Химические методы воздействия на ПЗП в условиях Быстринского Месторождени

Авторы: Курдюков Михаил Алексеевич, Макаров Кирилл Владимирович
Должность: студент
Учебное заведение: ТИУ
Населённый пункт: г.Тюмень
Наименование материала: Капитальный ремонт скважин
Тема: Химические методы воздействия на ПЗП в условиях Быстринского Месторождени
Раздел: высшее образование

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСТЕТ»

ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ И НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ

КАФЕДРА «БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

на тему:

«Химические методы воздействия на ПЗП в условиях

Быстринского Месторождени»

по дисциплине:

Капитальный ремонт скважин

30-1002.КРС.КП.21.03.01.047.2020.ПЗ

Руководитель проекта

Выполнил ст. гр. ВСмз-18-1

Доцент к.т.н.

Шлеин Г.А.

Курдюков М.А.

Тюмень, 2020 г.

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт геологии и нефтегазодобычи

Кафедра «Бурение нефтяных и газовых скважин»

К У Р С О В О Й П Р О Е К Т

по дисциплине «Капитальный ремонт скважин»

Задание

Группа ВСмз – 18 – 1

Обучающийся:

Курдюков Михаил Алексеевич

Дата выдачи________________

Срок предоставления: ______________________

Тема: Химические методы воздействия на ПЗП в условиях Быстринского Месторождени.

СОСТАВ ПОЯСНИТЕЛЬНОЙ ЗАПИСКИ:

Титульный лист

Задание

Содержание

Введение

1. Общие сведения о районе работ.

2. Инженерно-геологическая характеристика разреза месторождени.

2.1. Тектоника.

2.2. Характеристика продуктивныхгоризонтов.

2.3. Состояние разаработки месторождения.

3. Технико –технологический раздел.

3.1. Краткая технико-эксплуатационная характеристика скважин принятого пласта.

3.2. Обоснование целесобразности кислотной обработки скважин.

3.3. Выбор и обоснование концетрации соляной кислоты, расчет крличества.

3.4. Элементы механизации работ и контроля.

3.5. Составление краткой инструкции по обработке скважин соляной кислотой.

4. Охрана труда и противопожарные мероприятия.

4.1. Основные мероприятия по ТБ и противопожарные мероприятия по подготовке реагентов и

проведения процесса обработки скважин.

5. Охрана недр и окружающей среды.

5.1. Охрана недр при воздействии на ПЗП

5.2. Мероприятия по охране окружающей среды.

Выполнил: студент гр. ВСмз-18-1 _____________

/Курдюков М.А./

Проверил: Доцент к.т.н. ________________ /Шлеин Г.А./

С О Д Е Р Ж А Н И Е

ВВЕДЕНИЕ..............................................................................................................3

Общие сведения о районе работ............................................................................5

Инженерно-геологическая характеристика разреза месторождени...................6

Тектоника.................................................................................................................6

Характеристика продуктивных горизонтов..........................................................7

Состояние разработки месторождения.................................................................8

Технико –технологический раздел......................................................................14

Краткая технико-эксплуатационная характеристика скважин принятого

пласта......................................................................................................................14

Обоснование целесообразности кислотной обработки скважин......................15

Выбор и обоснование концентрации соляной кислоты, расчет количества...18

Элементы механизации работ и контроля..........................................................21

Составление краткой инструкции по обработке скважин соляной кислотой. 22

Охрана труда и противопожарные мероприятия...............................................24

Основные мероприятия по ТБ и противопожарные мероприятия по

подготовке реагентов и проведения процесса обработки скважин..................24

Охрана недр и окружающей среды......................................................................26

Охрана недр при воздействии на ПЗП................................................................26

Мероприятия по охране окружающей среды.....................................................27

Заключение ………………………………………………………………………30

Список литературы...............................................................................................31

ВВЕДЕНИЕ

Значение нефти и газа в народном хозяйстве страны возрастали с

каждым годом. Нефть и газ не только наиболее дешевые виды топливо, но и

важнейшее сырье для получения многих ценных химических продуктов. Ни

одна отрасль народного хозяйства не может успешно функционировать без

использования газа и продуктов нефтегазопереработки. Именно поэтому

основной задачей нефтяных компаний на сегодняшний день является

наращивание добычи нефти и газа.

Основные

направления

экономического

социального

развития

страны предусматривают ускоренное развитие газовой промышленности,

обеспечение

стабильновысокого

уровня

добычи

нефти,

эффективное

использование нефти и газа в топливном направлении и как сырья для

нефтехимических производств, роста ресурсов моторных топлив за счет

увеличения качества переработки нефти, а также путем

широкого и

сжиженного природного газа, и оптимального сочетания различных способов

транспортировки в европейскую часть страны большого количества газа и

нефти из восточных районов, а главным образом из Западной Сибири, где

происходит в настоящее время основной прирост добычи нефти и газа.

Западная Сибирь – один из крупнейших в мире нефтегазовых районов,

на ее территории открыто более 500 месторождений нефти и газа с запасами

свыше 200 млрд. тонн углеводородов. Более чем за 30 лет эксплуатации

около 200 месторождений добыто более 7 миллиардов тонн нефти.

Прогнозные запасы оцениваются в 35 миллиардов тонн.

Одним

из

крупнейших

нефтегазодобываю0щих

предприятий

западной Сибири и в России, является Открытое Акционерное Общество

«Сургутнефтегаз». Объем добычи нефти которого за 200 год составил

30099,9 тыс. тонн, а объем производства газа – 8321,3 млн.м

ОАО

«Сургутнефтегаз»

входят

нефтяных

газовых

месторождений и среди них «Быстринское» месторождение, которое

является крупнейшим нефтегазонасосным месторождением. По подсчетам в

нем находится 84 млн. тонн запасов нефти, 35 млрд. м

свободного газа,

104,4 млн.м

попутного газа.

Быстринское месторождение открыто в 1964 году первой поисковой

скважиной № 170, введено в разработку в 1974 году. С начала разработки на

месторождении отобрано 95830,3 тыс. тонн нефти, что составляет 65,6% от

начально-извлекаемых запасов.

В связи с увеличением

доли трудноизвлекаемых запасов нефти,

сосредоточенных главным образом в низко проницаемых коллекторах,

актуальнейшей становится задача максимальной реализации добывных

возможностей

пласта.

Это

обеспечивается

надежным

контролем

управлением

эксплуатационными

качествами,

т.

е.

фильтрационными

характеристиками призабойной зоной пласта, т. к. они главным образом

определяют продуктивность скважины. В настоящей инструкции изложены

вопросы, связанные с подготовкой и проведением экспериментально-

промысловых работ по технологии интенсификации добычи нефти из

низкопроницаемых коллекторов. Технология заключается в комплексной

обработке призабойной зоны пласта скважины, сочетающей управляемые

циклические депрессионные и физико-химические воздействия, глубина ип

степень которых позволяют достичь необходимой гидродинамической

сообщаемости скважины с пластом.

Большую роль в увеличении промышленных ресурсов нефти

играет применение кислотных обработок. Отличные результаты, полученные

результате

применения

этого

способа

стимулирования

скважин,

обусловили настолько быстрое его распространение, что в настоящее время

кислотная обработка рассматривается как один из стандартных методов

закачивания и ремонта скважин.

Для кислотной обработки чаще всего используется соляная кислота

вследствие ее сравнительной дешевизны, а также

потому, что она не

оставляет нерастворимых продуктов реакции.

При провидении капитальных ремонтов и химических воздействий на

призабойную зону пласта нагнитательных скважин приводит к

дополнительной и восстановительной закачки воды.

Нефтяных скважин – к дополнительной и восстановительной добычи

нефти.

Изм

Лист

Разраб.

Пров.

Шлеин Г.А.

Курдюков М.А.,

№ докум.

Дата

Подп.

Листов

Лист

Лит.

ТИУ, ИГиН,

Всм-18-1

Характеристика

месторождения

30-1002.КРС.КП.047.2020.ПЗ

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ РАБОТ

Быстринское газонефтяное месторождение расположено почти в

центральной части Западной Сибири, в среднем течении Юганской Оби.

Административно

оно

входит

состав

Сургутского

района

Ханты-

Мансийского национального округа.

Район заселен очень слабо. Населенные пункты расположены вдоль

реки Обь и реки Пим. Непосредственно на площади работ населенные

пункты отсутствуют.

Ближайшими населенными пунктами являются

г.Сургут, село Пилюгино, село Тундрино, село Пим.

Гидрографическая сеть представлена рекой Обь и правыми ее

притоками реки Вынга, реки Минчимка, реки Быстрый.

В пределах площади очень много озер.

Главным препятствием при передвижении по площади являются

непроходимые болота, которые промерзают лишь к январю месяцу.

Сообщения

между

населенными

пунктами

летнее

время

осуществляется

по

рекам

Обь

Юганская

Обь,

также

по

их

многочисленным притокам. В зимнее время сообщение между населенными

пунктами поддерживается, главным образом, гужевым транспортом по

зимникам. Существует регулярная авиасвязь.

Район представляет собой слабо пересеченную равнину. Абсолютные

отметки рельефа местности изменяются от + 35 до +80 м. Болота занимают

большую часть исследуемой площади. Лесные массивы встречаются только

по берегам рек. Грунтовые воды залегают на глубине от 4-х до 10 метров.

Толщина торфяного слоя доходит до 5 метров. Толщина расширительного

покрова колеблется в пределах от 0,3 до 0,4 метров.

Климат района резко континентальный. Лето короткое, но теплое. Зима

суровая с морозами до -50



С, с сильными снегопадами и ветрами. Глубина

снегового покрова достигает 1,5-2 метра. Количество морозных дней за

зимний период с температурой ниже - 25



С достигает 40 дней. Ледостав на

реках и озерах обычно начинается в конце октября, ледоход в середине мая.

Быстринское месторождение находится в окружении Яун-Лорского,

Вачимского,

Лянторского,

Солкинского,

Западно-Сургутского

месторождений.

30-1002.КРС.КП.047.2020.ПЗ

Лист

ИНЖЕНЕРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ

ХАРАКТЕРИСТИКА

РАЗРЕЗА МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ПЛОЩАДИ, УЧАСТКА)

2.1 Тектоника

Быстринское месторождение в тектоническом отношении представляет

собой антиклинальную структуру III

порядка, расположенную в пределах

Чернореченского куполовидного поднятия – структуры II порядка, которая в

свою очередь осложняет Сургутский свод – положительную структуру I

порядка,

находящуюся

пределах

Западно-Сибирской

платформы

эпигерцинского возраста. Мощные толщи осадочных пород и их погружение от

бортов к центру депрессии отражают преобладание в истории развития плиты

процессов устойчивого длительного опускания. Современный структурный

план по подошве платформенного

чехла и по большей части разреза

мезозойских отложений – результат этого однонаправленного процесса.

Поэтому, как региональные впадины и поднятия, так и тектонические элементы

низших порядков в большинстве случаев имели длительное развитие. Об этом

свидетельствует сопоставление структурных схем по поверхности фундамента

и вышележащим горизонтам.

Сургутский свод, площадь которого превышает 30 тыс. км

– одно из 22

поднятий первого порядка, выделяемых в пределах внутренней области

Западно-Сибирской

платформы. Он осложнен целым рядом структур II

порядка, к числу которых относится и Чернореченское куполовидное поднятие,

в пределах которого установлено 10 локальных структур III порядка, среди них

находится и Быстринско-Выгинская структура. Преобладающим простиранием

структур III порядка является северо-западное и северо-восточное. Наиболее

четко они выражены по подошве мезо-кайнозойских отложений и, как правило,

находят свое отражение по вышележащим горизонтам, при этом амплитуды

поднятий и углы наклона крыльев вверх по разрезу закономерно уменьшаются.

Быстринская структура расположена в непосредственной близости от

Западно-Сургутской (в 12 км. к северо-западу) и представляет собой юго-

западное окончание более крупной Минчимкинской структуры. Размеры ее до

20 км – по длинной оси, 9 км – по короткой оси. Структура чрезвычайно

пологая, типично платформенная брахиантиклиналь, субмеридионального

простирания. Свод структуры довольно широкий и пологий. Углы падения в

своде 20

- 30

. На крыльях и переклиналиях углы падения увеличиваются до 1



- 1,5



. Структура асимметрична: западное крыло несколько круче, чем

восточное. Амплитуда поднятия в среднем равна 65 м и остается примерно

постоянной на всех построенных структурных картах. Структурные планы по

всем

продуктивным

пластам

почти

полностью

совпадают,

некоторое

несоответствие вполне объяснимо тем, что карты построены по кровле и

подошве продуктивных песчаников, которые часто замещаются и не могут

служить реперами для построения структурных поверхностей.

30-1002.КРС.КП.047.2020.ПЗ

Лист

В тектоническом отношении Быстринское месторождение приурочено к

Быстринско-Вынгинской и Южно-Минчимкинской структурам, западной части

Чернореченского куполовидного поднятия Сургутского свода, находящегося в

пределах

Западно-Сибирской

платформы

эпигерцинского

возраста.

Это

пологие

структуры,

брахиантиклинами

платформенного

типа,

субмеридиального простирания.

2.2 Характеристика продуктивных горизонтов

Промышленные запасы Быстринского месторождения приурочены к

продуктивным пластам АС-7, АС-8, АС-9, БС-1, БС-2, БС-16-17, БС-18-20, ЮС-

2. Данные пласты представлены песчаниками, алевролитами с прослоями глин,

плотными известковыми песчаниками.

Для

месторождений,

разрабатываемых

НГДУ

«Быстринскнефть»

характерны пористые коллекторы. Основной показатель характеризующий

пористый коллектор – пористость.

Самая высокая пористость приурочена к пластам АС-9, АС-7, БС-1, АС-8,

БС-2, менее пористыми являются пласты БС-16, БС-17 и самый малый

коэффициент пористости у пласта ЮС-2.

Также важнейшим показателем коллекторных свойств пласта является

проницаемость. Наибольшей проницаемостью обладают пласты БС-1, АС-7,

БС-2, менее проницаемы пласты АС-8, БС-16, АС-9, БС-17 и малопроницаемый

пласт ЮС-2.

На классы нефти подразделяются по содержанию в них серы (таблица1).

Таблица 1 – Классы нефти по содержанию серы

Класс

III

Нефть

Малосернистая

Сернистая

Высокосернистая

Массовое

содержание

серы,%

Не более 0,5

0,51-2

Более 2

По выходу светлых фракций, перегоняющихся до 350



С, нефти делятся

на три типа (таблица 2).

30-1002.КРС.КП.047.2020.ПЗ

Лист

Таблица 2 – Деление нефти по выходу светлых фракций

Тип

Первый

Второй

Третий

Массовый выход

светлых

фракций, %

Более 45

30-45

Менее 30

По содержанию парафина нефти разделяют на три вида (Таблица 3).

Таблица 3 – Классификация нефти по содержанию парафина

Вид

Малопарафиновые

парафиновы

высокопарафиновые

Массовое

содержание

парафина,%

Не более 1,5

1,5-6

Более 6

В нефтепромысловой практике при классификации нефти учитывается

еще один показатель – содержание смол (Таблица 4).

Таблица 4 – Классификация нефти

Нефть

Малосмолистая

Смолистая

Высокосмолистая

Массовое

содержание

смол,%

Менее 18

18-35

Более 35

Природные углеводородные газы представляют собой смесь предельных

углеводородов (УВ) типа СпН2п+2. Основным компонентом является метан.

Содержание его в пластах АС-7, АС-8, АС-9, БС-1, БС-2 более высокое, чем в

пластах БС-16, БС-17, ЮС-2. По содержанию других компонентов, например

азота, пласты БС-16, БС-17, ЮС-2, БС-2, БС-1 более азотосодержащие, чем

пласты АС-7, АС-8, АС-9.

Пластовые воды – хлоркальциевого типа. Коллекторные и физико-

химические свойства нефти, газа, воды в приложении 1.

2.3 Состояние разработки месторождения

В 1999 году в разработке находилось 5 месторождений:

Газонефтяные – Быстринское, Вачимское, Комарьинское.

Нефтяные – Соскинское и Западно-Солкинское.

По состоянию на 01.01.2000г. фонд скважин по НГДУ составил 4411, в

том числе:

30-1002.КРС.КП.047.2020.ПЗ

Лист

Эксплуатационный фонд добывающих

2900

Нагнетательных 939

Контрольный и пьезометрический фонд 106

Консервация

142

Ликвидированные и в ожидании ликвидации 254

Газовые

Водозаборные

Поглощающие

В 1999 году НГДУ «Быстринскнефть» было добыто 6378 тыс.т нефти, что

на 80 тыс.т больше, чем в 1998 году.

Таким образом, уже в течение пяти лет после резкого падения добычи за

счет

истощения

запасов

наиболее

продуктивных

пластов

БС1

БС2

Быстринского и Солкинского месторождений, в целом по НГДУ достигнута

стабилизация добычи нефти на уровне около 6300 тыс.т в год.

Это было обеспечено за счет основных факторов:

Бурение и ввод в эксплуатацию новых скважин на «свежие» запасы

пласта АС9 Вачимского месторождения и резервных уплотняющих скважин

пласта БС 2 Быстринского месторождения.

Проведение ГТМ на старом фонде скважин, включая ранее

пробуренные скважины Вачимского месторождения.

К настоящему времени резервы наращивания добычи нефти за счет

бурения

практически

исчерпаны,

объемы

буровых

работ

ежегодно

сокращаются (табл.4.2.).

На диаметре 4.2 представлена выработка запасов по месторождениям

НГДУ «Быстринскнефть»

Показатели разработки месторождений приведены в таблицах 4.3-4.8.

Месторождение введено в разработку в 1974 году и с 1982 по 1990 год

находилось в стадии стабилизации уровня добычи. С 1991 года начинается

снижение добычи нефти.

В эксплуатации на Быстринском месторождении находятся 6 объектов:

АС-7 – эксплуатация нефтяной оторочки;

АС-8 – газонефтяная залежь, разрабатывается в пределах водонефтяной и

нефтегазовой части залежи;

АС-9 – газонефтяная залежь с площадной девятиточечной системой

разработки;

БС-1 и БС-2 – высокопроницаемые нефтенасыщенные

залежи с

совместной эксплуатацией пластов в добывающих скважинах и раздельной

закачкой, система разработки блоковая трехрябная;

БС-16-17 и БС-18-20 – низкопроницаемые нефтенасыщенные залежи с

совместной эксплуатацией пластов и раздельной закачкой, система разработки

площадная девятиточечная;

ЮС-2 – низкопроницаемая нефтенасыщенная

залежь с площадной

девятиточечной системой размещения скважин по сетке 400х400 м.

30-1002.КРС.КП.047.2020.ПЗ

Лист

В таблицах 4.3, 4.4 и на рисунке 4.3 приведены сведения о выработке

запасов нефти по пластам. Наиболее выработаны (99.5 % и 98,6 %) и обводнены

(92,8% и 88,7% соответственно) пласты БС1 и БС2. Текущие извлекаемые

запасы (ТИЗ) по ним в сумме составляют 674.6 т.т при годовой добычи

месторождения.

Наибольшие ТИЗ сосредоточены в залежи пласта АС8 – 24230.2 тыс.т

или 52% всех ТИЗ Быстринского месторождения. В 1999 году из этого пласта

добыто 1283.2 тыс.т нефти или 36 .0 % всей добычи месторождения.

Таким

образом,

последние

годы

уровень

добычи

нефти

по

месторождению определялся, главным образом, состоянием разработки двух

объектов:

– пласты БС-1 и БС-2, находящиеся на четвертой, завершающей стадии

разработки, характеризующиеся очень высокими темпами отбора от ТИЗ – 30-

35%;

– пласт АС-8, вступивший в 1998 году после 8 лет стабильной добычи в

третью стадию: падения добычи нефти.

В 1999 году на месторождении добыто 3562 тыс.т нефти, что выше

проекта на 341 тыс.т и составляет 55,8% всей добычи НГДУ. Добыча жидкости

составили – 19153,2 тыс.т при проектной – 17596.

Средний дебит нефти действующей скважины – 6,4 т/с, что ниже

проектного на 0.3 т/с, жидкости – 34.5 т/с, что ниже проектного на 2.2 т/с.

Среднегодовая обводненность продукции 81,4%, что на 0,3% ниже

заложенной в технологической схеме.

Фонд

добывающих скважин – 1763 при проектном 1391. Фонд

нагнетательных скважин – 564 при проектном – 663.

Действующий фонд добывающих скважин на конец года составил 1544,

нагнетательных – 427.

С начала разработки на месторождении отобрано 99392,2 тыс.т нефти или

68.0% от начальных извлекаемых

запасов. Темп отбора от начальных

извлекаемых запасов составляет 2.4%.

В 1999 году для поддержания пластового давления в целом по

месторождению закачало 24012,9 тыс.м

воды. Фонд нагнетательных скважин

– 564. Текущая компенсация отбора закачкой составила 105,2%, накопленная –

116,2%.

таблице

4.3

приведено

сравнение

проектных

фактических

показателей разработки по пластам за 1999 год.

Пласт АС-7: обеспечивает 7,7% добычи месторождения. В 1999 году

добыто 273,7 тыс.т нефти при проектном уровне – 392,7 тыс.т. Основная

причина отставания от проекта – плохие коллекторские свойства пласта, дебит

жидкости 4,6 т/сут при проектном – 10,6 т/сут, дебиты нефти, по сравнению с

проектом меньше на 2.7 т/сут. Малодебитовый фонд (дебит жидкости менее 5 т/

сут) составляет 194 скважины. Все традиционные методы интенсификации

притока на этом пласте испытаны. Приросты дебитов 1-2 м

/сут в процентном

30-1002.КРС.КП.047.2020.ПЗ

Лист

отношении удовлетворительны, однако в абсолютном выражении малы и часто

экономически невыгодны. В 1999 году на 7 скважинах Аношкинской площади,

где нет газовых шапок, были проведены ГРП со следующими результатами

(табл.4.8, рис.4.5): при увеличении дебита жидкости в среднем до 10м

/сут,

дебит нефти увеличился до 2,7 т/сут (до ремонта

- 2,1 т/сут). На трех

скважинах работы признаны неуспешными вследствие быстрого прорыва

подошвенной воды к интервалам перфорации. В любом случае, набор скважин

для ГРП по пласту АС-7 очень мал, ввиду близкого расположения ГНК и

водяных пластов.

Четко выраженной «полки» на графике добычи нет, но максимальный

уровень уже достигнут. В течении 3-х последних лет добыча держится на

отметке 300 т.т и без бурения новых скважин не будет превышена.

Пласт АС-8: В 1999 году добыто 1283,2 тыс.т нефти (проект – 1231,0

тыс.т), 4651,3 тыс.т жидкости при проектном уровне – 3308,8 тыс.т. С целью

поддержания пластового давления было закачано 6098,2 тыс.м

воды. Текущая

компенсация отборов закачкой с учетом «прорывного газа» составила – 82%,

накопленная – 117%. Пластовое давление выше начального на 4.6 атм. В 1999

году

были

продолжены

работы

по

снижению

пластового

давления

аномальных зонах.

Пласт полностью разбурен.

Эксплуатационный фонд добывающих

скважин – 610, нагнетательных – 172. Основной способ эксплуатации – ШГН.

Имеется несколько неустойчиво фонтанирующих скважин с высоким газовым

фактором (ВГФ).

Изначально «прорывной» газ добывается в 335 нефтяных скважинах (58%

фонда). В настоящее время с «прорывным» газом работает 128 скважин. В 1999

году разработана и реализуется программа по вовлечению в разработку верхних

неперфорированных толщин, где произошло увеличение нефтенасыщенности.

В 1999 году такие работы были проведены на 15 скважинах, что составило 0,73

тыс.т в год дополнительной добычи нефти (табл.4.9).

Пласт АС-9: обеспечивает 7,1% все добычи нефти месторождения. В 1999

году было добыто 254,3 тыс.т нефти (проект – 196,1 тыс.т) и 1314,7 тыс.т

жидкости при проектном уровне – 1418,6 тыс.т. фонд добывающих скважин –

166, при проектном – 156, фонд нагнетательных скважин – 45, при проектном –

38.

Начиная с 1996 года, добыча нефти по пласту стабилизировалась на

уровне 240 тыс.т. это было достигнуто за счет большого объема работ по

форсированию добычи жидкости, регулированию закачки, выравниванию

профилей приемистости (табл.4.9).

Для поддержания пластового давления в 1999 году было закачано 1940,2

тыс.м

воды. Текущая компенсация отборов закачкой -137,3%, накопленная –

177,9%. Проводимые в 1999 году работы по регулированию закачки и

снижению пластового давления в аномальных зонах дали положительные

результаты (табл.4.6, 4.9) и будут продолжены в 2000 году.

30-1002.КРС.КП.047.2020.ПЗ

Лист

Пласты БС-1 и БС-2. По состоянию на 1.01.2000 года, эксплуатационный

фонд составляет 553 скважины, в т.ч. 111 совместных на БС1+2. В отчетном

году введено 10 скважин за счет бурения резервного фонда. В связи с большим

количеством совместных скважин, на которых отсутствует строгий учет

добычи по пластам, анализ разработки проводится по объекту в целом.

Пласты БС-1 и БС-2 подошли к 100% выработке утвержденных НИЗ. Нет

сомнения, что фактическая нефтеотдача будет больше утвержденной ГКЗ. В

1999 году добыча нефти составила 1206.2 тыс.т, что выше проектного уровня

на 346,9 тыс.т. перевыполнение объясняется более низкой, по сравнению с

проектной, обводненность добываемой продукции (факт 90,3%, план 91,9%)

значительным превышением над проектом фонда добывающих скважин

(проект – 280).

В последние 5 лет замедлился рост обводненности продукции скважин.

Этому способствовал ряд ГТМ (табл.4.9):

– отключение обводненных пластов и пропластков путем изоляционных

работ;

– бурение и ввод уплотняющих скважин в зоне стягивания;

– вовлечение в разработку слабодренируемых запасов путем дострелов и

приобщения другого пласта;

– регулирование закачки гидродинамическими методами (нестационарное

воздействие) и физико-химическими методами (ВУС, глинистый ВУС, ПАВ

ДС).

Однако к настоящему времени, возможности этих методов в основном

исчерпаны. Основная доля добычи объекта БС1-2 приходится на небольшое

количество скважин, расположенных в стягивающих рядах. По пласту БС-2

48,5% добычи нефти обеспечивают 15,3% скважин эксплуатационного фонда с

обводненностью 20-70% (рис.4.4). Хорошая проницаемость и однородность

пласта приводят к тому, что их обводнение происходит высокими темпами,

причем одновременно по нескольким скважинам ряда, что уже имело место в

1997-1998 годах. В связи с отсутствием постоянно действующей модели

разработки месторождения предусмотреть такие моменты очень трудно. Не

исключено, что в 2000 году на каких-то участках залежи они будут иметь

место.

Текущая компенсация отборов закачкой по пластам БС-1 и БС-2

находится на уровне 101%, накопленная – 106 и 101% соответственно. Как

показывает опыт, снижение компенсации до 90-100% по пластам БС1 и БС2

привело к ухудшению энергетического состояния залежей. Текущее пластовое

давление находится на уровне начального.

Пласты БС-16-17 и БС-18-20. В 1999 году добыча нефти превысила

проектную на 33,8 тыс.т и составила 499,2 тыс.т – 14% от добычи

месторождения. В последние годы удалось стабилизировать добычу нефти в

один объект, проведения ГРП на скважинах, удовлетворяющих критериям

применимости этого метода, больше объемных закачек кислоты в сочетании с

дренированием

пласта,

изоляции

подошвенных

вод.

Среднегодовая

30-1002.КРС.КП.047.2020.ПЗ

Лист

обводненность добываемой продукции по объекту – 54,2%, что значительно

ниже проектной – 67,0%.

Недоборов нефти. Связанных с энергетическим состоянием залежей нет.

Высокая компенсация (301% по БС-16 и 170% по БС-18) связана с перетоками

закачиваемой воды в подошвенную водоносную часть пласта, неотделенного от

нефтенасыщенной части разреза непроницаемыми пропластками. Пластовые

давления ниже начального всего на 2 атм.

Пласт ЮС-2. В 1999 году добыто 45,3 тыс.т нефти, что значительно ниже

проектного уровня – 76,5 тыс.т. Проектная девятиточечная система не

реализована в полном объеме из-за отсутствия приемистости скважин.

Скважины, переведенные под закачку, эксплуатируются только в летний

период. Пластовое давление на 3,9 атм. ниже начального.

Эксплуатационный фонд ниже проектного на 15 скважин, так как

скважины, попавшие в неблагоприятные геологические условия (практически

отсутствие коллекторов), после испытания и ОПЗ были переведены на

вышележащие горизонты. Дебит жидкости, находящихся в эксплуатации

скважин, также ниже проектного: 4,4 вместо 6,9 т/сут.

Единственным

методов

интенсификации

притока

повышения

нефтеотдачи паста является ГРП. Всего было обработано 30 скважин, в том

числе 7 в 1999 году (табл.4.8, рис.4.6). Дебит жидкости увеличился с 2,4 до 7,8

т/сут (+5,4), дебит нефти с 1,7 до 5,4 т/сут (+3,7). Скважины переведены с

периодического на постоянный режим эксплуатации. В 2000 году планируется

провести еще 8 ГРП, в том числе 6 повторных. На остальных скважинах

проводить эти работы при существующей технологии нельзя, так как ниже

находится водяной пласт ЮС3.

Мероприятия,

направленные

на

улучшение

текущего

состояния

разработки:

1. Оптимизация системы ППД за счет перевода скважин под нагнетание,

ограничения закачки воды в зонах с аномально высоким пластовым давлением,

увеличения

давления

нагнетания,

выравнивания

профиля

приемистости,

нестационарного заводнения.

2. Продолжить исследовательские работы по определению остаточной

нефтенасыщенности, особенно по пластам БС-1,2.

3. Обеспечивать достоверный учет газового фактора на скважинах

пластов группы АС.

4. Продолжить работы по вовлечению в разработку неперфорированных

верхних нефтенасыщенных толщин пласта АС-8.

5. Окончание разбурирования резервного фонда скважин на пласты БС-1

и БС-2+3.

6. Зарезка вторых стволов для восстановления работы скважин, не

отобравших проектные запасы.

30-1002.КРС.КП.047.2020.ПЗ

Лист

3 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1 Краткая технико-эксплуатационная характеристика скважин

принятого пласта

Таблица 5 – Технико-эксплуатационные показатели

№

Показатели

Ед.

изм

Номер скважины

520

558

450

863

368

Глубина скважины

2428

2183

2185

2276

2120

Эксплуатационный пласт

А-7

Диаметр эксплуатационной

колонны

мм

146

Эффективная

мощность

пласта

3,8

14,8

3,2

Интервал перфораций

3,8

Способ перфораций

ПК-

105

ПКС

-80

ПКС

-80

ПКС

-80

ПК-

105

Количество отверстий

Диаметр отверстий

Мм

10,5

12,7

Коэфф-т продуктивности

т/МПа

Пластовое давление

МПа

20,4

18,0

20,5

21,0

18,8

Депрессия

МПа

8,4

6,6

9,0

11,9

4,8

Дебит жидкости

Т/сут

0,7

1,1

0,1

1,7

8,6

Глубина зумфа

Содержание

воды

жидкости

Содержание песка

0,1

В таблице 5 представлена технико-эксплуатационная

характеристика

скважин Быстринского месторождения по пласту А-7. Как видно, глубина

скважин колеблется 2428 – 2120 м.

Диаметр эксплуатации колонны 146 мм. Толщина пласта (эффективная)

от 14 до 3 м. способ вскрытия пласта при помощи коммулятивной перфорации.

Кредит продуктивности небольшой в среднем составляет 7 т/сут



МПа.

Пластовое давление изменяется от 18 до 21 МПа. Депрессия не имеет

колебаний от 4,8 до 11,9 МПа. Дебит жидкости от 8,6 до 0,7 т/сут.

Обводненность скважиной продукции высокая, в среднем 88%.

Исходя

из

вышеизложенного

качестве

проектной

скважины

предлагается скважина № 558.

30-1002.КРС.КП.047.2020.ПЗ

Лист

3.2 Обоснование целесообразности кислотной обработки скважин

Регламент «Технология применения кислотных составов для ОПЗ пластов

в условиях длительной эксплуатации скважин».

Настоящее

руководство

разработано

соответствии

договором

заключенным между ТО «СургутНИПИнефть» и ОАО «Сургутнефтегаз».

Данная

инструкция

выполнена

на

основе

обобщения

материалов

теоретических, лабораторных и промысловых исследований.

Руководящим документом регламентируются рецептуры применяющихся

кислотных составов, порядок их приготовления, последовательность операций

при проведении работ.

Целью настоящей инструкции является повышение эффективности

применения кислотных обработок при обработках призабойной зоны пласта.

Инструкция

предназначена

для

нефтедобывающих

предприятий,

занимающихся вопросами увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи

нефти с применением кислотных составов.

Основными причинами низкой производительности скважин является

слабая

естественная

проницаемость

пласта,

также

уменьшение

проницаемости призабойной зоны пласта в процессе закачивания скважин.

Решение задач по восстановлению проницаемости и увеличению низкой

естественной проницаемости – основное направление работ по воздействию на

призабойную

зону

пласта.

Применяемые

настоящее

время

методы

воздействия на призабойную зону пласта скважин представлены широким

перечнем

работ.

Наиболее

признанными

эффективными

являются

химические способы – кислотные обработки и их сочетание с другими

методами воздействия.

Сущность кислотных обработок заключается в закачке кислоты в пласт

при давлении ниже давления разрыва пласта. Восстановление или увеличение

производительности

скважин

требует

правильного

выбора

кислоты

технологии кислотной обработки.

Закачка кислотных составов направлена на снижение фильтрационных

сопротивлений движению нефти в призабойной зоне пласта за счет растворения

привнесенного

кольматирующего

материала

слагающих

коллектор

минералов.

Большинство кислотных обработок включают использование соляной

кислоты, однако у нее есть недостаток – высокая коррозионная активность. Для

предотвращения этого предъявляются специальные требования к ингибиторам

коррозии, добавляемым в рабочий раствор при кислотной обработке: снижение

скорости коррозии в 25 – 100 раз при невысоких концентрациях; невысокая

стоимость; хорошая растворимость в рабочем растворе; отсутствие эффекта

высаливания.

30-1002.КРС.КП.047.2020.ПЗ

Лист

Технические средства и материалы, необходимые для осуществления

технологического процесса.

При

осуществлении

технологического

процесса

используется

стандартное оборудование:

– цементировочный агрегат ЦА – 320 – 1шт.;

– стальная передвижная герметическая емкость или предназначенный для

этой цели нефтевоз или бензовоз – 1 шт.;

– кислотный агрегат АзИНмаш – 30 . или азИНмаш – 30А – 3-7 шт.;

– передвижная установка ППУА – 1600/100 – 1 шт.;

– осреднительная емкость для смешивания компонентов объемом 5-10 м

– 1 шт..

Для осуществления технологического процесса необходимы

следующие химические реагенты и материалы:

– концентрированная соляная кислота;

– фтористоводородная кислота;

– соли NaCL, KCL, CaCL

, MgCL

;

– бифторид – фторид аммония;

– поверхностно – активные вещества;

– натрий – карбоксилметилцеллюлоза;

– гексановая или бензольная фракции или стабильный бензин, ШФЛУ,

дизельное топливо, сырая нефть;

– ингибитор коррозии;

– полиакриламид;

– вода пресная или слабоминерализованная.

Соляная кислота синтетическая выпускается согласно ТУ 6 – 01 – 714

– 77. Содержание хлористого водорода должно составлять 22 28%. Соляная

кислота должна содержать не более 0,03% сульфатов в пересчете на SO

Содержание

железа

не

должно

превышать

0,03%.

Соляная

кислота

поставляется в железнодорожных цистернах емкостью 25 – 60м

Требования, предъявляемые к объекту применения технологии:

– прискважинная площадка и подъездные пути должны обеспечивать

размещение оборудования и спецтехники для проведения исследовательских

работ и закачки составов сильных электролитов, а также отвечать условиям

техники безопасности, пожарной безопасности и охраны окружающей среды;

– эксплуатационная колонна должна быть герметичной;

– внутренний диаметр должен обеспечивать спуск и подъем специального

оборудования;

– должно быть оценено состояние цементного камня в интервале до

первых водоносных высокопроницаемых прослоев;

– интервал перфорации и зумпф должны быть свободны от осадка и

инородных предметов;

30-1002.КРС.КП.047.2020.ПЗ

Лист

– насосно – компрессорные трубы и другое специальное оборудование

должно

быть

предварительно

подготовлены

опрессованы

давлением,

превышающем рабочее в 1,5 раза;

– наземное и скважинное оборудование, а также водоводы должны быть

готовы к пуску нагнетательных скважин под закачку воды, а добывающие

скважины под освоение;

– должны быть проведены исследования по определению приемистости

скважин и выделения принимающих интервалов;

– предпочтительнее закачку в пласт кислотных составов проводить в

прохладное и холодное время года.

Технологический процесс воздействия на призабойную зону пласта.

Технологический процесс воздействия на призабойную зону пласта

добывающих и нагнетательных скважин включает комплекс обязательных

мероприятий,

выполняющийся

определенной

последовательности

обеспечивающий

качественное

проведение

работы

по

воздействию

на

призабойную зону пласта

с целью повышения их производительности.

Технологический процесс структурно делится на три части:

– подготовительные работы;

– осуществление воздействия на призабойную зону пласта;

– освоение скважин после обработки.

Подготовительные работы.

Перед проведением работ по кислотной обработке скважин

необходимо:

– прошаблонировать НКТ и эксплуатационную колонку, отбить забой

скважины;

– провести комплекс гидродинамических и промыслово-геофизических

исследований, имеющих целью определить и уточнить параметры работы

скважины и оценить качество обработки призабойной зоны пласта;

– провести ряд контрольных замеров параметров работы скважины:

дебита, линейного и затрубного давлений, отобрать 2-3 пробы жидкости,

определить обводненность продукции;

– довести на скважину необходимое количество реагентов, продавочную

жидкость для заполнения ствола скважины и продавки состава в пласт,

оборудование и агрегаты, необходимые для осуществления процесса.

Осуществление воздействия на призабойную зону пласта.

– производится осмотр фонтанной арматуры, проверяется наличие

циркуляции в скважине путем перевода ее на работу по кольцевому

пространству

между

эксплуатационной

колонной

насосно-

компрессорных труб;

– перед проведением работ по воздействию на призабойную зону

стравливается газ из кольцевого пространства между эксплуатационной

колонной и НКИ до выхода жидкости;

30-1002.КРС.КП.047.2020.ПЗ

Лист

– производится обвязка устья скважины и опрессовка нагнетательной

линии;

– делается расчет необходимого количества реагентов (соляная кислота,

вода) для приготовления кислотного раствора заданной концентрации;

– объем кислотного раствора необходимого для проведения воздействия,

определяется

из

значений

радиуса

ухудшенной

проницаемости

фильтрационно-емкостных свойств коллектора;

– при открытом затрубном пространстве закачивается в НКТ расчетное

количество реагента и доводится до башмака НКТ продавочной жидкостью.

Скорость закачки реагента при этом должна быть минимальной;

– затем закрывается затрубное пространство и закачивается реагент в

пласт. Скорость продавки раствора соляной кислоты в пласт должна быть

максимально возможной. Давление на устье не должно превышать давления

опрессовки эксплуатационной колонны;

– после окончания продавки скважину оставляют на реагирование с

горной породой в течение 6-8 часов.

Освоение скважин после воздействия.

Выдерживание скважины для протекания химической реакции в ПЗП при

температуре до 30



С составляет 2 часа, при температуре 30-60



С 1-1,5 часа, при

более высоких температурах этап выдержки исключается

и скважины

переводятся под освоение. Приток флюида из скважины вызывается снижением

уровня жидкости компрессором. При этом НКТ должны быть оборудованы

пусковыми муфтами, глубина установки которых определяются величиной

предельно

допустимой

депрессии

техническими

возможностями

компрессорных установок. После получения притока и выноса из скважины

продуктов реакции, определения типоразмера насосной установки скважину

глушат

солевым

раствором,

после

чего

спускают

внутрискважинное

оборудование.

Нагнетательные скважины, после проведения обработки переводятся под

закачку.

3.3 Выбор и обоснование концентрации соляной кислоты, расчет

количества

Глубина - Н – 2500м

Вскрытая толщина коллектора h = 27м.

Диаметр скважины по долоту D = 0,22м

Пластовое давление 15,5 МПа

Пластовая температура Тм = 40



Коэффициент продуктивности скважины К = 40 м

/ (сут



МПА)

Внутренний диаметр НКТ d = 0,062м

= 1 (28-16) = 16 м

30-1002.КРС.КП.047.2020.ПЗ

Лист

Учитывая, что плотность кислоты обусловлена ее концентрацией,

определен объем товарной кислоты:

= W

(5,09х

+ 999)/[х

(5,09х = 999)],

где х

= 12% - доля кислотного раствора

= 27,5% объемная доля товарной кислоты

= 16



12 (5,09



12 + 999) / [27,5



(5,09



27,5 + 999) = 6,5м

Если при перевозке и хранении кислоты ее концентрация меняется, то

объем кислоты рассчитывается:



= W

5,09х

(5,09х

+ 999)/[



(



- 999)],

где



- плотность товарной кислоты при 15



С.



+ (2,67



-3



- 2,52) (t – 15)



= 1134 + (2,67



-3



1134 – 2,52) (25 – 15) = 1139 кг/м

При данной температуре объем товарной кислоты



= 16



5,09



12 (5,09



12 + 999)/[1139 (1139 – 999)] = 6,5 м

В качестве замедлителя реакций окисных соединений железа используют

уксусную кислоту, объем которой определим по формуле:

ук

= b

ук

/с

ук

где b

ук

= 3%, норма добавки 100%-ой уксусной кислоты

ук

= 80%, объемная доля товарной уксусной кислоты

ук

= 3



16 / 80 = 0,6 м

В качестве ингибитора коррозии выбран реагент В-2, объем которого

30-1002.КРС.КП.047.2020.ПЗ

Лист

= b

где

– выбранная объемная доля реагента в растворе, %

– объемная доля ингибитора

= 0.2



16/100 = 0.032 м

Определяем объем интенсификатора (принимаем Марвелон – К (О)):

инт

= b

инт

/ 100

где

инт

– норма добавки интенсификатора

инт

= 0.3



16/100 = 0.048 м

При

использовании

технической

соляной

кислоты

ней

может

содержаться до 0,4% серной кислоты. Ее нейтрализуют добавкой хлористого

бария, количество которого определяют по формуле:

хб

= 21,3W

(ах

/х

– 0,02)

где

21,3 – масса хлористого бария (кг), необходимая для нейтрализации

кг. серной кислоты;

ах

/х

– объемная доля серной кислоты в приготовленном растворе;

а = 0,4% - объемная доля серной кислоты в товарной серной кислоте;

0,02 – допустимая объемная доля серной кислоты в растворе, когда

после реакции ее с карбонатными породами соли не выпадают в

осадок, %.

хб

= G

хб

21,3



16/0,4



12 (27,5 – 0,02) = 60 кг

Объем хлористого бария, %:

хб

= G

хб



хб

где



хб

= 4000 кг/м – плотность хлористого бария.

хб

= 60/400 = 0,015 м

30-1002.КРС.КП.047.2020.ПЗ

Лист

Объем воды для приготовления кислотного раствора:

= W

– W



реагент

где



реаг

= W

ук

+ W

инт

+ W

хб

= 0.6 + 0.032 + 0.048 + 0.015 =

0.695 м

;

= 16 – 6,5 – 0,695 = 8,805 м

Порядок приготовления кислотного раствора.

Наливают в мерник 8,805м

воды, добавляют к воде 0,032м

ингибитора

В-2; 0,6м

уксусной кислоты; 6,5м

товарной соляной кислоты.

Полученный раствор тщательно перемешивают и замеряют его плотность

ареаметром. При правильной дозировке плотность должна соответствовать

заданной

концентрацией

при

температуре

замера.

Значение

плотности

рассчитываем по формуле:

= W



(



- 999)/(



- (



- 999))

Для условий задачи:



= 999/2 +



(999/2)



(



- 999) W

= 999/2 +



(999/2)

1134(1134 –

- 999)6.5/16 = 1058 кг/м

Если замеренная плотность больше расчетной, в раствор добавляют воду,

если меньше, то товарную кислоту.

3.4 Элементы механизации работ и контроля

Для проведения кислотных обработок выбираются нефтяные фонтанные,

газлифтные, механизированные скважины, а также скважины, простаивающие

из-за отсутствия фонтанирования.

Эксплуатационные колонны и цементное кольцо скважины, подлежащих

обработке, должны быть герметичны.

30-1002.КРС.КП.047.2020.ПЗ

Лист

Внутренний диаметр эксплуатационной колонны должен обеспечивать

спуск-подъем специального оборудования и исследовательской аппаратуры,

используемых при проведении обработок.

Насосно - компрессорные трубы (НТК) и другое специальное подземное

оборудование должно быть предварительно подготовлено и опрессовано на

давление не менее 1,5 рабочего давления обработки.

Насосно-компрессорные трубы должны быть оборудованы пусковыми

лифтами.

Зона перфорации и забой скважины должны быть свободны от осадка.

Прискважинная площадка и подъездные пути к скважине должны

обеспечивать

размещение

оборудования

для

проведения

обработки

исследовательских

работ,

также

требование

техники

безопасности,

противопожарной безопасности и охраны окружающей среды.

Приемка продуктов химическими базами нефтяных предприятий должна

проводиться в соответствии с ГОСТ 2517-80, с проверкой качественных

показателей.

Отбор проб производится пробоотборником из каждой железнодорожной

цистерны с трех уровней. При поставках продуктов в мелкой таре отбор проб

производится от 5% партии, но не менее чем из трех емкостей. Отобранные

пробы соединяют вместе, тщательно перемешивают и объединенную пробу в

количестве 500 мл помещают в сухую склянку с притертой пробкой и передают

в химическую лабораторию.

Отбор проб и анализ продуктов должен производиться при соблюдении

санитарных норм и правил по технике безопасности, принятых для работы с

химическими, ядовитыми горючими веществами.

Анализ проб в лаборатории должен проводиться по показателям входного

контроля качества продукта согласно соответствующим методикам контроля

содержания компонентов в продукте.

При получение неудовлетворительных результатов испытаний хотя бы по

одному из показателей должны проводиться повторные испытания удвоенного

количества

проб

той

же

партии.

Результаты

повторного

анализа

распределяются на всю партию и являются основанием для рекламации.

Для кислотной обработки нефтяных и газовых скважин было разработано

специализированное транспортное и насосное оборудование.

Кислотные

растворы

добавкой

ингибитора

доставляются

скважинам

автоцистернах емкостью от 1900 до 13200л. все химические реагенты

примешиваются к кислоте во время загрузки цистерны. Для закачки кислоты в

скважину и пласт применяются насосы, установленные на автомашинах. Эти

насосы приводятся в действие мощными двигателями внутреннего сгорания

или дизелями, развивающими полезную мощность порядка 1000 л.с. Такая

мощность иногда необходима, чтобы при нагнетании кислоты в породы

преодолеть противодействие пластового давления.

30-1002.КРС.КП.047.2020.ПЗ

Лист

3.5 Составление краткой инструкции по обработке скважин соляной

кислотой

На нефтяных и газовых промыслах применяют следующие виды

кислотных обработок: кислотные ванны, простые кислотные обработки,

кислотные обработки под давлением. Находят также использование различных

модификаций простых обработок и обработок под давлением: пенокислотные,

локальные, избирательные и т.д.

Кислотные ванны. Метод используют для очистки забоя продуктивного

пласта. Этот метод применяют перед последующей закачкой раствора в ПЗП.

На первом этаже обработки данным способом удаляют механической очисткой

основную массу цементной корки и других загрязнений. Затем определяют

пластовое давление и статистический уровень в скважине. Кислотный раствор в

течение всего периода реагирования должен занимать только интервал пласта.

Кислотный раствор подают через НКТ на забой скважины, продавливают

его водой, отбираемой из мерника заливочного агрегата. Для обеспечения

поршневого вытеснения кислотного раствора из НКТ в зону продуктивного

пласта устанавливают замедленный темп продавки.

Затем раствор оставляют для реагирования на 16-24ч., после чего

обработанный раствор

и шлам удаляют закачкой нефти в затрубное

пространство.

Простые кислотные обработки. Предназначены для разработки порового

пространства ПЗП и очистки его от загрязняющего материала. Порядок

операций следующий:

Этап I. Из скважины извлекают насосно-компрессорные трубы им

подземное оборудование, шаблонируют скважину, промывают забой, проводят

комплекс

исследований,

включая

снятие

профиля

приемистости,

эксплуатационную колонну испытывают на герметичность, опускают насосно-

компрессорные трубы до подошвы нижнего пласта.

Этап II. Расстанавливают специальную технику в район расположения

скважины; опрессовывают нагнетательную линию при закрытой задвижки при

давлении, превышающем рабочее на 50%; закачивают кислоту агрегатом

кислотовоза; продавливают кислоту в пласт; задвижку закрывают и через

агрегат снимают давление на нагнетательной линии.

Этап III. Скважину выдерживают в течение 2 часов при пластовой

температуре 15-30



С и 1-1,5ч. при температуре 30-60



С. При более высоких

температурах выдерживание не предусматривается.

Этап IV. Скважину переводят на эксплуатацию.

В этом методе темп закачки ограничен лишь при первичном воздействии

на малопроницаемые пласты. В остальных случаях темп рекомендуют

поддерживать высоким.

Кислотные обработки под давлением.

Их используют для охвата

воздействием малопроницаемых интервалов продуктивного горизонта. Это

достигается

предварительной

закачкой

высоковязкой

нефтекислотной

30-1002.КРС.КП.047.2020.ПЗ

Лист

эмульсии, которая в первую очередь устремляется в высокопроницаемые

интервалы. Сопротивление ПЗП резко возрастает, что позволяет создавать

повышенное давление на забое и обеспечить внедрение закачиваемой вслед

Закачка под давлением может быть реализована и без вязких сред, например, с

помощью забойных разобщителей-пакеров.

30-1002.КРС.КП.047.2020.ПЗ

Лист

4 ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ

4.1 Основные мероприятия по ТБ и противопожарные мероприятия

по подготовке реагентов и проведения процесса обработки скважин

Кислотную

обработку

скважин

осуществляют

под

руководством

инженерно-технического работника. До начала работ проверяется исправность

оборудования, нагнетательная линия опрессовывается на полуторакратное

ожидаемое рабочее давление.

Слив кислот из бидонов в емкости должен быть механизирован. При

отсутствии насосов для закачки кислоты в мерник допускается подача кислоты

в бутылях. В этом случае мерник оборудуется трапом с перилами и площадкой

позволяющей работать на ней двум рабочим. На крышке мерника должны быть

не менее двух отверстий: одно – для залива кислоты, другое – для отвода ее

паров. Отверстия оборудуются козырьками или защитными решетками.

Для

приготовления

солянокислотного

раствора

из

неразбавленной

кислоты ее льют в воду, а не наоборот.

Во

время

закачки

раствора

кислоты

скважину

запрещается

ремонтировать

трубопроводы.

При

необходимости

ремонта

прекращают

закачку

кислоты

снижают

давление

до

атмосферного

промывают

коммуникации водой.

После окончания работ на закачке кислоты в скважину оборудование и

коммуникации тщательно промывают водой.

При работе с кислотами, щелочами и другими агрессивными жидкостями

необходимо

пользоваться

кислото-защитной

одеждой,

спец.обувью

индивидуальными средствами защиты. В качестве спец.обуви используют

сапоги кислото- и щелочестойкие, для предохранения рук – резиновые

кислотощелочные перчатки или кислотозащитные рукавицы, а для защиты глаз

– очки. Запрещается закачивать кислоту при силе ветра более 12 м/с, туман и в

темное время суток.

При сливе, наливе, перекачке, разбавлении, закачке в скважину,

транспортировке соляной кислоты, приготовлении рабочих растворов с ней и

т.д. необходимо строго соблюдать правила техники безопасности и охраны

труда, так как концентрированная соляная кислота при попадании на кожу,

слизистую оболочку глаз и рта оказывает резкое поражающее действие, а пары

соляной кислоты сильно раздражают верхние дыхательные пути.

При проведении работ по кислотным обработкам призабойной зоны

пласта необходимо использовать серийно выпускаемое оборудование и

агрегаты. При работе на скважинах, при проведении кислотных обработок

необходимо использовать

обмедненный инструмент или инструмент, не

дающий искры при ударе. Работать следует с наветренной стороны.

К противопожарным мероприятиям относят заземление металлических

частей, защиту молниеотводами, своевременное удаление и охлаждение

пирофорных веществ. У скважин и других объектов должен быть первичный

30-1002.КРС.КП.047.2020.ПЗ

Лист

инвентарь для пожаротушения: ящики с песком, лопаты, совки, ломы, топоры,

кошма, огнетушители пенные и углекислотные. Производственная территория

рабочие

места

должны

содержаться

чистоте.

Разлитые

нефть

нефтепродукты необходимо убирать, а загрязненную площадь – зачищать.

Курить разрешается только в специально отведенных местах. Газоопасные и

огневые

работы

могут

выполнять

только

по

наряду

специально

подготовленные

работники

под

руководством

инженерно-технического

работника, назначенного начальником или главным инженером предприятия.

Нефть и другие легковоспламеняющиеся и горючие жидкости не должны

храниться в открытых ямах и амбарах.

Дороги, проезды и подъезды к производственным объектам, водоемам,

пожарным гидрантам и средствам пожаротушения следует поддерживать в

надлежащем состоянии. У пожарных гидрантом должны устанавливаться

надписи – указатели (приложение 2).

30-1002.КРС.КП.047.2020.ПЗ

Лист

5 ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

5.1 Охрана недр при воздействии на ПЗП

Человеческая деятельность преобразует природу значительно быстрее,

чем происходит эволюционное восстановление ее и конкретных экономических

объектов, на которые она воздействует (темпы потребления нефти и газа,

например, несопоставимы со скоростью их образования). Этот вывод особенно

характерен для недр, загрязнение которых – масштабный, во многих случаях

необратимый процесс. В период научно - технической революции недра нельзя

рассматривать только как источник полезных ископаемых, необходимых для

жизни и деятельности человека. Загрязнение недр и их нерациональное

использование немедленно отрицательно отражается на всей геологической

среде, состоянии и качестве поверхностных и подземных вод, атмосферы,

почвы, леса, режиме рек и водоемов, растительности и условиях обитания

многих биологических видов. Справедливость этого вывода становится

очевидной, если учесть, что основной объем наиболее опасных сточных вод и

других

отходов

образуется

выбрасывается

окружающую

среду

предприятиями по добыче и переработке топлива и химического сырья и их

потребителями.

Применительно к нефтяной и газовой промышленности в проблеме

охраны недр следует выделить:

– комплексное геологическое изучение строения недр, получение

достоверных данных о количестве и качестве запасов нефти, газа и других

сопутствующих полезных ископаемых;

– максимально возможное снижение потерь запасов нефти и газа при

разведке

эксплуатации

месторождений

(выбросы

открытое

фонтанирование, внутрипластовые перетоки);

–

выбор,

обоснование

прогрессивных

систем

вскрытия,

способов

разработки и методов повышения нефтеотдачи, технологии добычи и т.д. по

экономическим и экологическим показателям, обеспечивающим оптимальную

полноту и комплектность извлечения из недр нефти, газа и других показателей

ископаемых;

– объемы, виды и прогрессивная организация работ по рекультивации

земли;

– предотвращение открытых нефтяных и газовых фонтанов;

– исключение обводнения месторождения и др.;

– сохранение в чистоте водоносных горизонтов, предотвращение их

истощения;

– использование нефтяного газа;

– сведения к минимуму потерь добытой нефти, газа и конденсата при

эксплуатации, подготовке и транспорте нефти и газа;

– извлечение запасов и сопутствующих им полезных ископаемых при

минимальных затратах;

30-1002.КРС.КП.047.2020.ПЗ

Лист

– предотвращение загрязнения, заражения, опасной деформации и

сейсмического воздействия на недра при бурении, эксплуатации, исследовании

скважин, сооружении или эксплуатации подземных хранилищ нефти и газа,

захоронений и т.д.;

– предотвращение потерь нефти и газа, загрязнения ими почвы,

атмосферы и водоемов;

– загрязнение морей и океанов при освоении шельфа.

проблеме

охраны

недр

примыкают

вопросы,

связанные

минимизацией

потерь

углеводородного

сырья

при

сборе,

подготовке,

транспорте и хранении нефти и газа, так как их утечки в атмосферу, почву,

водоемы не только увеличивают неоправданные потери их для общества, но и

приводят к загрязнению окружающей среды.

Мероприятия по охране недр являются важным элементом и составной

частью всех основных технологических процессов.

5.2 Мероприятия по охране окружающей среды

Разработка нефтяных и газовых месторождений оказывает значительное

влияние не только на недра, но и на окружающую природную среду. Так, при

разбуривании и эксплуатации месторождений под строительство скважин,

коммуникаций, промысловых объектов занимаются значительные участки

земной поверхности (сельскохозяйственные, лесные угодья и др.).

Возникают потребности в водоснабжении, которые в большинстве

случаев покрываются за счет подземных источников. Создаются условия для

загрязнения водных бассейнов, грунтовых вод, воздушного бассейна при

бурении,

освоении,

эксплуатации

скважин,

нарушении

почвенного

растительного покрова, оседания земной поверхности и др.

Потому

при

разбуривании

эксплуатации

нефтяных

газовых

месторождений необходимо осуществлять следующие основные меры:

– сокращать размеры земельных угодий для промысловых сооружений;

осуществлять рекультивацию почвы после использования этих угодий;

–

предотвращать

загрязнение

атмосферы,

земной

поверхности,

естественных водоемов, грунтовых вод газами, нефтью, пластовой водой,

химреагентами и другими отходами нефтегазового производства;

– сокращать потребление вод естественных водоемов, переходить на

водооборотную систему водоснабжения;

–- контролировать и предотвращать оседание земной поверхности.

При разбуривании и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

для

предотвращения

загрязнения

почвы

сохранения

растительности

необходимо

обеспечивать:

внедрение

эффективных

методов

средств

отделения

тлама от буровых сточных вод и вывоза его в специально

отведенные места, уменьшение объемов воды для приготовления промывочных

растворов за счет повторного использования буровых сточных вод, улучшения

техники и технологии их очистки; закачку отходов бурения и эксплуатации в

30-1002.КРС.КП.047.2020.ПЗ

Лист

поглощающие

пласты;

применение

пневматических

устройств

для

передвижения буровых вышек; строгое регламентированное передвижение

транспортных средств в зонах промышленных и сельскохозяйственных земель;

полную герметизацию системы сбора и подготовки нефти и др.

Длительная разработка месторождений нефти и газа в отдельных случаях

может вызывать опускание поверхности, что может привести к изменению

гидрогеологического режима.

На месторождениях, где могут ожидаться подобные явления, для

своевременного применения мер защиты от них должен быть организован

контроль за оседанием поверхности с применением наиболее совершенных

методов наблюдений: фотограмметрии, светодальномеров и лазерных визиров.

Предотвращению указанных явлений при разработке нефтяных месторождений

способствует широкое применение методов искусственного заводнения.

В ОАО «СНГ» и НГДУ «Быстринскнефть» существует программа

«Экология». Программа «Экология» – это мероприятия по охране окружающей

среды и рациональному использованию природных ресурсов. Она включает

такие разделы: охрана атмосферного воздуха, охрана водных объектов, охрана

земельных ресурсов, охрана недр. Она направлена на сохранение качества

земли, воды, воздуха при производственной деятельности предприятий.

Программа разрабатывается и формируется ежегодно, исходя из задач,

необходимых для охраны природы, и выделенных средств на эти цели,

согласовывается

комитете

по

охране

природы

течение

года

контролируется отделом ООС и РИПР.

Заключение

Главной задачей многих нефтегазодобывающих предприятий в

настоящее время является стабилизация или снижение темпа падения добычи

сырья на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки.

Увеличить нефтегазодобычу, эффективность и качество работ.

Список литературы

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин». А.И.Акульшин,

В.С.Бойко

2. «Справочное пособие по применению химических реагентов в

добыче нефти». Г.З.Ибрагимов, Н.И.Хисамутдинов.

3. «Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности». П.В.Куцын.

4. «Справочник по эксплуатации нефтяных месторождений», том.2.

5. «Регламент по технологии проведения кислотных обработок на

месторождениях ГлавТюменьнефтегаза». Стандарт объединение.

6. «Геологические основы поисков, разведки и разработки нефтяных и

газовых месторождений», И.Г.Пермяков, Е.Н.Шевкунов.

7. «Нефтегазопромысловая гелогия и гидрогелогия». В.Г.Каналин,

М.Г.Ованесов, В.П.Шугрин.

8. «Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой

промышленности». Г.Е.Панов, Л.Ф.Петряшин, Г.Н.Лысяный.

9. «Памятка мастерам бригад по добыче нефти, ПРС, КРС». НГДУ

«Быстринскнефть».

10. «Спутник нефтяника». В.М.Муравьев.

11.

«Бурение и эксплуатация нефтяных и газовых скважин».

Н.А.Сидоров.

12. «Воздействие на призабойную зону нефтяных и газовых скважин».

С.М.Гадиев, И.С.Лазаревич.

13. «Нефтепромысловые машины и механизмы». Л.Г.Чичеров.

Приложение 1

Таблица

Параметры

Пласты

АС-

АС-9

БС-1

БС-2

БС-

ЮС-

Коэффициент

продуктивности

2,9

4,9

27,7

Коэф.

гидропроводности

203

197

475

304

152

Пористость, %

28,7

Коэф.песчанистости,

доп.ед.

0,81

0,46

0,36

0,85

0,61

0,27

0,49

0,23

Коэф.расчленности,

доп.ед.

1,8

4,5

2,8

1,4

3,1

5,9

7,7

4,6

Показатель

неоднородности, доп.ед.

0,08

0,61

0,71

0,1

0,38

0,65

0,81

Нач.пластовое давление,

МПа

18,6

18,8

20,7

25,2

26,9

Давление

насыщения,

МПа

8,5

11,5

12,7

9,9

10,8

6,4

4,5

10,2

Коэффициент

объем.упруг.

пл.

нефт.,1/МПа

7,45

10,2

6,9

9,11

80,09

8,67

9,76

11,0

Газовый фактор, м

/т

Объем.коэфф.пласт.неф

ти, доп.ед

1,19

1,16

1,1

1,19

1,13

1,077

1,057

1,16

Усадка, %

11,7

9,15

Температура

пласта,

градус

Плотность

пластовой

нефти, кг/м

800

860

830

820

853

854

728

Плотность сепар.нефти,

Мпас

870

920

880

890

881

858

Вязкость

пластовой

нефти,Па с

3,7

3,16

4,69

4,87

6,13

4,97

8,2

2,49

Вязкость

сепар.нефти

(т-20), кг/м

3,31

3,41

6,91

3,51

5,41

3,11

Плотность газа, кг/м

620

750

710

770

760

832

944

Коэфф.раствор.газа, м

МПа

4,2

4,1

Содержание серы, %

0,9

1,1

1,6

1,8

2,3

1,9

Содержание азота, %

0,14

0,18

0,22

0,2

0,21

Содержание

асфальтенов, %

2,8

3,2

1,1

2,4

Содер-е смол.силикатов,

8,7

10,4

9,5

12,8

4,8

7,4

Содержание

парафина,

5,2

3,3

2,4

3,9

3,4

2,9

Пересч.коэф.в

пласт.усл.

1,32

1,25

1,2

1,27

1,26

1,27

1,35

Коэффициент

вытеснения

0,54

0,59

0,68

0,67

0,56

Объем

коэф.пластовой

нефти после условной

сепарации

1,13

1,14

1,09

0,09

1,12

1,064

1,053

1,12

Содержание хлор.солей,

мг/л

120,

46,0

44,33

282,2

72,58

106,9

87,26

36,9

Температура

вспышки,



27,2

27,7

Температура

нач.кипения,



87,5

84,0

Содерж.фракц.до 150С,

%об

11,7

10,6

9,4

11,5

10,1

13,6

15,5

12,4

Содерж.фракц.до 100С,

%об

2,3

2,5

0,8

2,2

3,1

Содерж.фракц.до 200С,

%об

21,0

20,2

22,7

19,3

24,3

18,8

21,9

Содерж.фракц.до 300С,

%об

38,4

37,6

37,5

40,8

37,9

41,5

38,5

41,3

Плотность газа при 20,

кг/м

0,7327

Относительная

влажность, %

23,09

Абсолютная влажность,

кг/м

6020

Компонентный

состав,

СН4

С2Н

С3Н

IС4Н

nС4

Н1

nС4

Н12

гекс

СО2

Попутного газа, объем

93,8

1,13

1,69

0,59

0,8

0,21

0,19

0,14

Относит.уд.вес газа, кг/

620

750

710

770

760

830

940

Содержание

метана

газе,%

93,5

93,3

96,8

91,3

92,1

84,8

75,4

Содержание

азота

газе, %

0,6

0,73

0,82

1,6

1,58

1,86

1,62

Тип пластовой воды

Хлоркальциевый

Плостность пласт. воды,

кг/м

109

1099

1096

1008

1010

1007,

1011

Жесткость

пластовой

воды, мг эк/л

16,2

14,5

17,16

12,2

15,1

9,75

13,8

Миерализация

пласт.воды, г/л

14,3

14,9

14,4

11,5

15,5

11,75

14,8

Вязк. воды в пласт.усл.,

Па



0,5



0,5



-3

0,5



-3

0,5



-3

0,5



-3

0,5



-3

0,5



-3

0,5



-3

Содержание ионов:

Cl,

мг-эк/л

239,

241,

250,3

230,3

230

208

210

Содерж. ионов: SO4, мг-

эк/л

0,53

0,52

0,47

0,56

0,57

Содерж. ионов: НСО3,

мг-эк/л

5,03

5,63

4,8

4,9

5,6

41,2

42,8

32,9

Содерж. ионов: Са

, мг-

эк/л

11,9

13,1

12,4

10,69

10,2

7,2

7,5

Содерж.

ионов:

мг-эк/л

3,32

4,2

2,2

2,66

2,9

3,1

Содерж. ионов:

Na+K,

мг-эк/л

229,

231,

238,2

222,8

223,3

238,7

243

227,

Газосодержание, м

/т

2,47

2,49

2,57

2,47

2,58

2,6

2,7

Приложение 2

СОГЛАСОВАНО

УТВЕРЖДАЮ

Главный геолог НГДУ «БН»

Главный

инженер

СУХТП

___________Н.А.Прокопьев

___________В.В.Керусов

Главный геолог СУХТП

___________И.А.Мурзин

«___»_________________г.

«___»_______________

___г.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА

по обработке призабойных зон скважин

солянокислотным раствором (СКО)

Параметры применения

Используе

мые

хим.реагенты

Рабочая

концентрация,%

Расход на

1м эф.мощности,

Обоснова

ние

1. Кислота

соляная

12-15

0,5-1,2

РД 39-

0147035-254-

88р

Назначение технологии

2.1

Обработка ПЗ нефтедобывающих и водонагревательных скважин

для повышения (интенсификации) их производительности.

2.2

Очистка фильтра в ПЗ скважин от образований, обусловленных

процессами добычи нефти и закачке сточной воды.

2.3

Очистка фильтра ПЗ скважин от образований, вызванных

процессами ремонта скважин.

Организация работ

3.1

Работы производится по плану, согласованному с главным

геологом НГДУ и утвержденному главным инженером и главным геологом

СУХТП.

3.2

В плане работ указывается:

3.2.1 Техническое состояние скважины;

3.2.2 Приемистость скважины;

3.2.3

Объем закачки кислотного раствора;

3.2.4 Расход хим.реагентов;

3.2.5 Технологические параметры закачки, ОРК и промывки скважины

после ОПЗ кислотным раствором.

Технология производства работ

4.1

емкости

кислотовоза

УПЦ-1

160/50к

приготовить

солянокислотный раствор заданной концентрации, для чего: в емкость

кислотовоза (6м3) набрать 2,3м

технической воды, затем – 3,7м

товарной

формы соляной кислоты с концентрацией 22-24%.

4.2

Перемешать «на себя» полученный раствор в течение 30 минут

до образования гомогенного состава.

4.3

Собрать, опрессовать нагнетательную линию и с помощью ЦА-

320 определить приемистость скважины.

4.4

Закачать в НКТ кислотный раствор из кислотовоза (при открытой

затрубной задвижке) до башмака НКТ.

4.5

Продавить приготовленный солянокислотный раствор в пласт

(при закрытой затрубной задвижке) технической водой в объеме не менее

10м

4.6

Закрыть скважину на ОРК с породой ПЗ в течение 4-6 часов.

4.7

С помощью ЦА-320 вымыть продукты реакции обратной

промывкой (объем технической воды равен 2-х кратному объему ПКТ) при

давлении не более 40атм.

4.8

Определить

приемистость

скважины

после

обработки

на

режимах, что и до обработки.

4.9

После

определения

приемистости

нагнетательная

скважина

запускается под нагнетание из системы ППД, добывающая – согласно плана

работ ЦНРС, ЦКРС.

Требования к персоналу

Руководит производственным процессом мастер цеха химизации или

оператор

ХОС

разряда,

специально

обученный,

проинструктированный и сдавший экзамены на знание технологии работ и

ТБ в НГДУ.

Используемая спецтехника

1. ЦА-320

- 1 ед.

2. АЦ-10

- 1 ед.

3. УНЦ-1 160/50к

- 1 ед.

4. ППУ-3М

- 1 ед. (зимнее время)

Главный технолог

В раздел образования

Альманах педагога

Химические методы воздействия на ПЗП в условиях Быстринского Месторождени