Нефтегазодобывающая промышленность (стр. 8 )

Для предотвращения выпадения трудноудаляемых гелеобразных соединений железа при СКО призабойных зон скважин объекта БС10 в качестве стабилизирующего компонента выбираем уксусную кислоту.

Уксусная кислота СН4СООН представляет собой бесцветную жидкость с резким специфическим запахом, которая легко смешивается с водой, этиловым спиртом, диэтиловым эфиром, ацетоном и бензолом. Имеет сложный характер изменения плотности и температуры застывания в зависимости от своей концентрации.

Для обеспечения более глубокого проникновения в пласт солянокислотного раствора в активном состоянии применяют гидрофобизаторы, а для снижения поверхностного натяжения – интесификаторы. Гидрофобизаторы, адсорбируясь на поверхности порового пространства ПЗП, снижают смачиваемость её водным раствором соляной кислоты, таким образом уменьшают скорость взаимодействия последней с карбонатными компонентами породы. Интесификатор снижает поверхностное натяжение на границе “отработанная кислота – нефть пласта БС10”, а следовательно, повышает эффективность СКО.

Основным требованием к специальному технологическому оборудованию для проведения работ на скважине растворителями является применение и использование серийно выпускаемых машин и агрегатов.

Растворитель марки Нефрас С4 130/350, является продуктом депарафинизации дизельной фракции западно-сибирской нефти и по составу относящейся к концентрату нафтеноароматических соединений.

Обработку призабойной зоны пласта растворителями можно осуществлять путем последовательной закачки скважины водо - и нефтерастворимых реагентов.

Агрегат типа Азинмаш-30А предназначен для транспортирования, смешения и проведения обработок призабойной зоны пласта. Основные параметры агрегата приведены в таблице 3.3

Таблица 3.3 - Характеристика агрегата типа Азинмаш–30А

Скорость	Частота вращения, мин-1	Диаметр плунжера, мм
100	120
вала двигателя	вала насоса	Подача, *103 м3/с	Давление, МПа	Подача, *103 м3/с	Давление, МПа
2	1600	49,3	2,24	50,0	3,23	34,4
3	94,0	4,28	25,9	6,16	18,0
4	1600	143,0	6,51	17,1	9,36	11,8
5		215,0	9,78	11,3	14,08	7,9
2	1800	55,5	2,52	47,5	3,63	33,0
3	106,0	4,82	24,8	6,94	17,2
4	161,0	7,32	16,3	10,54	11,3
5	242,0	10,91	10,8	15,85	7,6

Автоцистерны предназначены для транспортирования технической воды, рабочих растворов и нефти. Для проведения технического процесса марки Нефрас применяем широко используемую в подземном ремонте скважин пласта БС10 автоцистерну марки АЦ-11-257. Техническая характеристика автоцистерны марки АЦ-11-257 приведены в таблице 3.4

Таблица 3.4 - Характеристика автоцистерны марки АЦ-11-257

Показатель	Значение
1. Вместимость цистерны, м3	11
2.Привод механизма	Тяговый двигатель
3. Насос	Центробежный
4. Максимальное давление, МПа	0,8
5. Максимальная подача, м3/с	14,4
6. Диаметр линии, мм: нагнетательной всасывающей	50 100

Кислотовоз предназначен для транспортирования кислот. При проведении обработок широко используется кислотовоз марки КП-6,5. Техническая характеристика кислотовоза марки КП-6,5 приведена в таблице 3.5

Таблица 3.5 - Характеристика кислотовоза марки КП-6,5

Показатель	Значение
Вместимость, м3	6
Подача, м3/ч: 1)минимальная 2)максимальная	29 60

Кислотовоз состоит из двух отсеков по 3 м3 каждый и оснащена поплавковым указателем уровня.

Кислотовоз КП –6,5 комплектуется цистерной ЦПК-6 вместимостью также 6м3, установленной на шасси автомобильного прицепа МАЗ-8926. Цистерна имеет наливной трубопровод диаметром 100 мм с пробковым краном и сливной трубопровод диаметром 50 мм с секторным краном.

3.3.3 Выбор скважин для проведения обработки скважин по данным их гидродинамических и промыслово-геофизических исследований.

Основным признаком, определяющим необходимость и последовательность проведения работ по повышению производительности скважин является соотношение гидродинамических характеристик состояния призабойной и удаленной зоны пласта, а также результаты промыслово-геофизических исследований по определению коэффициента действующей толщины пласта.

Промыслово-геофизические исследования на объекте БС10 проводятся по единому комплексу геофизических исследований скважин, в него входят гидро-динамическая дебитометрия с помощью глубинных дебитометров с турбинным датчиком расхода, термоэлектрическая индикация притока СТД; термометрия ТДА; плотностнометрия ГГП; резистивиметрия РИС; влагометрия ВГД; радиоактивный каротаж, в частности гамма-каротаж ГК и нейтронный гамма-каротаж НГК, совместно с магнитной локацией муфт МЛК.

Единым комплексом ГИС охвачена очень малая часть эксплуатационного фонда и небольшая часть нагнетательных скважин. Коэффициент действующей толщины определялся только в трех добывающих скважинах, во всех трех он оказался равным единице. Поэтому, в целом, можно сказать, что при выборе скважин для проведения обработки скважин композицией: растворитель Нефрас–раствор ингибированной соляной кислоты использовался только один критерий – определение численных значений гидродинамических исследований путем дифференцированной обработки начального и конечного линейных участков кривой восстановления давления КВД.

После проведения обработки скважин композицией: растворитель Нефрас–раствор ингибированной соляной кислоты вывода скважины на режим снова проводят исследование методом КВД с целью оценки технологического эффекта.

В качестве объекта для гидродинамического исследования методом КВД берем скважину № 000/44 пласта БС10, дебит которой после третьей обработки растворителем и соляной кислотой спустя три месяца упал с 18 до 10,2 т/сут. Пластовое давление определили расчетным путем по замерам статического уровня, поскольку скважина механизирована, оно оказалось равным 22,3 МПа. Забойное давление равно 21,9 МПа. Толщина пласта, определявшаяся по ГИС, равна 12 м. По данным исследования пластовых жидкостей и кернов породы определены по скважине № 000/44; плотность нефти в поверхностных условиях 880 кг/м3; вязкость нефти в пластовых условиях ; коэффициент объемной упругости нефти Па-1, породы Па-1; пористость пласта БС10 0,21; объемный коэффициент нефти 1,13. Радиус скважины по долоту равен 0,073 м; радиус контура питания, исходя из плотности сетки скважин, принимается 330 м.

После проведения исследований и построения КВД была произведена обработка результатов.

О необходимости проведения обработок можно судить и по конфигурации кривых восстановления давления, которые в зависимости от состояния призабойной и удалённых зон пласта (ПЗП и УЗП) имеют различные конфигурации.

По пласту БС10, необходимо заметить, разнообразия конфигураций КВД в скважинах с упавшим дебитом, не отмечается. Форма КВД на данном объекте при тщательной расшифровке начального периода восстановления давления имеет вид пересекающихся прямых с большим уклоном начального участка, она характеризует ухудшенное состояние пласта призабойной зоне.

При обработке КВД в скважине № 000/44 выяснилось, что наклон начального участка равен 1,7, а наклон конечного участка 1,3. Перегиб кривой произошёл по истечении времени после остановки скважины, равном с. При прохождении конечного участка КВД в сторону оси изменения давления получили отрезок от нуля до точки пересечения этой оси с продолжением конечного участка КВД, он равен 0,45 МПа.

Гидродинамические характеристики необходимые для оценки состояния призабойной и удаленной зоны пласта, а также для расчета технологических параметров композиции: растворитель Нефрас–раствор ингибированной соляной кислоты (например, радиус обработки и необходимого объема растворителя) необходимо рассчитывать в следующем порядке:

-определяется гидропроводность пласта БС10 в призабойной и удаленной зонах , для чего используют соотношение:

(3.6)

где - гидропроводность пласта,

– дебит скважины, т/сут;

- объёмный коэффициент нефти;

i – угловой коэффициент КВД;

– плотность нефти в поверхностных условиях,

для скважины № 000/44, подставляя значения соответствующих угловых коэффициентов, получаем гидропроводность ПЗП

.

и гидропроводностьУЗС

, .

- определив значения гидропроводности призабойной и удаленной зон пласта, соответственно определяется их проницаемость:

-

, м2 (3.7)

имеем проницаемость ПЗП

6,12 м2 ,

и проницаемость УЗП

м2.

определяются пьезопроводности участков по формуле :

, (3.8)

где m – пористость, доли единицы;

bн - коэффициент объемной упругости нефти, Па-1;

bп - коэффициент объемной упругости пласта, Па-1

подставляя численные значения, получаем пьезопроводность ПЗП

м2/с,

и пьезопроводность УЗП

м2/с;

для определения радиуса измененной проницаемости призабойной зоны пласта используется выражение:

-  

, м, (3.9)

где R – радиус измененной проницаемости в ПЗП, м;

t – время, соответствующее точке перегиба начального участка КВД,

подставляя в формулу вычисленное значение пьезопроводности призабойной зоны пласта и время t, имеем

, м;

- приведенный радиус скважины равен:

, м, (3.10)

где – отрезок, отсекаемый на оси изменения давления, МПа/10,

получаем коэффициент продуктивности определим по формуле

, (3.11)

получаем

- коэффициент гидродинамического совершенства определяется по формуле:

, (3.12)

где - радиус контура питания скважины, м;

– радиус скважины по долоту, м,

подставляя данные в формулу, вычислим величину s:

.

Вся вышеописанная методика расчета гидродинамических характеристик по КВД и данным исследований пластовых флюидов и кернов, исходит из следующих допущений:

- пласт рассматривается как бесконечный по протяженности;

- в районе исследуемой скважины пласт рассматривается как однородный, следовательно, параметры пласта, определяемые путем исследований в силу этого допущения можно рассматривать лишь как осредненные на участке в районе исследуемой скважины;

- изменение дебита скважин при остановке считается мгновенным, это допущение вносит довольно таки большую погрешность при определении гидропроводности и приведенного радиуса скважин.

По значению радиуса измененной проницаемости ПЗП определяют радиус обработки и необходимый объем растворителя на единицу мощности пласта по таблице 3.6