4. Краткую характеристику применяемого оборудования и ловильного инструмента при переходе на другие горизонты и приобщение пластов

Переход на другие горизонты и приобщение пластов (КР-4) включает в себя:

• КР4-1-Переход на другие горизонты. Осуществляют для выполнения заданного объема работ и получения дополнительного нефтепритока.

• КР4-2 -Приобщение пластов производится для получения притока из нового интервала и увеличения дебита нефти

Технология проведения КР-4

• Геофизическими исследованиями оцениваются нефтеводонасыщенность продуктивных горизонтов и состояние цементного кольца между ними и соседними водоносными пластами.

• Производится отключение нижнего перфорированного горизонта и вскрытие перфорацией верхнего продуктивного горизонта или наоборот.

• Для перехода на верхний горизонт, находящийся на удалении 50—100 м и более от нижнего, устанавливают цементный мост над нижним горизонтом. При этом может использоваться предварительная установка разбуриваемого пакера.

• Для перехода на нижний горизонт, находящийся на значительном удалении от верхнего, проводят ремонтные работы по технологии отключения верхнего пласта.

• Ремонтные работы по переходу на верхний горизонт, находящийся в непосредственной близости от нижнего, проводят по технологии отключения нижних пластов тампонированием под давлением, установку цементного моста, а также установку разбуриваемых пакеров самостоятельно или в сочетании с цементным мостом.

• Метод тампонирования применяют как при герметичном цементном кольце, так и в случае негерметичности цементного кольца, но при планируемой депрессии на продуктивный горизонт после ремонта более 5 МПа.

• Цементный мост устанавливают при герметичном цементном кольце и высоком статическом уровне в скважине

• Засыпку песком применяют при герметичном цементном кольце, низком статическом уровне в скважине, депрессии, после ремонта на продуктивный горизонт до 5 МПа и небольшой глубине искусственного забоя (10—20 м ниже отключаемого горизонта).

• Установку разбуриваемых пакеров применяют при герметичном цементном кольце, низком статическом уровне, планируемой депрессии на пласт после ремонта до 5 Мпа.

• Установку металлических пластырей применяют в условиях герметичного цементного кольца между горизонтами и отсутствия признаков разрушения цементного кольца в интервале перфорации отключаемого горизонта.

• Сочетание методов тампонирования под давлением и установки металлических пластырей применяют в случаях, когда не удается добиться полной герметичности отключаемого горизонта.

• При отключении верхних горизонтов с целью перехода на нижние используют тампонажные материалы в зависимости от геологической характеристики пласта.

5. Расчет потребного количества реагентов для ско

Исходные данные для расчета по скважине

1. Вскрытая эффективная мощность карбонатного пласта h= 5,5м;

2. Ниже вскрытого пласта имеется зумпф глубиной Нз= 8,5м;

3. Внутренний диаметр скважины D= 0,122м;

4. Концентрация солянокислотного раствора x= 8,5%;

5. Исходная концентрация товарной соляной кислоты z= 24,5%;

6.Содержание в соляной кислоте солей железа f = 0,51%;

7.Исходная концентрация уксусной кислоты c_ук= 46%.

Проектирование солянокислотной обработки сводится к выбору концентрации кислотного раствора, устанавливаемой эксперимен­тально, а также к расчету необходимого количества товарной кислоты и химических реагентов. Норма расхода кислотного раствора v_р состав­ляет 1—1,2 м³ на один метр обрабатываемой толщины пласта. Отсюда находим.

1. Общий объем солянокислотного раствора по формуле:

Q = V·h =1,2·5=6,6м (1)

V - средняя норма расхода раствора соляной кислоты на 1 м интервала обработки, принимаемая равной 1,2 м³;

h - вскрытая эффективная мощность карбонатного пласта, м.

2. Количество концентрированной товарной соляной кислоты солянокислотного раствора определяется по формуле:

Q_к = Q*x (5,09 x + 999) / [z (5,09 z + 999)] (2)

Q_к =6,6*8,5·(5,09·8,5+999)/[24,5·(5,09·24,5+999)]=2,12

z - концентрация товарной кислоты, %;

Q - общий объем солянокислотного раствора, м³.

3. В качестве стабилизатора против выпадения из солянокислотного раствора содержащихся в нем солей железа добавляем уксусную кислоту, количество которой определяется по формуле:

_ук = = =0,187 (3)

где - концентрация уксусной кислоты, %

4. b - процент добавки уксусной кислоты к объему раствора, доли единиц, который определяется по формуле:

b=f + 0,8 =0,51+0,8=1,31 (4)

где f - содержание в соляной кислоте солей железа, %

В товарной соляной кислоте второго сорта содержится примесь серной кислоты до 0,6% - параметр а (в пересчете на SO₃), которая после реакции ее с углекислым кальцием образует гипс, выпадающий в виде кристаллов, закупоривающих поры карбонатного пласта.

5.Против выпадения гипса добавляем к соляной кислоте хлористый барий, количество которого определяется по формуле:

(5)

=0,007

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

- объем солянокислотного раствора, м³;

а - объемная доля серной кислоты в товарной соляной кислоте, %; (а=0,6%)

х - концентрация солянокислотного раствора, %;

z - концентрация товарной соляной кислоты, %;

0,02 - допустимая объемная доля серной кислоты в растворе, когда после реакции ее с карбонатными породами соли не выпадают в осадок;

ρ_хб - плотность раствора хлористого бария, кг/м³ (ρ_хб=4000 кг/м³).

6. Необходимый объём ингибитора коррозии определяется по формуле:

Q_и=b_иQ/c_и, = 0,2·6,6/100=0,013 (6)

где b_и— норма добавки ингибитора, %. (b_и=0,2%)

Если в качестве ингибитора используют реагент В-2, то b_и= 0,2 %; c_и— объемная доля товарного ингибитора, % (c_и = 100 %)

7. Необходимый объём интенсификатора для понижения поверхностного натяжения ПАВ:

Q_ин=b_инQ/c_ин =0,3·6,6/100=0,02 (7)

где b_ин— норма добавки интенсификатора, %.

Если в качестве интенсификатора используют Марвелан-К, то b_ин = 0,3 %, c_ин— объемная доля товарного интенсификатора, % (c_ин = 100 %)

8. Для изоляции зумпфа при обработке применяется раствор хлористого кальция (бланкет). Объем закачиваемого бланкета определяется по формуле:

Q_бл=0,785·D²·H_з = 0,785·0,122²·8,5=0,1 (8)

D- внутренний диаметр скважины, м;

Н_з - глубина зумпфа, м.

9. Суммарный объем всех добавок к солянокислотному раствору (стабилизатор, хлористый барий, ингибитор, интенсификатор, бланкет), м³.

(9)

ΣQ=0,187+0,007+0,013+0,02+0,1=0,327

10.Количество воды для приготовления принятого объема солянокислотного раствора определяется по формуле:

=6,6-2,12-0,327=4,153 (10)

- объем солянокислотного раствора, м³

- объем концентрированной товарной соляной кислоты, м³

- суммарный объем всех добавок к солянокислотному раствору (уксусная кислота, хлористый барий), м³.

Кислотный раствор приготавливают в следующем порядке: наливают в емкость воду, добавляют к воде расчетные объемы ингибитора Qи , уксусной кислоты Q_ук , а затем расчетное количество товарной соляной кислоты, тщательно перемешивая. Затем добавляют хлористый барий, бланкет и интенсификатор. Перемешивают раствор и оставляют для реакции и осветления.

Затем проверяют ареометром полученную концентрацию раствора соляной кислоты и, если она не соответствует заданной, добавляем к раствору воду или концентрированную соляную кислоту

В результате расчета для приготовления солянокислотного раствора рекомендуем следующие объемы компонентов, которые представлены в таблице 1.

Название компонента	Единица измерения	Объем компонента
Вода	м3	4,153
Концентрированная соляная кислота	м3	2,12
Концентрированная уксусная кислота	м3	1,187
Хлористый барий	м3	0,007
Ингибитор коррозии (реагент В-2)	м3	0,013
Интенсификатор марвелан-К	м3	0,02
Хлористый кальций (бланкет)	м3	0,1
Общий объем раствора	м3	6,6

Выводы

Верхозимское месторождение открыто в 1954 году. Залежи нефти установлены в пластах Б₀ тульского и Б₁, Б₂ бобриковского горизонтов.

Всего по месторождению пористость определялась на 107 образцах, проницаемость на 41 образце керна.

По результатам проведенных исследований и расчетов проб нефти плотность пластовой нефти составила 923 кг/м³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре равно 4,21 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти - 8,96 м³/т, динамическая вязкость пластовой нефти - 151,1 мПа*с.

На 01.01.2010 г. фонд добывающих скважин состоит из 37 скважин, из них действующих – 35. На месторождении 24 скважин оборудованы ШВН, 3 скважины - ШГН, 8 скважины – ЭЦН. Большая часть скважины, оборудованные ЭЦН, эксплуатируют пласт Б_1.

В период 2010-2011 гг. было проведено 27 мероприятий по оптимизации режимов работы насосного оборудования.

В 2011 году на Верхозимском месторождении проведено 3 перестрела продуктивных интервалов, одна соляно-кислотная обработка призабойной зоны с целью интенсификации притока жидкости в скважинах.

В курсовой работе приведена характеристика основных видов подземного ремонта скважин, а так же приведено описание процесса перехода на другой горизонт и приобщение пластов.

Был проведен расчет потребного количества реагентов для проведения соляно-кислотной обработки.

Библиографический список

1. Дополнение к технологической схеме разработки Верхозимского нефтяного месторождения Пензенской области.

2. Авторский надзор за разработкой Верхозимского и Комаровского месторождений ОАО НГДУ «Пензанефть».

3. Мищенко И. Т. Скважинная добыча нефти. М:РГУ нефти и газа, 2003г.

4. Андреев В.В., Уразаков К.Р., Далимов В.Ю. и др. Справочник по добыче нефти. М: ООО Недра-Бизнесцентр, 2000г.

5. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. /Под ред. Ш.К. Гиматудинова/. М: Недра, 1983г.

6. Муравьев М.Н. Спутник нефтяника. М: Недра, 1977г.

7. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений. /Под ред. Ш.К. Гиматудинова/. М: Недра, 1978г.

8. Муравьев В.М. Основы нефтяного и газового дела. М.: Недра, 1967.

3