Повышение производительности скважин путем термохимической обработки на месторождении

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 16 Апреля 2012 в 13:10, дипломная работа

Краткое описание

Газонефтяное месторождение Прорва расположено в юго–восточной части в Южно–Эмбенском нефтеносном районе Прикаспийской впадины. Структура была выявлена в 1954-1955гг проведенными гравиметрическими сейсмическими работами.
В 1959 году началось глубокое разведочное бурение. Первая скважина №1 установила промышленную нефтегазоносность верхнеюрских отложений на Прорве и с 1963 года начата пробная эксплуатация. В 1966 году составлена и утверждена «Технологическая схема разработки юрских горизонтов месторождении Прорва, где предусмотрено бурение 75 скважин в чисто нефтяной части залежи и применение законтурного заводнения.

Содержание работы

ВВЕДЕНИЕ……… …………………………………………….…..………...9
1 Геологическая часть…………………………….………………...………...10
1.1 Характеристика геологического строения месторождения…….……...10
1.1.1 Общие сведения……………………………… ………….….……….....10
1.1.2 Стратиграфия………………………………… ……………..………….12
1.1.3 Тектоника……………………………………………………..…………15
1.1.4 Нефтегазоносность…… ……………………….……….…………........16
2 Технологическая часть……………… ……………………..……………....21
2.1 Система разработки месторождения……………………..…………...…21
2.1.1 Анализ текущего состояния разработки………………..…………..…22
2.1.2 Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов, технологических показателей разработки……… …………………………….…27
2.1.3 Анализ выработки запасов нефти и газа………… ………..………….28
2.1.4 Характеристика энергетического состояния залежи, режимы разработки……………………………………………………………….………….31
2.1.5 Система ППД и применяемые методы повышения нефтеотдачи пластов……………………………………………………………… ……………...32
2.2 Техника и технология добычи нефти и газа… …………….….………..38
2.2.1 Характеристика показателей способов эксплуатации скважин…......38
2.2.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин……………………………………………………………..40
2.2.3 Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин………………………………………..….……...43
2.3 Специальная часть ……………..………………………………..… …....45
2.3.1 Повышение производительности скважин с применением термохимической обработки…………………………….…………………….......45
2.3.2 Технологический расчет термокислотной обработки..……..… ….…52
2.3.3 Расчет с использованием компьютерных программ….…......………..63
3 Экономическая часть………………………………………………..….…..65
3.1 Технико-экономические показатели разработки месторождения…......65
3.2 Расчет экономической эффективности…………………………..……...67
4 Охрана труда и безопасность жизнедеятельности….…………….………72
4.1.1 Физические воздействия……………………………………….………72
4.1.2 Шум и вибрация……………………………………………...…………72
4.1.3 Пожаробезопасность……………………………………………………76
4.2.2 Безопасность в условиях ЧС………………………………………...…77
5 Охрана окружающей среды ………………………………….….…………79
5.1 Охрана атмосферного воздуха…………………………..……………….81
5.2 Охрана водных ресурсов……………………………...…..…………… ..82
5.3 Охрана земельных ресурсов……………………..….……..………… …83
ЗАКЛЮЧЕНИЕ ……………………………………………..……………… .84
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ………………..…… . …85
Приложение А…………………………………….…………………………..86
Приложение Б…………………………………………………………………87

Содержимое работы - 1 файл

Диплом.doc

— 8.41 Мб (Скачать файл)

    Кислотные обработки терригенных коллекторов 

    Особенность СКО терригенных (песчаники, алевролиты и др.) коллекторов заключается в том, что кислота в них не формирует отдельные каналы, проникающие в пласт на различную глубину, как в карбонатных и тем более трещиноватых коллекторах.

    В данном случае кислотный раствор проникает в пласт более равномерно и контур ее проникновения близок к круговому. Однако радиус такого контура проникновения по толщине пласта будет различный в зависимости от проницаемости и пористости прослоев, которых в данном интервале может быть несколько. Если известны проницаемости, пористости, толщины и карбонатность отдельных прослоев в слоистонеоднородном пласте, то приближенно можно рассчитать глубину проникновения кислоты в пласт по прослоям при закачке данного объема раствора или наоборот, задаваясь глубинами проникновения кислоты по прослоям, можно определить необходимый объем растворов НС1.

    Другой  особенностью СКО является то, что  в карбонатных коллекторах кислота  реагирует фактически с неограниченной массой карбонатного вещества по всей глубине образующегося канала, тогда как в терригенных карбонаты составляют всего лишь несколько процентов от общего объема породы. Поэтому фронт нагнетаемого раствора растворяет эти карбонаты и нейтрализуется, а последующие порции раствора, двигаясь по порам, в которых карбонаты уже удалены, сохраняет свою первоначальную активность. Это приводит к тому, что при последующем дренировании из скважины сначала поступает концентрированный раствор НСL, а за ним нейтрализованная кислота. Соляная кислота практически взаимодействует только с карбонатными компонентами, не вступая в реакцию с основной массой породы террпгепного коллектора, состоящего из силикатных веществ (кварц) и каолинов. Эти вещества взаимодействуют с фтористоводородной кислотой (HF), называемой также плавиковой.

    Соляная кислота растворяет карбонаты в  ПЗС, что предотвращает при последующей  закачке раствора HF образование  в порах пласта осадков фтористого кальция и других фторидов, осложняющих  процесс, и сохраняет довольно большое  количество HF для растворения глин, аргиллитов, слюд и других породообразующих силикатных компонентов. Кроме того, удаление карбонатов из ПЗС позволяет сохранить на нужном уровне кислотность отреагированного раствора HF для предупреждения образования студнеобразного геля кремниевой кислоты, закупоривающего пласт.

    Для предотвращения смешивания нейтрализованной НСL со следующей за ней глинокислотой  и образования осадка количество соляной кислоты берется на 0,2 - 0,8 м3 больше расчетного для сохранения кислотности раствора.

    В пласты кислоты закачивают медленно для лучшего выщелачивания карбонатов и наибольшего растворения силикатных компонентов. Продавочной жидкостью  обычно служит пресная вода с добавками  ПАВ.

    Техника и технология кислотных обработок  скважин

    На  обустроенных нефтяных промыслах, на которых проектируются кислотные обработки скважин (СКО), как правило, сооружаются кислотные базы с соответствующими подъездными путями (включая железнодорожную ветку), насосными помещениями, лабораторией, гуммированными емкостями, складскими помещениями, душевыми и помещениями для бригады, а также при необходимости и котельными для подогрева растворов в зимнее время.

    На  скважины рабочий раствор доставляется в автоцистернах 4ЦР емкостью 9,15 или УР-20 емкостью 17 . Для перевозки концентрированных неингибированных кислот емкости должны быть гуммированы. Для перевозки ингибированных кислот достаточно покрытия этих емкостей химически стойкими эмалями. На скважинах часто используют передвижные емкости (на салазках) объемом 14 , которые в зимних условиях работы оборудуют змеевиком для обогрева растворов паром. Для перекачки кислот используются только специальные кислотоупорные центробежные насосы с подачей от 7 до 90 /ч и напора от 8 до 30м.

    Для закачки ингибированных растворов  кислоты в пласт используется, например, специальный насосный агрегат  на автомобильном шасси - "Азинмаш-30А", рисунок 2.3.1.1 с гуммированной резиной  цистерной, состоящей из двух отсеков  емкостью 2,7 и 5,3 , а также с дополнительной емкостью на прицепе с двумя отсеками по 3 каждый. Агрегат снабжен основным трехплунжерным горизонтальным насосом высокого давления 4НК500 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 (5 скоростей от 25,7 до 204 в мин-1). 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 даже ингибированного раствора кислоты необходима обязательная их промывка водой непосредственно после завершения работ. В промывочную воду желательно добавлять тринатрийфосфат в количестве 0,3 - 0,5 % для лучшей нейтрализации остатков кислоты. Схема обвязки скважины при простых кислотных обработках пли в ваннах показана на рисунке 2.3.1.2. 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 и из передвижных емкостей. При кислотных обработках используется дополнительно цементировочный агрегат ЦА-320М в качестве подпорного насоса, подающего жидкость на прием 

    

    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 присоединительных шлангов; 10 - ящик для инструментов; 11 - горловина цистерны.

    Рисунок  2.3.1.1 Насосный агрегат для кислотных  обработок Азинмаш - 30А

    силового  насоса агрегата «Азинмаш ЗОА». Кроме  того, агрегат ЦА-320М со вспомогательным  ротационным насосом низкого  давления и двумя емкостями на платформе позволяет перемешивать растворы кислоты при введении в них различных реагентов, а также при необходимости перекачки растворов из одних емкостей в другие. Ротационный насос используют также при приготовлении нефтекислотных эмульсий для закачки в поглощающие интервалы с целью расширения охвата обработкой большой толщины пласта. Для создания более высоких скоростей закачки, если подачи одного агрегата при данном давлении оказывается не достаточно, используют два и более параллельно работающих агрегатов. Устье скважины при обработке под давлением оборудуется специальной головкой, рассчитанной на высокие давления, 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 или пескоструйной перфорации.  
 
 

    

    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 2.3.1.2 Схема обвязки скважины при проведении простых кислотных обработок

    `Для  загрузки прутков магния применяются  специальные реакционные наконечники.  На рисунке 2.3.1.3 изображена конструкция  такого наконечника.

    Верхнюю трубу 3 наконечника через переводник 2 и муфту 1 соединяют с насосно-компрессорными трубами. Труба 3, являющаяся контактным стволом наконечника, заполняется стержнями магния, и именно в ней происходит реакция между магнием и прокачиваемым через трубу кислотным раствором.

    Нижняя  труба 6, в которую из верхней трубы через пластину-решетку 4 поступает кислотный раствор, нагретый за счет реакции с магнием, служит для выброса горячей кислоты на стенки скважины через ниппели 7, ввернутые на резьбе в отверстия трубы. Эти отверстия расположены попарно в шахматном порядке через каждые 0,5 м по длине трубы.

    Реакционный наконечник, в который на поверхности  загружается магний, на насосно-компрессорных  трубах спускается в скважину в интервал, выбранный для обработки. По насосно-компрессорным  трубам через наконечник прокачивается 15 %-ная соляная кислота в объеме от 70 до 100 л на загруженный магний массой 1 кг.

    Применяют реакционные наконечники двух конструкций: для зарядки магнием в виде стружки и стержней или брусков.

    Размеры, форма стержней магния и способ их укладки в пачки должны позволять кислоте обволакивать поверхность каждого из стержней. Исходя из этого, рекомендуется укладка стержней, приведенная на рисунке 2.3.1.4. Лучшим вариантом является применение круглых магниевых стержней диаметром 20, 30 и 40 мм (положения 4 и 5). Большой опыт проведения термокислотных обработок позволяет также

 
 
 
 
 

                        
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

    1 – муфта; 2 – переводник; 3- труба; 4 – пластина-решетка; 5 -  воронка-газоотбойник; 6 – нижняя труба; 7 – нипелли.

                      Рисунок 2.3.1.3.  Pеакционный наконечник

    эффективно  использовать вместо стержней магниевые  стружки, магниевые шарики, а также  магний в гранулах (0,5—2 мм). В этом случае в скважину спускают дозирующее устройство с клапаном и внутренней камерой, заполненное магниевыми шариками или гранулами.

    Раскрытие клапана и высыпание необходимого количества магниевых гранул из камеры регулируется с устья путем создания необходимых расходов нагнетаемой жидкости.

    Недостаток  реакционных наконечников заключается  в том, что при доставке их к забою и обратном извлечении затрачивается много времени на спуско-подъемные операции с трубами. Для устранения трудоемкой операции по спуску и подъему труб применяют вставной реакционный наконечник, спускаемый на штангах, отличающийся от обычного невставного уменьшенными размерами деталей.  

                        

    1 и 2 – неправильная укладка; 3, 4. 5 и 6 – правильная укладка

           Рисунок 2.3.1.4. Типы укладки стержней магния в пачки

    2.3.2 Технологический расчет термокислотной обработки

      Произведем расчет термокислотной обработки  произведенной на скважине № 313, Т-II горизонта Западного поля. Абсолютная глубина залегания кровли по I блоку минус 3112 м.

    глубина скважины = 3112 м;

    эффективная толщина пласта = 10 м;

    внутренний  диаметр эксплуатационной колонны = 0,15 м;

    диаметр НКТ = 60 мм;

    температура на забое скважины = 35 °С;

    начальный дебит нефти  = 23 т/сут;

    текущий дебит нефти Q=5 т/сут.

    Вода  в продукции отсутствует, коллектор  представлен  глинами и песчаниками (содержание карбонатов 12%), в призабойной зоне происходит отложение парафина.

    Решение: Определим количество и концентрацию соляной кислоты, необходимой для  обработки.

    В качестве химического реагента для  экзотермической реакции и повышения  температуры забоя скважины принимаем металлический магний. Для первой фазы обработки рекомендуется 15%-ный раствор соляной кислоты в количестве 0,1 на 1 кг магния, который в результате реакции его с НС1 выделяет 4520 Дж тепла.

    При первичной обработке принимаем 0,8 солянокислотного раствора на 1 м эффективной толщины пласта. В данном случае для толщины пласта в 10 м потребуется 8 соляной кислоты, из которых 4 примем для первой фазы обработки и 4 — для второй фазы.

    Определим необходимое количество металлического магния. При температуре плавления парафина Tпл = 55 С совершенно достаточно подогреть солянокислотный раствор и поверхность забоя скважины до температуры Тк = 80 °С.

    Пусть начальная температура солянокислотного раствора Тн =20 °С. Тогда необходимое  количество магния (Qм) для повышения температуры кислотного раствора объемом W=10 от 20 до 80°С можно определить по формуле: 

    ,                               (1)   

    где 6,03 = 4520/1000-0,75 — числовой коэффициент (4520 Дж— количество тепла, выделяемое 1 кг металлического магния; 0,75— теплоемкость водного раствора хлористого магния, Дж/°С- 1000 — коэффициент перевода размерности).

    Найденное количество магния вполне соответствует указанной выше практической норме—1 кг на 0,1 15%-ного солянокислотного раствора. Для принятых в первой фазе обработки 4 раствора следует взять 40 кг магния.

Информация о работе Повышение производительности скважин путем термохимической обработки на месторождении