Введение
Призабойной зоной скважины (ПЗС) называют область пласта в интервале
фильтра, примыкающую к стволу. Эта область подвергается наиболее
интенсивному воздействию различных физических, механических,
гидродинамических, химических и физико-химических процессов,
обусловленных извлечением жидкостей и газов из пласта или их закачкой в
залежь в процессе ее разработки. Через ПЗС проходит весь объем жидкостей
и газов, извлекаемых из пласта за все время его разработки. Вследствие
радиального характера притока жидкости в этой зоне возникают
максимальные градиенты давления и максимальные скорости движения.
Фильтрационные сопротивления здесь также максимальны, что приводит к
наибольшим потерям пластовой энергии. От состояния ПЗС существенно
зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих скважин и
приемистость нагнетательных скважин. Поэтому в процессе вскрытия пласта
при бурении и последующих работах по креплению скважины, оборудованию ее
забоя и т.д. очень важно не ухудшить, а сохранить естественную
проницаемость пород ПЗС. Однако нередко в процессе работ по заканчиванию
скважины и последующей ее эксплуатации проницаемость пород оказывается
ухудшенной по сравнению с первоначальной, естественной. Это происходит
вследствие отложения в породах ПЗС глинистых час т смолы, асфальтенов,
парафина, солей и т.д. В результате резко возрастают сопротивления
фильтрации жидкости и газа, снижается дебит скважины и т.д. В таких
случаях необходимо искусственное воздействие на ПЗС для повышения ее
проницаемости и улучшения сообщаемости пласта со скважиной.
Методы воздействия на ПЭС можно разделить на три основные группы:
химические, механические и тепловые.
Химические методы применяют в тех случаях, когда проницаемость
призабойной зоны ухудшена вследствие отложения веществ, которые можно
растворить в различных химических реагентах (например, известняк в
соляной кислоте). Пример такого воздействия – соляно-кислотная обработка
пород ПЗС.
Механические методы применяют в малопроницаемых твердых породах. К этому
виду воздействия относится гидравлический разрыв пласта (ГРП).
Тепловые методы применяют в тех случаях, когда в ПЗС отложились вязкие
углеводороды (парафин, смолы, асфальтены), а также при фильтрации вязких
нефтей. К этому виду воздействия относят различные методы прогрева ПЭС.
Кроме перечисленных существуют методы, представляющие их сочетание.
Например, гидрокислотный разрыв представляет собой сочетание ГРП и
соляно-кислотной обработки, термокислотная обработка сочетает как
тепловые, так и химические воз действия на ПЗС и т.д.
Методы воздействия на ПЗС на нефтегазодобывающих промыслах осуществляют
бригады по текущему и капитальному ремонту скважин.
1. Исходные данные
1.1 Орогидрография
В географическом отношении залежи 302,303 Ромашкинского месторождения
прослеживаются от Северо – Западной оконечности Бугульмино –
Белебеевской возвышенности через Шугуровское плато до границы Республики
Татарстан.
В административном отношении изучаемые залежи принадлежат Лениногорскому
району.
Ближайшие крупные населенные пункты – районные центры: город Лениногорск
– располагается в 12 км на восток и город Альметьевск в 25 км на север
от северо-восточной части, изучаемой площади. Непосредственно на площади
залежей расположены поселки городского типа – Шугурово, Куакбаш, Зеленая
Роща. Остальные населенные пункты сельского типа – это Верхняя Чершила.
Нижняя Чершила, Алешкино, Кузайкино, Тукмак и другие. Все населенные
пункты связаны между собой широко развитой сетью асфальтированных и
грунтовых работ.
Ближайшими железнодорожными станциями являются Бугульма (50 км) и
Клявлино (30 км) через которые проходит однопутная железнодорожная линия
Ульяновск – Уфа. Кроме того, восточнее месторождения проходит
железнодорожная линия, соединяющая нефтяные районы Бугульма –
Лениногорск – Альметьевск – Акташ-Кама.
Населенные пункты электрофицированны. Электроснабжение осуществляется
посредством линии передач от Куйбышевской, Уруссинской, и Заинской ГРЭС.
Местные месторождения твердых полезных ископаемых известняка, гравия,
глины, песков – находя широкое применение в качестве строительных
материалов.
Климат района умеренно континентальный. Зима (середина ноября – март)
умеренно холодная, снежная, с устойчивыми морозами, Средняя температура
января -13,4 -15 °С, в отдельные годы абсолютный минус опускается до –40
– 45 °С Снежный покров устанавливается в конце ноября, его толщина в
марте достигает 50–60 см. Лето (июнь-середина сентября) теплое. Средняя
температура самого жаркого месяца июля +18,2 +20 °С, может достигать +36
+38 °С.
Преобладающее направление ветров западное и юго-западное, со скоростью 2
– 5 м/сек. В летний период до 14 дней с суховеями. Атмосферные осадки
выпадают неравномерно, среднегодовое количество их составляет 400 –
500 мм
Замерзание почвы с поверхности наблюдается с октября – ноября по апрель
– май месяцы. Средняя глубина промерзания почвы достигает – 1 метра,
минимальная -1,5 м. Рельеф описываемой территории представляет собой
довольно расчлененную равнину с самыми высокими абсолютными отметками у
деревни Алешкино (+337 м) и на Шугуровском плато (+320 м). Минимальные
отметки приурочены к речным долинам (+60, +100 м).
Реки, протекающие здесь, не судоходны и транспортного значения не имеют.
Это река Шешма и ее правые притоки: Лесная Шешма, Каратай, Кувак. Реки
текут с юга на север, северо-запад, что обусловлено общим понижением
рельефа в этом направлением.
1.2 Стратиграфия
В геологическом строении залежей 301–303 принимает участие
кристаллический фундамент и платформенный чехол. Кристаллический
фундамент сложен метаморфическими породами архейской группы. Осадочный
чехол включает отложения девона, карбона, перьми и четвертичной систем.
На поверхность обнажаются четвертичные и верхнеказанские отложения.
Более древние образования вскрыты многочисленными скважинами. Общая
мощность осадочного чехла около 2000 м. Из них 75% приходится на
карбонатные и 25% на терригенные породы.
Вопросами корреляции и стратиграфической идентификации разрезов скважин
занимались многие исследователи. Эти вопросы отработаны достаточно
хорошо, поскольку в разрезе, по данным ГИС, присутствует большое
количество реперных пластов, имеющих площадной характер распространения.
Поэтому, достаточно однозначно выделяются интервалы залегания
продуктивных пластов.
Каменноугольная система – С
В пределах 302–303 залежей отложения каменноугольной системы
представлены карбонатными отложениями нижнего и среднего отделов.
Нижнекаменноугольный отдел – С1
Серпуховский ярус – С1srp
В составе яруса выделяются тарусский, стешевский и протвинский
горизонты. Литологически отложения представлены известняками и
доломитами кристаллически зернистыми, часто кавернозными и
трещиноватыми.
Верхняя граница яруса (протвинский горизонт) проводится по резкой смене
нижнекаменноугольной фауны (фораминифер, брахиопод и кораллов)
среднекаменноугольными. Продуктивная часть серпуховского яруса –
протвинский горизонт (залежь 303), представлена известняками и
доломитами зернистыми, светло-серыми, сахаровидными. Толщина горизонта
36–57 м.
В основании яруса залегают плотные известняки и доломиты общей мощностью
иногда до 25 м. Однако, не всегда подошва яруса отбивается достаточно
четко. Толщина серпуховского яруса в целом составляет 116–157 м.
Среднекаменноугольный отдел – С2
Среднекаменноугольные отложения повсеместно залегают со
стратиграфическим несогласием на породах серпуховского яруса. В среднем
карбоне выделяют два яруса: башкирский и московский. Общая толщина
среднекаменноугольных отложений 255–375 м.
Башкирский ярус – С2bsch
По подошве башкирского яруса залегают плотные глинистые известняки и
доломиты толщиной до 4–8 м. В литологическом отношении ярус, в основном,
сложен известняками органогенными, органогенно-обломочными,
микрозернистыми, брекчиевидными и доломитами, кавернозными и
трещиноватыми.
Продуктивная часть разреза сложена пористыми известняками, толщина
которых колеблется от 2 до 16 м. В кровельной части они перекрываются
плотными глинистыми известняками (до 3 и более метров). В Шугуровском
типе разреза пачка пористых известняков представлена в более сокращенном
виде. Толщина яруса изменяется от 6 до 36 м.
1.3 Тектоника
В тектоническом отношении основным структурным элементом, контролирующим
в современном плане закономерности распределения промышленных скоплений
нефти на площадях Ромашкинского месторождения является Южный купол
Татарского свода – структура первого порядка. Купол представляет собой
крупное платообразное поднятие изометрической формы размером около
100100 км.
Структурный план отложений нижнего карбона
По кровле продуктивных отложений Серпуховского яруса четко
прослеживается крупная структура второго порядка – Шугурово-Куакбашский
вал. В пределах изогипс 550–555 м – это асимметричное поднятие,
вытянутое в субмеридиальном направлении на 18–20 км, ширина изменяется
от 1,5 до 6,0 км, постепенно сужаясь к переклинальным частям структуры.
Наиболее приподнятая часть с амплитудой свыше 60 м находится в районе
Шугуровского поднятия. Восточное крыло структуры, особенно на юге, круче
западного.
С юга на север в границах вала выделяется ряд иногда довольно крупных
поднятий третьего порядка: Ойкинское, Шугуровске, Сортоводское,
Куакбашское. Размеры их колеблются от 60 до 15 метров. Последние в свою
очередь осложняются большим количеством более мелких локальных поднятий
и прогибов.
Ойкинское поднятие занимает юго-западную переклиналь. Это относительно
небольшое (2,51,5 км) мало – амплитудное (15 м).
Шугуровское поднятие в границах изогипсы 530 м приобретает в плане
вытянутую с юга на север овальную форму с размерами длиной 7,5 –8,0 км,
шириной 1,5 – 3,0 км. Сводовая часть имеет абсолютную отметку 486–490
метров. Амплитуда поднятия до 60 метров. На север и юг поднятие заметно
выхолаживается до 15 и менее метров.
Сортоводское поднятие занимает южную Куакбашской структуры, по изогипсе
530 метров объединяет ряд более мелких приподнятых участков. Размер
поднятий 7,02,0 км, амплитуда до 20 метров. На юге намечается пологая
зона перехода Соратоводской структуры в Шугуровскую.
В пределах Куакбашской структуры в пределах изогипсы 530–540 метров
выделяют два замкнутых приподнятых участка с размером 3,0 – 3,5 х 0,5 –
2,0 км, и амплитуда 15 – 10 метров.
Рассмотренные поднятия отделены друг от друга и вышеописанной
Сартоводской структуры широтными зонами прогибания с отметками более
535–540 метров.
Далее на север в приклинной части вала в пределах изогипсы 540 – 545
метров выделяется ряд мелких мелкоамплитудных (5–10 м), куполовидных
локальных участков.
В пределах Зай – Каратаевской структуры в границах изогипсы 545 м
выделяются малоамплитудные (5–10 м) поднятия широтного простирания с
размерами 4,20,22 км.
1.4 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов
В процессе геологической съемки, бурения структурно-поисковых,
разведочных, эксплуатационных и нагнетательных скважин на территории
Ромашкинского месторождения к 1980 году было выявлено более 200 залежей
и установлена нефтеносность 14 горизонтов. В том числе на
рассматриваемых площадях Шугуровско-Куакбашской зоны доказано наличие
промышленных скоплений нефти в терригенно-карбонатных коллекторах
турнейского яруса, бобриковского горизонта, серпуховского и башкирского
ярусов и верейского горизонта – отложений нижнего и среднего карбона.
В нижне и среднекаменноугольных отложениях Ромашкинского месторождения
самые крупные залежи открыты в его юго-западной части на наиболее
приподнятой части Миннибаевской террасы – Куакбашско-Шугуровской
структуре, вытянутой в меридиональном направлении. Нефтепроявления в
этом районе приурочены, в основном, к отложениям серпуховского и
башкирского ярусов нижнего и среднего карбона, которые отличаются
чрезвычайной неоднородностью и невыдержанностью по площади и по разрезу.
Нефтеносность отложений нижнего карбона (залежь 303)
Серпуховский ярус
Промышленная нефтеносность этих отложений (в объеме протвинского
горизонта) впервые доказана в 1943 году на Шугуровском месторождении. В
дальнейшем его продуктивность получила подтверждение на Ойкинском и, в
основном, Шугуровско-Куакбашском поднятии.
Залежь в серпуховских отложениях до 1981 года опробовали в 34 скважинах,
в том числе в 11 совместно с башкирским ярусом. В 21 из них получили
притоки нефти с дебитом от 0,1 до 30 т/сут. В остальных 10 – нефть с
водой и в 3 скважинах – вода.
Имелись скважины, которые довольно стабильно работали в течение
нескольких лет, что подтвердило наличие в серпуховских отложениях
промышленных скоплений нефти. Продуктивная часть разреза на 303 залежи в
основном представлена двумя пористо-трещиноватыми интервалами
(пластами). Обладая довольно хорошими коллекторскими свойствами, они
образуют единый природный резервуар, приподнятая часть которого
представляет собой ловушку, где сформировались скопления нефти
массивного типа.
Нефтеносность отложений среднего карбона (залежь 302)
Башкирский ярус
В настоящее время уже доказана его региональная нефтеносность не только
в пределах рассматриваемой юго-западной части Ромашкинского
месторождения, но и на многих других площадях Татарстана. Промышленная
разработка залежи башкирский яруса ведется на месторождениях западного
склона Южного купола. В плане залежь 302 совпадает с выше
рассматриваемой залежью 303 серпуховского возраста и также
контролируемая крупной брахиантиклинальной структурой северо-восточного
простирания – Шугуровско-Куакбашским валом.
Большинство положений по особенностям распределения коллекторов,
покрышек, степени насыщения, определение ВНК и др., изложенные выше для
серпуховских отложений, также характерны для залежей башкирского
возраста. Стоит отметить, что 302 и 303 залежи обладают вертикальной
трещиноватостью и глинистая перемычка в кровле протвинского горизонта не
может являться надежной изоляцией этих двух залежей друг от друга.
Исходя из этого 302, 303 залежи являются одним объектом разработки.
Границы 302 и 303 залежей, приуроченных к данным отложениям, проведены
по линии ВНК на отметках –540,1 м (скв. 410) в северной части и -540,0 м
(скв. 533) в южной части. ВНК имеет наклонную плоскость с юга на север.
Средняя абсолютная отметка ВНК по залежам составляет -543 м. При
определении положения ВНК, главным образом, использовались данные
испытания скважин. По большинству из них, с учетом характера
распределения пористо-проницаемых пропластков в интервале перфорации и
диапазона нефтеносности по данным геофизических исследований, этаж
нефтеносности залежей достигает 70–90 метров.
Начальная средняя нефтенасыщенная толщина по 302 залежи – 6,4 м, по 303
– 12 метров.
Таблица 1. Геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов
НаименованиеЗалежь302303Средняя глубина, м875892Тип залежиМассивнаяТип
коллектораПорово-трещинный-кавернозныйПлощадь нефтегазоносности, тыс.
м2256938152454Общая толщина средняя, м10,217,2Средне взвешанная
нефтенасыщенная толщина, м58,8Пористость, доли ед.0,1240,141Начальная
нефтенасыщенность, доли ед.0,7580,788Проницаемость нефтенасыщенная,
мкм20,0860,145Коэффициент песчанистости, доли ед.0,5960,663Коэффициент
расчлененности, доли ед.31865100Начальное пластовое давление, МПа7,17,4
Запасы нефти в башкирско-серпуховских отложениях распределены
неравномерно и, в основном, сосредоточены в серпуховских отложениях.
Коллекторские свойства по пористости и проницаемости представлены в
таблице 1.
1.5 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды
Исследование физико-химических свойств пластовых нефтей проводилась по
пластовым пробам в отделе исследования нефтей ТатНИПИнефть и в
аналитической лаборатории ТГРУ.
Ниже приводится краткая характеристика нефти, воды и газа по ярусам.
Башкирский ярус
Исследование свойств нефти башкирского яруса в пластовых условиях
проводилось по 148 пробам, отобранным из 38 скважин. Среднее значение
основных параметров нефти, полученных по результатам анализов проб
следующие: давление насыщения – 1,4МПа, газосодержание – 5,9 м3/т,
объемный коэффициент – 1,034, динамическая вязкость составляет 43,63
мПас. плотность пластовой нефти – 877 кг/м3, пластовая температура –
23 °С. По данным анализов поверхностных проб нефти башкирского яруса
относятся к группе тяжелых нефтей – плотность в поверхностных условиях
составляет 908,6 кг/м3. По содержанию серы – 3,11% масс и парафина –
3,0% масс нефть является высокосернистой, парафинистой. Кинематическая
вязкость при 20 °С составляет 109,9 мПас.
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/мpicscalex1000100090000039d00000002001c000000000005000000090200000000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,
вязкость 1,03–1,84мПас. (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
мПас. Плотность пластовой нефти –883,8
кг/мpicscalex1000100090000039d00000002001c000000000005000000090200000000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,
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 мПас. 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/мpicscalex1000100090000039d00000002001c000000000005000000090200000000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,
вязкость 1,03–1,8 мПас. (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
НаименованиеДиапазон измененияСреднее значениеГазосодержание,
мpicscalex1000100090000039d00000002001c000000000005000000090200000000050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т0,130
,13в т.ч. сероводорода,
мpicscalex1000100090000039d00000002001c000000000005000000090200000000050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т0,006
0,006Вязкость, мПас1,03–1,81,1Общая минерализация,
г/л7,5587–158,60556,689Плотность,
кг/мpicscalex1000100090000039d00000002001c000000000005000000090200000000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–11801040
Таблица 3. Содержание ионов и примесей в пластовых водах 302 залежи
НаименованиеДиапазон измененияСреднее
значениеCLpicscalex1000100090000039d00000002001c000000000005000000090200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,16–4141,8893,21SOpicscalex100010009000003d100000002001c000000000005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,0–81,5137,53HCOpicscalex100010009000003c900000002001c00000000000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,4–13,45,39Capicscalex10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,9–677,383,21Mgpicscalex100010009000003c900000002001c00000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,55–168,0238,48Kpi
cscalex100010009000003c900000002001c000000000005000000090200000000050000
00020101000000050000000102ffffff00050000002e0118000000050000000b02000000
00050000000c02e00180011200000026060f001a00ffffffff000010000000f0ffffffb7
ffffff70010000970100000b00000026060f000c004d61746854797065000020001c0000
00fb0220ff0000000000009001000000020002001053796d626f6c007740000000d10a0a
29b7c5c677c0c5c67720c0c97700003000040000002d01000008000000320af400b70001
0000002b791c000000fb0220ff0000000000009001000000cc0402001054696d6573204e
657720526f6d616e00b7c5c677c0c5c67720c0c97700003000040000002d010100040000
00f001000008000000320af4003d000100000032790a00000026060f000a00ffffffff01
00000000001c000000fb021000070000000000bc02000000cc0102022253797374656d00
0000000a0021008a010000000000000000f8f31200b9c1c677040000002d010000040000
00f0010100030000000000Napicscalex1000100090000039d00000002001c0000000000
0500000009020000000005000000020101000000050000000102ffffff00050000002e01
18000000050000000b0200000000050000000c02e00100011200000026060f001a00ffff
ffff000010000000f0ffffffb7fffffff0000000970100000b00000026060f000c004d61
746854797065000020001c000000fb0220ff000000000000900100000002000200105379
6d626f6c007740000000c0080aceb7c5c677c0c5c67720c0c97700003000040000002d01
000008000000320af4003d00010000002b790a00000026060f000a00ffffffff01000000
00001c000000fb021000070000000000bc02000000cc0102022253797374656d00000000
0a0021008a0100000000fffffffff8f31200b9c1c677040000002d01010004000000f001
000003000000000093,82–3144,15731,72
Таблица 4. Физические свойства пластовых вод 303 залежи
НаименованиеДиапазон измененияСреднее значениеГазосодержание,
мpicscalex1000100090000039d00000002001c000000000005000000090200000000050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т0,140
,14в т.ч. сероводорода,
мpicscalex1000100090000039d00000002001c000000000005000000090200000000050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т0,008
0,008Вязкость, мПас1,03–1,81,1Общая минерализация,
г/л17,775–229,022647,105Плотность, кг/
мpicscalex1000100090000039d00000002001c000000000005000000090200000000050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–11
751036
Таблица 5. Содержание ионов и примесей в пластовых водах 303 залежи
НаименованиеДиапазон измененияСреднее
значениеCLpicscalex1000100090000039d00000002001c000000000005000000090200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,58–3982,5694,42SOpicscalex100010009000003d100000002001c00000000000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,03–90,8950,41HCOpicscalex100010009000003c900000002001c000000000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,0–14,265,76Capicscale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,06–60066,44Mgpicscalex100010009000003c900000002001c00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,29–162,1334,8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,26–3092,74601,32
Таблица 6. Свойства пластовой нефти
НаименованиеСерпуховский ярусБашкирский ярусСреднее значениеДавление
насыщения газом, МПа1,31,4Газосодержание, м3/т4,725,9Плотность, кг/м3в
пластовых условиях883,8877сепарированной нефти906,8898,7в поверхностных
условиях917,3908,6Вязкость, мПас52,8743,62Объемный коэффициент при
дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли
единиц1,0321,034Содержание сероводорода в попутном газе,
м3/т0,0080,006Пластовая температура, °С231.6 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 мpicscalex1000100090000039d00000002001c00000000000500000009020000000
005000000020101000000050000000102ffffff00050000002e0118000000050000000b0
200000000050000000c02e001e0001200000026060f001a00ffffffff000010000000f0f
fffffb7ffffffd0000000970100000b00000026060f000c004d617468547970650000200
01c000000fb0220ff0000000000009001000000cc0402001054696d6573204e657720526
f6d616e00b7c5c677c0c5c67720c0c97700003000040000002d01000008000000320af40
036000100000033790a00000026060f000a00ffffffff0100000000001c000000fb02100
0070000000000bc02000000cc0102022253797374656d000000000a0021008a010000000
0fffffffff8f31200b9c1c677040000002d01010004000000f0010000030000000000
раствора кислоты на 1 м обрабатываемого интервала. Наименьшие объёмы
раствора кислоты
0,4–0,6 мpicscalex1000100090000039d00000002001c0000000000050000000902000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 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 мpicscalex1000100090000039d00000002001c0000000000050000000902000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 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 мpicscalex1000100090000039d00000002001c0000000000050000000902000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 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.
Для проведения солянокислотной обработки нагнетательных скважин следует
выбирать скважины, которые должны удовлетворять следующим требованиям:
а) проницаемость вскрытых пластов – 300 – 600 мдарси и выше; I
б) приемистость скважины более
500 мpicscalex1000100090000039d00000002001c00000000000500000009020000000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су
тки и со временем снижения до
100 мpicscalex1000100090000039d00000002001c00000000000500000009020000000
005000000020101000000050000000102ffffff00050000002e0118000000050000000b0
200000000050000000c02e001e0001200000026060f001a00ffffffff000010000000f0f
fffffb7ffffffd0000000970100000b00000026060f000c004d617468547970650000200
01c000000fb0220ff0000000000009001000000cc0402001054696d6573204e657720526
f6d616e00b7c5c677c0c5c67720c0c97700003000040000002d01000008000000320af40
036000100000033790a00000026060f000a00ffffffff0100000000001c000000fb02100
0070000000000bc02000000cc0102022253797374656d000000000a0021008a010000000
0fffffffff8f31200b9c1c677040000002d01010004000000f0010000030000000000/су
т и ниже;
в) скважина должна изливать;
г) устьевая арматура и эксплуатационная колонна должны быть
герметичными.
2.4 Реагенты и химические материалы для СКО
Солянокислотная обработка призабойных зон скважин предназначена для
очистки поверхности забоев (фильтровой части) скважин и увеличения
проницаемости призабойной зоны пласта в целях увеличения дебита
добывающих или приемистости нагнетательных скважин, сокращения сроков их
освоения.
Солянокислотная обработка основана на способности растворения
карбонатных пород (известняков и доломитов) соляной кислотой в
результате химических реакций, протекающих при взаимодействии соляной
кислоты с породами следующим образом.
Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами – двухлористый кальций
(СаСl2) и двухлористый магний (MgCl2) хорошо растворяются в воде. Эти
продукты вместе с остатками прореагировавшей кислоты извлекаются на
поверхность при промывке скважины. Углекислый газ (СО2) в зависимости от
давления выделяется в виде свободного газа или растворяется. В
результате реакции соляной кислоты с карбонатными породами и вымыванием
продуктов реакции в призабойной зоне пласта образуют поровые каналы
большого сечения, что ведет к увеличению проницаемости призабойной зоны
пласта, а следовательно, и производительности (приемистости) скважин.
2.5 Объем и концентрация растворов кислоты
Эффективность солянокнслотлых обработок скважин зависит от концентрации
кислоты, ее количества, давления при обработке, температуры на забое,
характера пород и других факторов. Для проведения кислотных обработок
объем, и концентрация раствора кислоты планируются для каждого
месторождения и каждой скважины индивидуально, так как точно подсчитать
эти параметры затруднительно. Предельные значения этих параметров обычно
следующие: объем – 0,4–1,5 м3 на 1 м обрабатываемой мощности пласта:
концентрация 12–16% HCI с уменьшением ее в отдельных случаях до 8% и
увеличением до 20%.
Наименьшие объемы кислоты в 0,4–1,0 м3 на 1 м мощности обрабатываемого
интервала пласта применяют для малопроницаемых карбонатных пород при
малых начальных дебатах скважин. Для этих условий принимают наиболее
высокую концентрацию раствора – с 15–16% HCI, а при отдельных обработках
и 20% НСl.
Для скважин с высоким начальным дебитом и породами высокой проницаемости
следует планировать 1,0–1,5 м3 раствора кислоты на 1 м мощности
обрабатываемого пласта.
Для песчаных коллекторов первичные обработки рекомендуется начинать с
малыми объемами раствора кислоты (0,4 – 0,6 м3 на 1 м мощности) при
сниженной до 8,0–10%-ной концентрации кислоты.
При повторных обработках во всех случаях объем кислотного раствора
постепенно увеличивают по сравнению с предыдущими обработками до
максимального.
2.6 Оборудование для кислотных обработок
Для перевозки неингибированной соляной кислоты от химических заводов до
кислотной базы используются железнодорожные цистерны, гуммированные
специальными сортами резины или эбонитами. Ингибированная соляная
кислота может транспортироваться в обычных железнодорожных цистернах, но
с защитным покрытием химически стойкой эмалью или химически стойким
лаком.
Уксусную кислоту транспортируют до кислотной базы также в металлических
гуммированных цистернах. Плавиковую кислоту доставляют в эбонитовых
баллонах.
Для доставки кислоты с химических заводов на кислотные базы, если они
близко расположены, и с кислотной базы на скважины используют
автоцистерны-кислотовозы. Внутренние поверхности этих цистерн гуммируют
или защищают многослойным покрытием химически стойкими эмалями и лаками.
Концентрированные товарные кислоты хранят в металлических стационарных
резервуарах емкостью 25–50–100 м3. Эти резервуары защищают
кислотоупорной футеровкой (покрытие эмалями, лаками, гуммирование).
Разведение кислоты с доведением раствора до нужной концентрации
производится в передвижных емкостях, устанавливаемых у скважин. Обычно
эти емкости представляют собой применяемые на производственных площадях
мерники для сбора нефти объемом 14 м3, внутренние поверхности которых
покрыты защитным слоем.
Для удобства перевозки мерники устанавливают на полозьях. Для перекачки
кислоты из железнодорожных цистерн в емкости и из емкостей в
автоцистерны применяются кислотоупорные центробежные насосы с малым
напором и большой производительностью.
При перекачке кислоты используются резиновые гофрированные шланги или же
гибкие трубы из поливинипласта и полиэтилена.
Для кислотных обработок в большинстве случаев применяют цементировачный
агрегат ЦА-320.
2.7 Приготовление рабочего раствора соляной кислоты
Концентрированную соляную кислоту разводят до заданного для рабочего
раствора содержания НСl на месте ее хранения (кислотная база) или
непосредственно у скважины перед ее обработкой.
Так как соляная кислота, поступающая с заводов, может иметь различную
концентрацию, то необходимо точно рассчитать, какое количество воды и
кислоты требуется смешать, чтобы получить раствор заданных концентрации
и объема.
Количество товарной кислоты 1» в объемных единицах, необходимое для
получения 1 м3 рабочего раствора заданной концентрации, рассчитывают по
следующей формуле: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 (1)
или для любого количества кубометров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 (2)
где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 – объем товарной кислоты,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- плотность товарной кислоты,
кг/м;picscalex100010009000003c900000002001c00000000000500000009020000000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 – заданная плотность готового раствора,
кг/м;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 берут исходя из заданного процентного
содержания НСl в рабочем растворе.
Для приготовления раствора заданной концентрации НСl товарную кислоту
разводят в емкостях, объем которых строго протарирован.
Соответственно расчету, в емкость заливают воду, затем заливают
концентрированную товарную кислоту и летом вносят все необходимые
добавки (ингибиторы, ПАВ и пр.).
Добавки реагентов-ингибиторов, ПАВ обычно настолько незначительны, что
поправки на объемы этих реагентов не вводятся.
2.8 Техника проведения солянокислотных обработок скважин
Процесс солянокислотной обработки скважины заключается в нагнетании в
пласт раствора соляной кислоты насосом или самотеком, если пластовое
давление низкое).
Порядок работ при этом следующий. Скважину очищают от песка, грязи,
парафина и продуктов коррозии. Для очистки стенок скважины от цементной
и глинистой корки и от продуктов коррозии при открытом забое применяют
«кислотную ванну». При этом раствор кислоты подают на забой скважины и
выдерживают ее там, не продавливая в пласт. Через несколько часов
отреагировав кислоту вместе с продуктами реакции вымывают на поверхность
обратной промывкой, нагнетая промывочную жидкость (нефть или вода) в
затрубное пространство скважины.
Кислотная ванна предупреждает попадание загрязняющих материалов в
поровое пространство пласта при последующей обработке. Поэтому кислотная
ванна считается одним из первых и обязательных этапов кислотного
воздействия на пласт.
Перед обработкой скважины у ее устья устанавливают необходимое
оборудование и опрессовывают все трубопроводы на полуторакратное рабочее
давление. В случае закачки раствора кислоты самотеком опрессовку
оборудования не производят.
Параллельно с обвязкой устья скважины к месту работы подвозят
подготовленный раствор соляной кислоты или готовят его тут же у
скважины.
Сначала скважину заполняют нефтью и устанавливают циркуляцию. Затем в
трубы нагнетают заготовленный раствор соляной кислоты. Объем нефти,
вытесненной из скважины через кольцевое пространство, измеряют в
мернике. Количество первой порции кислоты, нагнетаемой в скважину,
рассчитывают так, чтобы она заполняла трубы и кольцевое пространство от
башмака труб до кровли пласта. После этого закрывают задвижку на отводе
из затрубного пространства и остатки заготовленного кислотного раствора
под давлением закачивают в скважину. Кислота при этом поступает в пласт.
Оставшуюся в трубах и в нижней части скважины кислоту также продавливают
в пласт водой или нефтью.
При низких давлениях в скважинах не всегда удается установить циркуляцию
при промывке нефтью вследствие поглощения ее пластом. В этом случае в
скважину прокачивают с максимально возможной скоростью от 10 до 20 м3
нефти и при этом наблюдают за положением уровня в кольцевом пространстве
при помощи эхолота или других приборов (например, газовых счетчиков).
Установив, что уровень в скважине перестал подниматься, не прерывая
процесса, в скважину вслед за нефтью на той же скорости нагнетают весь
рассчитанный объем кислоты, а затем закачивают нефть для вытеснения
кислоты из труб.
Нагнетать кислоту в пласт необходимо с максимально возможными
скоростями, чтобы кислота проникала на большие расстояния от ствола
скважины.
После продавливания кислотного раствора в пласт скважину оставляют на
некоторое время в покое для реагирования кислоты с породой, после чего
пускают скважину в эксплуатацию.
Технология проведения солянокислотных обработок неодинакова и может
изменяться в зависимости от физических свойств пласта, его мощности и
прочих условий. В простейшем случае процесс обработки сводится к обычной
закачке кислоты в пласт насосом или самотеком, как описано выше.
При наличии одного мощного пласта рекомендуется применять ступенчатую
обработку. Для этого всю мощность пласта разбивают на интервалы по
10–20 м, которые поочередно, начиная с верхнего, обрабатывают раствором
кислоты с установкой башмака труб в нижней части обрабатываемого
интервала.
При обработке слабопроницаемых пород часто не удается прокачать в пласт
сразу значительное количество кислоты. В этом случае хорошие результаты
дает двухстадийная обработка. На первой стадии в пласт закачивают 2-З м3
раствора кислоты и выдерживают скважину под давлением в течение
нескольких часов. После того как давление в закрытой скважине снизится,
закачивают вторую порцию кислоты в количестве 5–7 м3.
Другой разновидностью солянокислотных обработок являются серийные
обработки, заключающиеся в том, что скважину последовательно 3–4 раза
обрабатывают кислотой с интервалом между обработками 5–10 дней. Серийные
обработки дают хорошие результаты в скважинах, эксплуатирующих
малопроницаемые пласты.
Эффект от солянокислотной обработки определяется разностью в величине
коэффициента продуктивности скважин до и после обработки, а также
количеством дополнительной нефти, добытой из скважины после ее
обработки.
Кислотную обработку газовой скважины проводят так же, как и нефтяной.
При этом глушение газового фонтана производится нагнетанием в скважину
нефти, воды или глинистого раствора. Наряду с этим применяется также
метод кислотной обработки под давлением без глушения скважины. Тогда
после закачки в скважину кислоты ее продавливают в пласт воздухом или
газом при помощи компрессора.
В последнее время получены успешные результаты при кислотных обработках
«под давлением». Сущность метода заключается в том, что давление
нагнетания кислоты в пласт искусственно повышается до 15-ЗО МПа путем
предварительной закачки в высокопроницаемые пропластки высоковязкой
нефтекислотной эмульсии. Высокое давление продавливания кислоты
способствует уменьшению скорости реакции, глубокому проникновению
кислоты в пласт, охвату кислотным раствором малопроницаемых пластов и
участков, что значительно повышает эффективность кислотных обработок.
Успешно применяются также специальные кислотные обработки скважин через
гидромониторнне насадки – направленными струями кислоты высокого напора,
которые способствуют быстрой и хорошей очистке открытого ствола
скважины.
2.9 Расчет обработки забоя скважин соляной кислотой
Исходные данные:
Глубина Н = 1111 м
Вскрытая эффективная мощность карбонатного пласта h = 25 м
Ниже вскрытого пласта имеется зумпф глубиной 12 м
Внутренний диаметр скважины D = 0,154 м
Диаметр НКТ d = 0,05 м
Определение необходимого количества химикатов.
Для заданных условий принимаем концентрацию кислоты 8%. При средней
норме расхода этой кислоты 1,2 м3 на 1 м интервала обработки общий объем
соляной кислоты составит 1,2 м ? 25 = 30 м3.
Расчет количества химикатов и воды.
На приготовление 6 м3 8%-ного солянокислотного раствора требуется 1840
кг 27,5%-ной HCl и 4,38 м3 воды, а на 30 м3 8%-ного солянокислотного
раствора необходимо концентрированной HCl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 (3)
и воды
picscalex1000100090000037101000003001c0000000000050000000902000000000500
0000020101000000050000000102ffffff00050000002e0118000000050000000b020000
0000050000000c020005a0101200000026060f001a00ffffffff000010000000c0ffffff
a7ffffff60100000a70400000b00000026060f000c004d617468547970650000f0000800
0000fa0200001000000000000000040000002d010000050000001402a002400305000000
1302a00248091c000000fb0220ff00000000000090010100000004020020474f53542074
797065204100b9040a15b7c5c677c0c5c67720c0c97700003000040000002d0101000800
0000320a3a02ea0f0100000033791c000000fb0200fe0000000000009001010000cc0402
0020474f53542074797065204100a5070a26b7c5c677c0c5c67720c0c977000030000400
00002d01020004000000f001010008000000320a2003b00e01000000ec791c000000fb02
00fe00000000000090010100000004020020474f53542074797065204100b9040a16b7c5
c677c0c5c67720c0c97700003000040000002d01010004000000f001020008000000320a
2003300e01000000207909000000320a2003480b0400000032312c3908000000320aac04
a80501000000363108000000320ae101380702000000333009000000320ae10128030400
0000342c333808000000320a2003c8ff01000000562c1c000000fb0200fe000000000000
9001000000020002001053796d626f6c007740000000a5070a27b7c5c677c0c5c67720c0
c97700003000040000002d01020004000000f001010008000000320a2003d00901000000
3d2c08000000320ae101880601000000d72c08000000320a2003a801010000003d2c0a00
000026060f000a00ffffffff0100000000001c000000fb021000070000000000bc020000
00cc0102022253797374656d000000000a0021008a010000000001000000f8f31200b9c1
c677040000002d01010004000000f0010200030000000000
Количество концентрированной товарной соляной кислоты для 10%-ного
солянокислотного раствора может быть так же найдено по формуле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, (4)
где А=214 и В=226 – числовые коэффициенты для кислоты 8%-ной
концентрации; х – 8%-ная концентрация солянокислотного раствора; z –
27,5%-ная концентрация товарной кислоты; W=30 м3 – объем кислотного
раствора.
Следовательно,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принимаем Wk = 8 м3.
В качестве ингибитора принимаем уникол У-2. необходимое количество
уникола определяется по формуле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, (5)
где b – процент добавки уникола к соляной кислоте (для уникола У-2
принимают 5% по объему от количества концентрированной кислоты, для
уникола М-Н – 1% и для У-К – 0,3%); х – 8%-ная концентрация
солянокислотного раствора; W=30 м3 – объем кислотного раствора; А –
числовой коэффициент принимаемый равным 214 для 8%-ной концентрации
кислоты.
Следовательно,
picscalex1000100090000037501000003001c0000000000050000000902000000000500
0000020101000000050000000102ffffff00050000002e0118000000050000000b020000
0000050000000c02000560121200000026060f001a00ffffffff000010000000c0ffffff
a7ffffff20120000a70400000b00000026060f000c004d617468547970650000f0000800
0000fa0200001000000000000000040000002d010000050000001402a002580305000000
1302a002280c1c000000fb0200fe0000000000009001010000cc04020020474f53542074
797065204100a6070aafb7c5c677c0c5c67720c0c97700003000040000002d0101000800
0000320a2003201101000000eb791c000000fb0200fe0000000000009001010000000402
0020474f53542074797065204100d00b0a4cb7c5c677c0c5c67720c0c977000030000400
00002d01020004000000f001010008000000320a2003a81001000000207909000000320a
2003100e030000003433316508000000320aac04340901000000383309000000320aac04
1405030000003231346508000000320ae101180a02000000333008000000320ae101f807
01000000383008000000320ae101e00501000000353008000000320ae101100302000000
373408000000320a200310000100000051341c000000fb0200fe00000000000090010000
00020002001053796d626f6c007740000000a6070ab0b7c5c677c0c5c67720c0c9770000
3000040000002d01010004000000f001020008000000320a2003b00c010000003d340800
0000320aac04e407010000002d3408000000320ae101680901000000d73408000000320a
e101580701000000d73408000000320ae101300501000000d73408000000320a2003c001
010000003d340a00000026060f000a00ffffffff0100000000001c000000fb0210000700
00000000bc02000000cc0102022253797374656d000000000a0021008a01000000000200
0000f8f31200b9c1c677040000002d01020004000000f0010100030000000000
Против выпадения на солянокислотного раствора содержащихся в нем солей
железа добавляем уксусную кислоту в количестве
picscalex1000100090000036e01000003001c0000000000050000000902000000000500
0000020101000000050000000102ffffff00050000002e0118000000050000000b020000
0000050000000c020005000b1200000026060f001a00ffffffff000010000000c0ffffff
a7ffffffc00a0000a70400000b00000026060f000c004d617468547970650000f0000800
0000fa0200001000000000000000040000002d010000050000001402a0025e0405000000
1302a002f5091c000000fb0200fe0000000000009001000000cc0402001054696d657320
4e657720526f6d616e00b7c5c677c0c5c67720c0c97700003000040000002d0101000800
0000320a20033d0a010000002c791c000000fb0200fe0000000000009001010000cc0402
0020474f53542074797065204100dc050a80b7c5c677c0c5c67720c0c977000030000400
00002d01020004000000f001010008000000320aac04810601000000d1791c000000fb02
00fe00000000000090010100000004020020474f53542074797065204100ef090a7eb7c5
c677c0c5c67720c0c97700003000040000002d01010004000000f00102000a000000320a
e1011e040600000031303030625708000000320a200310000100000051301c000000fb02
20ff0000000000009001010000cc04020020474f53542074797065204100dc050a81b7c5
c677c0c5c67720c0c97700003000040000002d01020004000000f001010009000000320a
a003290104000000f32eea2e1c000000fb0200fe00000000000090010000000200020010
53796d626f6c007740000000ef090a7fb7c5c677c0c5c67720c0c9770000300004000000
2d01010004000000f001020008000000320a2003c602010000003d2e0a00000026060f00
0a00ffffffff0100000000001c000000fb021000070000000000bc02000000cc01020222
53797374656d000000000a0021008a010000000002000000f8f31200b9c1c67704000000
2d01020004000000f0010100030000000000 (6)
где b – процент добавки уксусной кислоты к объему раствора; W=30 м3 –
объем солянокислотного раствора; С – концентрация уксусной кислоты
(принимаем 80%).
Следовательно,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Для растворения содержащихся в породе кремнистых соединений и
предупреждения их выпадения в виде геля кремниевой кислоты добавляем к
соляной кислоте плавиковую кислоту в количестве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 (7)
где b-процент добавки плавиковой кислоты к объему раствора (1%); W=30 м3
– объем солянокислотного раствора; m – концентрация товарной плавиковой
кислоты в процентах содержания HF (обычно m=60%). Следовательно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В товарной соляной кислоте второго сорта содержится примесь серной
кислоты в количестве до 0,6%, которая после реакции ее с углекислым
кальцием образует гипс, выпадающий в виде кристаллов, закупоривающих
поры пласта.
Против выпадения гипса добавляем к соляной кислоте хлористый барий в
количестве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, (8)
где W=30 м3 – объем солянокислотного раствора; а = 0,6% – содержание SO3
в товарной соляной кислоте; х – 8%-ная концентрация солянокислотного
раствора; z = 27,5%-ная – концентрация товарной кислоты;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или 25 л при плотности хлористого бария 4,0.
В качестве интенсификатора для понижения поверхностного натяжения
применяем препарат ДС (детергент советский), который одновременно
является ингибитором и наиболее активным понизителем скорости реакции
соляной кислоты с породой. Большое снижение скорости реакции
способствует более глубокому проникновению кислоты в пласт.
Необходимое количество ДС составляет 1–1,5% от объема солянокислотного
раствора (принимаем 1%). Это дает
30 м3 ? 0,01 = 0,3 м3 или 300 л.
Количество воды для приготовления принятого объема солянокислотного
раствора
V = W – WK – ?Q м3, (9)
Где WК – объем солянокислотного раствора;
Wk = 8 м3 – объем концентрированной товарной соляной кислоты:
?Q = 431 + 562,5 + 500 +25 +300= 1818,50 л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,82 м3
– суммарный объем всех добавок к солянокислотному раствору
V = 30 – 8 – 1,82 = 20,18 м3.
Для изоляции зумпфа применяем раствор хлористого кальция плотностью 1,2.
Объем 1 м ствола скважины внутренним диаметром 0,154 м составляет
0,0186 м3 (0,785 ? 0,1542 м2), а объем 12 м зумпфа будет 0,223 м3.
Для получения 1 м3 раствора хлористого кальция плотностью 1,2 по
инструкции требуется 540 кг CaCl2 и 0,66 м2 воды. Для изоляции всего
надо взять: CaCl2 540 ? 0,223 = 120,53 кг и воды 0,66 ? 0,223 = 0,15 м3.
После приготовления солянокислотного раствора проверяют ареометром
полученную концентрацию раствора HCl, и если она не соответствует
заданной, добавляют к раствору воду или концентрированную кислоту.
Количество добавляемой воды при концентрации HCl > 8% определяют по
формуле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, (10)
а количество добавляемой соляной кислоты, если концентрация HCl
Нашли опечатку? Выделите и нажмите CTRL+Enter
