Применение соляно-кислотной обработки призабойных зон скважин

По химическому составу подземные воды башкирских отложений хлоркальциевого типа. Общая минерализация вод колеблется от 7,5 до 258,6 г/л, плотность 1005,0–1180,0 кг/м, вязкость 1,03–1,84мПа×с. (табл. 2)

Состав газа – азотный. Газонасыщенность 0,08–0,9 м3/т. Присутствует сероводород в количестве 0,006 м3/т, объемный коэффициент – 1,0001.

Серпуховский ярус

Исследования свойств нефти серпуховского яруса в пластовых условиях проводилось по 91 пробам, отобранным из 22 скважин. Среднее значение основных параметров нефти, полученных по результатам анализов проб следующие: давление насыщения – 1,3 МПа, газосодержание – 4,72 м3/т, объемный коэффициент – 1,032, динамическая вязкость составляет 52,87 мПа×с. Плотность пластовой нефти –883,8 кг/м, сепарированной – 906,8 кг/м3, пластовая температура 23 °С. По данным анализов поверхностных проб нефти серпуховского яруса относятся к группе тяжелых нефтей – плотность в поверхностных условиях составляет917,3

кг/м3. По содержанию серы – 2,6% масс и парафина – 5% масс нефть является высокосернистой, парафинистой. Кинематическая вязкость при 200С составляет 109,4 мПа×с. Подземные воды серпуховских отложений представлены двумя типами: сульфатно-натриевыми и хлоркальциевыми (по В.А. Сулину). Сульфатные воды в основном связаны с процессами выщелачивания гипсов и ангидритов. Общая минерализация колеблется от 12,6 до 23,0 г/л, плотность 1009,6–1175,0 кг/м, вязкость 1,03–1,8 мПа×с. (табл. 4)

Также присутствует сероводород в количестве 0,008 м3/т. Состав газа – азотный. Газонасыщенность 0,09–0,12 м3/т. объемный коэффициент – 1,0003.

Из-за наличия в водах серпуховских и башкирских отложений серы и сероводорода необходимо предусмотреть защиту нефтепромыслового оборудования от коррозии.

Наиболее полные результаты исследований свойств нефти в пластовых и поверхностных условиях, физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти, физико-химические свойства пластовых вод, содержание ионов и примесей в пластовых водах представлены в таблицах 2–6, по каждому из горизонтов даны средние значения параметров, диапазон их изменения.

Общая минерализация подземных вод серпуховских и башкирских отложений изменяется в течение года от 0,7 до 258 г./л, удельный вес – с 1005,0 до 1180,0 кг/м3. Из всего вышеизложенного можно сделать вывод, что пластовые воды этих залежей неоднородны.

Свойства пластовых нефтей и газа практически не оказывают влияния на выбор марки реагента по ограничению водопритока. При выборе состава закачиваемого реагента наиболее важным является пластовая температура, минерализация (плотность) попутно извлекаемой воды.

Из-за отсутствия результатов поверхностных и пластовых проб воды отобранных на изучаемых участках, нет возможности обнаружить различие между ними

Таблица 2. Физические свойства пластовых вод 302 залежи

Таблица 3. Содержание ионов и примесей в пластовых водах 302 залежи

Таблица 4. Физические свойства пластовых вод 303 залежи

Таблица 5. Содержание ионов и примесей в пластовых водах 303 залежи

Таблица 6. Свойства пластовой нефти

1.6 Режим залежи

Энергетическое состояние залежи – главный фактор ограничивающий темпы ее разработки и полноту извлечения нефти и газа. Каждая залежь обладает запасом пластовой энергии, которая тем больше пластовое давление и размеры залежи. Пока залежь не вскрыта скважинами, нефть и газ в ней неподвижны. Запасы пластовой энергии до тех пор велики, пока не произойдет сообщение пласта со скважиной. Поэтому для характеристики преобладающей в процессе разработки

формы пластовой энергии введено понятие режима работы залежи. Для нефтяных месторождений принято выделять водонапорный, упругий, газонапорный, растворенного газа и гравитационный режимы.

Ромашкинское месторождение работает на водонапорном режиме. Водонапорный режим предполагает возникновение таких условий в залежи, когда нефть находится под постоянным воздействием контурных вод, в свою очередь имеющих постоянный источник питания. При этом происходит непрерывное замещение переместившегося в скважине объема нефти таким же объемом воды.

При учете объемов поступающей в пласт воды, можно добиться такого режима работы залежи, при котором скважины будут работать фонтанным способом в длительное время.

Учитывая, что характеристика нефтяных пластов, на которые воздействует вода неоднородно, то может возникнуть неравномерный характер продвижения воды и нефти на отдельных участках и нарушение режима работы залежи. В частности, величина давления ниже давления насыщения (предельная величина давления, при котором весь газ растворен в жидкости) и начнется интенсивное выделение газа в пласт. Это в свою очередь приведет к изменению режима работы залежи. Условиями, благоприятствующими осуществлению водонапорного режима является: а) хорошая сообщаемость нефтяной залежи с водяным резервуаром; б) небольшая вязкость нефти; в) однородность пласта по проницаемости; г) соответствие темпов отбора нефти и продвижения воды. Естественный водонапорный режим обеспечивает разработку месторождения медленными темпами и требует значительного притока подстилающих вод. Кроме того, он трудно регулируем. Наиболее эффективный искусственный водонапорный режим, разработанной заранее схеме и контролируя ее объемы, удается более эффективно вести разработку месторождения.

1.7 Конструкция скважин

На залежи применяется следующая схема бурения:

– под направление скважина бурится на воде;

– под кондуктор бурится турбобуром на воде;

– под эксплуатационную колонну из-под кондуктора до глубины 900 – 1000 м бурится турбобуром на воде;

– с глубины 900 – 1000 м до перехода на глинистый раствор бурится винтовым забойным двигателем на воде;

– дальнейшее бурение до проектной глубины ведется ротором на глинистом растворе.

Все скважины имеют одноколонную конструкцию. Направление диаметром 324 мм с толщиной стенки 9 – 10 мм. Спускается на глубину от 30 до 40 м… Кондуктор диаметром 245 мм с толщиной стенки 8 – 10 мм, спускается на глубину от 165 до 320 м. Эксплуатационная колонна диаметром 146 и 168 мм спускается на глубину от 1669 до 1838 м.

Для обеспечения нормальных условий бурения, закачивания и эксплуатации скважин, а также защиты обсадных колонн от наружной коррозии, выполнения требований охраны недр, тампонажный раствор поднимается до устья, а за эксплуатационной колонной – как минимум с перекрытием башмака кондуктора.

Наиболее частое осложнение, встречающееся при бурении скважин, заключается в полной или частичной потере циркуляции из-за имеющих место зон поглощения в вышележащих пластах. Кроме того, имеют место участки с высоким пластовым давлением выше и нижележащих пластов, что может привести к нефтепроявлению, выбросу или открытому фонтану.

2. Технико-технологический раздел

2.1 Факторы, ухудшающие коллекторские свойства пласта и действие различных соединений при соляно – кислотной обработке

Основная причина низкой продуктивности скважин наряду с плохой естественной проницаемостью пласта и некачественной перфорацией – снижение проницаемости призабойной зоны пласта.

Призабойной зоной пласта называется область пласта вокруг ствола скважины, подверженная наиболее интенсивному воздействию различных процессов, сопровождающих строительство скважины и ее последующую среду и нарушающих первоначальное равновесное механическое и физико-химическое состояние пласта.

Само бурение вносит изменение в распределение внутренних напряжений в окружающей забой породе. Снижение продуктивности скважин при бурение происходит также в результате проникновения раствора или его фильтрата в призабойную зону пласта. При взаимодействии фильтрата с пластовой минерализованной водой может происходить образование нерастворимых солей и выпадение их в осадок, набухание глинистого цемента и закупоривание стойких эмульсий, и снижение фазовой проницаемости скважин. Может быть и не качественная перфорация вследствие применения маломощных перфораторов, особенно в глубоких скважин, где эмульсия взрыва зарядов поглощается энергией больших гидростатических давлений.

Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит при эксплуатации скважин, сопровождающейся нарушением термобарического равновесия в пластовой системе и выделением из нефти свободного газа, парафина и асфальто-смолистых веществ, закупоривающих паровое пространство коллектора.

Интенсивное загрязнение призабойной зоны пласта отмечается и в результате проникновения рабочих жидкостей при проведении в скважинах различных ремонтных работ. Приемистость нагнетательных скважин ухудшается вследствие закупорки порового пространства нефтепродуктами, содержащимися в закачиваемой воде. В результате проникновения подобных процессов возрастают сопротивление фильтрации жидкости и газа, снижаются дебиты скважин и возникает необходимость в искусственном воздействии на призабойную зону пласта с целью повышения продуктивности скважин и улучшения их гидродинамической связи с пластом.

Известняк и доломит растворяются в соляной кислоте: хлористый кальций, хлористый магний, соли – хорошо растворимые в воде носители кислоты, и легко удаляются из пласта. Углекислый газ также легко удаляется из скважин, а при давлении свыше 7,6 МПа растворяются в той же воде. Оптимальная концентрация соляной кислоты в растворе принимается равной 10–16%. Применения кислоты с низкой концентрацией (менее 10%) вызывает необходимость наливать в пласт большое наличие воды, в результате чего может осложниться процесс освоения скважин после кислотной обработки.

Применение кислоты с высокой концентрацией (более16%) также нежелательно, это приводит к образованию в пористой среде насыщенных высоковязких растворов хлористого кальция и хлористого магния, трудно извлекаемых из пласта. Кроме того, с увеличением концентрации кислоты возрастает также коррозионная активность, эмульгирующая способность, вероятность выпадения солей в осадок при контакте кислоты с пластовой водой, а также в результате растворения гипса. Наиболее пригодным для обработок является 8–15%-ный раствор соляной кислоты, в котором на 100 весовых частей водного раствора приходится от 8 до 15 частей чистой соляной кислоты. Количество кислоты для обработки скважин выбирают в зависимости от мощности пласта, от химического состава породы, физических свойств пласта (пористость, проницаемость), числа предыдущих обработок. В среднем берут от 0,4 до 1,5 м раствора кислоты на 1 м обрабатываемого интервала. Наименьшие объёмы раствора кислоты 0,4–0,6 м на 1 м мощности пласта применяют для скважин малопроницаемыми коллекторами и с малыми начальными дебитами. Малый объём кислотного раствора для скважин с такими коллекторами может быть частично компенсирован применением повышенной концентрации раствора. Для скважин с более высокой проницаемостью пород, со среднем пластовым давлением для первичной обработки назначают несколько большие объёмы кислотного раствора в пределах 0,8–1,0 м на 1 м мощности обрабатываемого интервала. Наконец, для скважин с высокими начальными дебитами, с породами большой проницаемости принимают объем кислотного раствора 1,0–1,5 м на 1 м мощности пласта. При повторных обработках во всех случаях увеличивают объём кислотного раствора на 20–40% по сравнению с предыдущей обработкой.

2.2 Выбор кислотных обработок для различных коллекторов

Соляно кислотная обработка может применяться вскважинах, эксплуатирующая карбонатные, трещиннопоровые пласты любой толщины. Объектами обработок могут быть некачественно освоенные (после бурения или капитального ремонта) скважины и скважины, существенно снизившие дебит в процессе эксплуатации. Обработки назначаются по определению текущего и конвенциального коэффициентов продуктивности. Для проведения соляной обработки нагнетательных скважин следует выбирать скважины, которые должны удовлетворять следующим требованиям:

1.    Приемистость скважины более 500 м3/сутки и со временем снижения до 100 м3/сутки и ниже;

2.    скважина должна изливать;

3.    устьевая арматура и эксплутационная колонна должны быть герметичными.

2.3 Выбор скважин для СКО

Солянокислотная обработка может применяться в скважинах, эксплуатирующих карбонатные, трещинно-поровые пласты любой толщины. Объектами обработок могут быть некачественно освоенные (после бурения или капитального ремонта) скважины и скважины, существенно снизившие дебит в процессе эксплуатации. Обработки назначаются по определению текущего и потенциального коэффициентов продуктивности.

Страницы: 1, 2, 3, 4