Эффективность ОПЗ зависит от многих факторов, таких как обводненность продукции, начальная нефтенасыщенность, нефтенасыщенная толщина, фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, кратность применения обработок.
Применение кислотных методов интенсификации добычи нефти более эффективно при сравнительно небольшой обводненности продукции скважин. С увеличением обводненности рекомендуется применять кислотные составы в сочетании с ПАВ, растворами ПАВ и их различными композициями.
Существуют следующие виды кислотных обработок ПЗП:
соляно-кислотная обработка (СКО);
глино-кислотная обработка (ГКО);
глино-соляно-кислотная обработка (ГСКО);
комплексная обработка (КОПЗ);
обработка многокомпонентными кислотными составами (МКС).
Применение комплексных обработок призабойной зоны (КОПЗ) пласта увеличивает эффективность воздействия. В комплекс входят такие технологии как: гидрофобизация ПЗП, декольматация и разглинизация ПЗП, изоляционно-кислотное воздействие, а также различные модификации кислотных обработок глубокого проникновения, направленного и усиленного действия.
Тема работы «Анализ эффективности мероприятий по интенсификации добычи нефти на примере воздействия многокомпонентным кислотным составом на Западно-Асмомкинском месторождении» следовательно, для выполнения необходимо выделить цели и задачи.
Цель работы:
Анализ эффективности проведения кислотных обработок ПЗП на Западно-Асмомкинском месторождении.
Задачи работы:
Рассмотреть используемые технику и технологии обработки ПЗП многокомпонентным кислотным составом
Проанализировать эффективность проведения мероприятий интенсификации добычи нефти
2 РАСЧЁТНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 Область применения кислотных обработок
Метод кислотного воздействия основан на реагировании водного раствора кислот с минералами, образующими породу коллектора, и привнесенными твердыми минеральными веществами, блокирующими призабойную зону.
Для проведения кислотной обработки использовалась соляная кислота, и метод получил название солянокислотной обработки.
В настоящее время в нефтедобывающей промышленности кислотное воздействие используется для:
обработки призабойной зоны в нефтедобывающих и водонагнетательных скважинах в период их освоения или ввода в эксплуатацию;
обработки призабойной зоны этих скважин при повышении (интенсификации) их производительности;
очистки фильтра и призабойной зоны скважин от образований,
обусловленных процессами добычи нефти и закачки воды,
инициирования других методов воздействия на призабойную зону.
Критерии выбора скважин для проведения работ по ОПЗ:
скважины, имеющие сниженный дебит по сравнению с дебитами окружающих скважин;
скважины со сниженными фильтрационными характеристиками в околоствольной зоне пласта;
скважины со снижением дебита в процессе эксплуатации при неизменном или растущем пластовом давлении;
нагнетательные скважины с недостаточной приемистостью;
добывающие и нагнетательные скважины с высокой степенью неоднородности коллекторских свойств пласта и небольшими работающими толщинами;
2.2 Виды и технология кислотного воздействия
Кислотное воздействие разделяют на следующие виды: кислотные ванны, внутрипластовые и поинтервальные кислотные обработки, кислотный гидроразрыв пласта или кислотные обработки при высоком давлении, кислотно-гидромониторное и термокислотное воздействия.
Кислотные ванны целесообразны при первичном освоении 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. Для обработки скважин, фильтр которых перекрыт обсадными трубами, используют кислотные составы пониженной коррозионной активности. Потребное количество кислотного раствора на кислотную ванну равно объему ствола скважины в интервале обработки.
Сущность этой обработки заключается в поочередной закачке кислотных составов и специальных жидкостей, которые как бы блокируют обработанные кислотным составом поверхности от дальнейшего взаимодействия с ним.
Такими жидкостями для нагнетательных скважин служат растворы полимеров и ПАВ, а для добывающих скважин — дегазированные нефти или другие. В качестве специальных жидкостей предпочтительнее применять реагенты, характеризующиеся вязкопластичными и вязкоупругими свойствами, что позволяет повышать охват воздействием пласта и по толщине.
Оптимальные объемы (суммарные и поэтапные) кислотного состава и специальных жидкостей устанавливают опытным путем, а при отработке регламентов таких обработок можно принять поочередную закачку 5 м3 кислотного состава и 1,5—2 м 3 специальной жидкости при трех циклах.
Поинтервальные кислотные обработки проводятся для ввода в разработку не охваченных отбором или закачкой участков продуктивной толщи. В качестве временно изолирующих материалов при поинтервальном кислотном воздействии на пласт используют полимеры, высоко окисленные битумы, сухую сульфитспиртовую барду, гранулированный нафталин и другие водо- или нефте-растворимые зернистые и вязкоупругие материалы.
В качестве жидкости-носителя для транспортировки изолирующих материалов типа полиолефинов применяют нефть, а для .транспортировки высоко окисленного битума — 3%-ный водный раствор сульфитспиртовой барды.
Кислотный гидроразрыв пласта проводится в плотных коллекторах, доломитах и доломитизированных известняках с целы увеличения глубины обработки по простиранию продуктивного пласта.
Кислотно-гидромониторное воздействие применяется для очистки поверхности фильтра от цементной и глинистой корок и инициирования поинтервального воздействия или кислотного гидроразрыва.
Давление закачки составов при кислотном воздействии определяется самим методом и его технологической схемой, прочностной характеристикой эксплуатационной колонны, прочностью цементных перемычек, разделяющих объекты обработки и продуктивный пласт от ниже- и вышележащих водо- или газонасыщенных пластов.
При кислотном воздействии по схемам, обеспечивающим повышение охвата закачкой или отбором, давление закачки реагента не должно превышать нижнего предела давления разрыва пласта, которое определяется экспериментально для конкретных залежей, а при накоплении опыта принимается равным 0,6 геостатического давления на пласт (давления вышележащей толщи породы).
Темп закачки реагента в пласт определяют из условия охвата обработкой заданной глубины пласта. При этом реагент после достижения заданной глубины пласта по простиранию должен сохранить свою активность.
Термокислотной обработкой принято называть воздействие на призабойную зону горячей кислотой. Кислота нагревается в результате химической реакции с магнием или его сплавами. Воздействие нагретой соляной кислоты обеспечивает комплексную обработку призабойной зоны, при которой структура перового
пространства изменяется в результате растворения карбонатов кислотой, а выделяющееся тепло в количестве 20000 Дж на 1 кг магния расплавляет парафиносмолистые отложения в призабойной зоне и снижает вязкость нефти.
На практике применяются две технологические схемы термокислотной обработки. При одной из них (внутрискважинной) в интервал обработки на насосно-компреосорных трубах спускается специальное устройство, выполненное по типу контейнера, который заполняется магнием или его сплавами в виде стержней, стружки или гранул. Обычно используются контейнеры диаметром 75—100 мм, вмещающие от 40 до 100 кг магния.
При обработке скважины по насосно-компрессорным трубам в центральную перфорированную трубу контейнера подается раствор соляной кислоты 12—1515%-ной концентрации с расходом 2— 6 л/с в объемах от 70 до 100 л на 1кг массы магния.
Через отверстия в центральной трубе кислота попадает в камеру с магнием, взаимодействуя с которым, нагревается и через отверстия внешнего кожуха задавливается в пласт. При указанных параметрах закачки кислоты ее остаточная кислотность после реакции с магнием составит 8—12%.
Вторая технологическая схема (внутрипластовая) термокислотной
обработки предусматривает ввод гранулированного магния в трещины гидроразрыва, предварительно создаваемые в пласте. Гранулированный магний попадает в трещины гидрораэрыва вместе с песком, которым закрепляются образованные трещины.В песок равномерно дозируется 200—250 кг гранулированного магния, а после того как трещина заполнена смесью песка и магния, закачивают раствор соляной кислоты 12—15 %-ной концентрации. В результате этой обработки структура поровых каналов в пласте изменяется вследствие как растворения горячей соляной кислотой карбонатных разностей в породе, так и создания в породе трещин гидроразрыва. Выделившееся тепло растворяет парафино смолистые фракции нефти и снижает ее вязкость.
2.3 Оборудование для кислотных обработок
Неингибированную соляную кислоту от химических заводов до кислотной базы перевозят в железнодорожных цистернах, гуммированных специальными сортами резины и эбонитами, а ингибированную - в обычных железнодорожных цистернах, покрытых химически стойкой эмалью или лаком.
Для доставки кислоты с базы на скважины используют автоцистерны‑кислотовозы, внутреннюю поверхность которых гуммируют или защищают многослойным покрытием химически стойкими эмалями или лаками.
Агрегат закачки кислоты в скважину АЗК-32 предназначен для повышения эффективности использования скважин, увеличения объема добываемой нефти.
Агрегат позволяет производить, транспортировку и закачку кислотных растворов в нефтяные и нагнетательные скважины с целью воздействия на призабойную зону пласта в процессе их освоения и эксплуатации.
Для осуществления ГРП (Гидравлический разрыв пласта) применяются
специальные насосы агрегаты в износостойком исполнении, смонтированные на шасси трехостных тяжелых грузовых машин КрАЗ – 257 грузоподъемностью 10 – 12 т. На рисунке 3 схема расположения оборудования при кислотном ГРП.
Рисунок 3 – Схема расположения оборудования при кислотном ГРП
1 – насосные агрегаты; 2 – пескосмесительные агрегаты ЗПА; 3 – Автоцистерные с технологическими жидкостями; 4 – песковозы; 5 – блок манифольда высокого давления; 6 – арматура устья; 7 – станция контроля и управления процессом ( расходомеры, манометры, радиосвязь).
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Важная роль в обеспечении рациональных темпов отбора при наиболее высоких значениях коэффициентов компоненто отдачи пласта принадлежит методам воздействия на призабойную зону.
Метод кислотного воздействия основан на реагировании водного раствора кислот с минералами, образующими породу коллектора, и привнесенными твердыми минеральными веществами, блокирующими призабойную зону.
В настоящее время в нефтедобывающей промышленности кислотное воздействие используется для:
обработки призабойной зоны в нефтедобывающих и водонагнетательных
скважинах в период их освоения или ввода в эксплуатацию;
обработки призабойной зоны этих скважин при повышении (интенсификации) их производительности;
очистки фильтра и призабойной зоны скважин от образований, обусловленных процессами добычи нефти и закачки воды;
очистки фильтра в призабойной зоне скважин от образований, обусловленных процессами ремонта скважин;
удаления образований на обсадных колоннах и в подземном оборудовании, обусловленных процессами эксплуатации скважин;
инициирования других методов воздействия на призабойную зону.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Бухаленко Е.И. «Справочник по нефтепромысловому оборудованию» М. Недра, 2009 г. 100с.
Амиров А.Д., Карапетов К.А. «Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин» М. Недра, 2007. 250с.
Амиян В.А., Уголев В.С.Физико-химические методы повышения производительности скважин. М.: Недра, 2007.280 с.
Ащенков Ю.С., Чередников Е.Н.Управляемое вибровоздействие – новый метод интенсификации нефтедобычи //Численные методы решения задач фильтрации: динамика многофазных сред:9 Всесоюз. семинар. Новосибирск, 0989.С8-22.
Байков Н.М. «Лабораторный контроль при добыче нефти и газа» М. Недра, 2009 г. 120с.
Баренблатт Г.И., Ентов В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра,2007.211с.
Борисов Ю.П. Влияние неоднородности пластов на разработку нефтяных месторождений. М.: Недра, 2009.280с.
Боярчук А.Ф., Кереселидзе В.П. «Изучение особенностей проникновения в коллекторы известково-битумных растворов» Нефтяное хозяйство, 2010 г. 200с.
Викторин В.Д., Лычков Н.П. «Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам» М. Недра, 2011 г. 80с.
Галлямов М.Н., Рахимкулов Р.Ш. Повышение эффективности эксплуатации скважин на поздней стадии разработки месторождений. М.: Недра,2008.207с.