трудно извлекаются из пласта при освоении. Кроме того, существенно возрастает коррозия оборудования и труб. С другой стороны, кислотные растворы с концентрацией более 15 % НС 1 хорошо растворяют гипс и ангидрит, образуя твердый осадок, выпадающий в ПЗП и снижая ее проницаемость. Обычно высококонцентрированные растворы НС 1 можно применять при охлаждении их, например, жидким азотом, что способствует увеличению глубины их проникновения в пласт. Повышение давления приводит к снижению скорости реакции. Экспериментально установлено, что время нейтрализации 75% объема кислотного раствора увеличивается в 7-10 раз при повышении давления с 0,1 МПа до 0,7 МПа; при увеличении давления от 0,7 до 1 МПа время нейтрализации увеличивается в 30-35 раз, а при увеличении давления с 2 до 6 МПа скорость реакции снижается в 70 раз. На рис. 3.1 показаны качественные зависимости влияния на время нейтрализации кислотного раствора Тн давления Р и температуры t [6].

P0 - атмосферное давление; tс - стандартная температура (20оС)

Рисунок 3.1 - Влияние давления и температуры на время нейтрализации кислотного раствора

Техника и технология кислотных обработок скважин

Технология проведения простой СКО приведена на рисунке 3.2 и заключается в последовательном выполнении следующих операций:

1. Промывка скважины (прямая, обратная или комбинированная). Выполняется при открытых задвижках на устье и затрубном пространстве. Жидкость, заполняющая скважину, и жидкость промывки поступают в емкость на поверхности. В процессе этой операции скважина очищается не только от грязи, но и от отложений смол, парафинов и асфальтенов, которые могут отлагаться в ПЗП, в перфорационных каналах и на стенках скважины. При этом в качестве жидкостей промывки используются: керосин, дизельное топливо, пропан-бутановая фракция, конденсат и др. растворители. После промывки добывающая скважина заполняется, как правило, нефтью. Если скважина расположена в зоне ВНК и есть опасение, что после СКО вода может подняться, нижнюю часть продуктивного пласта не обрабатывают. В этом случае после промывки нижняя часть скважины на расчетную величину толщины продуктивного горизонта заполняется жидкостью - бланкетом. В качестве бланкета обычно используют концентрированный раствор хлористого кальция;

2. Закачивают расчетный объем кислотного раствора в скважину. Объем кислотного раствора зависит от толщины обрабатываемого пласта, свойств призабойной зоны и желаемой глубины обрабатываемой зоны. Как правило, радиус обработки ПЗП при первичном воздействии наименьший. Чтобы последующие обработки были технологически эффективными, необходимо увеличивать радиус обработки в сравнении с радиусом предыдущей обработки. Анализ результатов первичных СКО показывает, что удельный расход кислотного раствора на метр обрабатываемой толщины зависит от коллекторских свойств ПЗП: для низкопроницаемых коллекторов невысокой пористости удельный расход 15%-го раствора НС 1 изменяется от 0,2 до 0,6 м 3/м; для высокопроницаемых коллекторов - от 0,2 до 0,9 м 3/м; для трещинных коллекторов - от 0,3 до 0,9 м 3/м. При закачке кислотного раствора в скважину в течение времени достижения им обрабатываемого пласта задвижка на затрубном пространстве открыта, после чего она закрывается;

3. Продавливают кислотный раствор в ПЗП, продолжая агрегатом закачку расчетного объема кислоты в скважину. Затем кислотный раствор продавливается нефтью или водой до полного его поглощения пластом. После задавки кислотного раствора в пласт закрывается задвижка на устье скважины. Скважина закрыта;

4. Нейтрализация кислотного раствора за счет реагирования его с обрабатываемой породой. Время нейтрализации, как уже отмечалось, зависит от давления и температуры и изменяется от 1 ч до 24 ч;

5. После нейтрализации кислотного раствора проводят вызов притока и освоение, а затем - исследование скважины. По результатам исследования до обработки и после судят о технологическом эффекте [2].

На обустроенных нефтяных промыслах, на которых проводятся соляно-кислотные обработки, сооружаются кислотные базы с соответствующими подъездными путями, насосными помещениями, лабораторией, складскими помещениями, помещениями для бригады, а также котельными.

Для закачки растворов кислоты в пласт используют, например, насосный агрегат на автомобильном шасси - "Азинмаш-30А" (рисунок 3.3). Агрегат снабжен основным трехплунжерным горизонтальным насосом высокого давления одинарного действия для закачки кислоты в скважину. Насос имеет привод через специальную коробку от основного двигателя автомобиля мощностью 132 кВт.

Конструкция силового насоса предусматривает сменные плунжеры диаметром 110 и 90 мм. Насосы обеспечивают подачу от 1,03 до 12,2 л/с и давление от 7,6 до 50 МПа в зависимости от частоты вращения вала. Наряду с этим основным агрегатом при кислотных обработках скважины используют цементировочные агрегаты ЦА-320М, а также насосный агрегат для гидроразрыва АН-700. Для предотвращения быстрого изнашивания агрегатов при прокачке раствора кислоты необходимы обязательная их промывка водой непосредственно после завершения работ.

Схема обвязки скважины при соляно-кислотных обработках показана на рисунке 3.4. Силовой насос агрегата "Азинмаш-30А" может забирать жидкость не только из емкостей, установленных на платформе агрегата, но и с помощью резиновых шлангов откачивать ее из емкостей на автоприцепе из передвижных емкостей.

I - промывка скважины; II - закачка в скважину рабочего раствора кислоты; III - закрывается затрубная задвижка - начало продавки раствора кислоты в пласт; IV - скважина закрыта на реакцию

Рисунок 3.2 - Схема проведения простой СКО

1 - кабина машиниста (пульт управления); 2 - коробка отбора мощности; 3 - емкость для реагента; 4 - насос 4НК-500; 5 - выкидной трубопровод; 6 - редуктор; 7 - шланг для забора раствора кислоты из цистерны; 8 - цистерна для раствора кислоты; 9 - комплект соединительных шлангов; 10 - ящик для инструментов; 11 - горловина цистерны.

Рисунок 3.3 - Насосный агрегат для кислотных обработок "Азинмаш-30А"

1 - устье скважины;

2 - обратный клапан;

3 - задвижка высокого давления;

4 - насос 4НК-500;

5 - агрегат Азинмаш-30А;

6 - емкость для кислоты на агрегате;

7 - емкость для кислоты на прицепе; 8 - емкость для продавочной жидкости;

9 - емкость для кислоты;

10 - линия для обратной циркуляции

Рисунок 3.4 - Схема обвязки скважины при проведении соляно-кислотных обработок

Ротационный насос используется при приготовлении нефтекислотных эмульсий. Для создания более высоких скоростей закачки используют два и более параллельно работающих агрегатов. Устье скважины при обработке под давлением оборудуется специальной головкой, рассчитанной на высокое давление, с быстросъемными соединениями. Головка скважины с обязательным обратным клапаном и задвижкой высокого давления соединяется с выкидом насосного агрегата прочными металлическими трубами. Обычно в этих случаях используется оборудование для гидравлического разрыва пласта и пескоструйной перфорации [6].

3.2 Методика расчета технологических показателей СКО профессора Мищенко И.Т.

В ходе выполнения курсового проекта был изучен методический материал расчета технологических показателей СКО Мищенко И.Т. [2].

Первоначально обрабатывают хорошо проницаемый пористый карбонатный пласт 15%-ным раствором соляной кислоты из расчета 1м 3 раствора на 1 м толщины пласта:

, (3.3)

где h - толщина карбонатного коллектора, м.

Объем товарной кислоты:

, (3.4)

где хк, хр - объемные доли товарной кислоты, кислотного раствора соответственно, %.

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

, (3.5)

где bук - норма добавки 100%-ной уксусной кислоты, %;

сук - объемная доля товарной уксусной кислоты,%.

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

, (3.6)

где bи - объемная доля ингибитора в растворе,%;

си - объемная доля товарного продукта,%.

В качестве интенсификатора принимаем Марвелан-К (О), его количество определяется по формуле:

, (3.7)

где bинт - норма добавки интенсификатора, %.

При использовании техннической соляной кислоты в ней может содержаться до 0,4% серной кислоты. Нейтрализуем ее добавкой хлористого бария:

, (3.8)

где 21,3 - масса хлористого бария, необходимая для нейтрализации 10 кг серной кислоты, кг;

- объемная доля серной кислоты в приготовленном растворе;

а - 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/м 3 объем его с учетом (3.8) определяют:

, (3.9)

Объем воды для приготовления кислотного раствора:

. (3.10)

Реализация методики

В данном подразделе рассчитаем показатели для обработки призабойной зоны соляной кислоты для скважины Верхнегрубешорского месторождения, ее характеристики приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Характеристика скважины

Ниже приведен расчет основных параметров:

1. Необходимый объем раствора:

; (3.11)

2. Объем товарной кислоты:

; (3.12)

3. Необходимый объем уксусной кислоты:

(3.13)

4. Объем ингибитора В-2:

; (3.14)

5. Количество интенсификатора Марвелан-К (О):

(3.15)

6. Масса хлористого бария для нейтрализации серной кислоты:

; (3.16)

7. При плотности хлористого бария 4000 кг/м 3 его объем с учетом массы определяется:

(3.17)

8. Объем воды для приготовления кислотного раствора:

; (3.18)

9. Приступают к приготовлению раствора

Наливают в мерник 12,4 м 3 воды, добавляют к воде 0,056 м 3 ингибитора В-2; м 3 уксусной кислоты; 14,4 м 3 товарной соляной кислоты. Полученный раствор тщательно перемешивают и замеряют его плотность ареометром. При правильной дозировке плотность должна соответствовать заданной концентрации при температуре замера. Значение соответствующей плотности можно рассчитать по формуле:

(3.19)

Затем добавляют в раствор 118 кг хлористого бария, хорошо перемешивают раствор, через 5 минут после этого добавляют 84 л интенсификатора Марвелан-К(О), раствор снова перемешивают и оставляют его на 2-3 ч до полного осветления, после чего раствор снова перемешивают и оставляют его на 2-3 часа до полного осветления, далее раствор перекачивают в цистерну Азинмаш-30А [5].

3.3 Обработка скважины

Обработка скважины происходит по следующей методике:

1. Нижний интервал продуктивного пласта изолируют закачкой бланкета - концентрированного раствора хлористого кальция. Трубы опускают до забоя и при небольшой подаче насоса Азинмаш-30А закачивают CaCl2 плотностью 1200 кг/м 3 в объеме:

; (3.20)

Для получения 1 м 3 раствора CaCl2 плотностью 1200 кг/м 3 требуется 540 кг CaCl2 и 0,660 м 3 воды. Для изоляции нижнего интервала необходимо 540·0,037=19,98 кг CaCl2 и 0,660·0,037= 0,024 м 3 воды.

Транспортировка бланкета осуществляется продавкой нефтью в объеме выкидной линии длиной 20 м и внутренним диаметром dв=0,05 м и насосно-компрессорных труб длиной 1600 м.

Объем выкидной линии

; (3.21)

Объем 1 м НКТ

(3.22)

Объем нефти для продавки бланкета

; (3.23)

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

; (3.24)

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

(3.25)

4. Для задавливания кислоты в пласт закачивают нефть в объеме выкидной линии, НКТ и ствола скважины от подошвы НКТ до кровли пласта

(3.26)