Проведение химических методов увеличения дебитов скважин на приобском месторождении

Для изоляции всего отстойника количество СаС12 составит 540∙0,279=151 кг и воды 0,66∙0,279=0,18м3. После приготовления раствора HCl нужно проверить ареометром концетрацию раствора, если она не соответствует, то добавить к раствору воду или НС1 концетрированную, рассчитанную по формулам, рассмотренным выше при HCl>10% или при HCl<10%.

Перед обработкой скважины отстойник заполняют раствором CaCl2. Трубы спускают на 1−2м выше забоя, восстанавливают в скважине циркуляцию и при открытом затрубном пространстве закачивают раствор CaCl2, продавливая его в отстойник закачкой в трубы нефти в объеме выкидной линии (объем труб диаметром 0,062 м, длиной 100 м от насосного агрегата до устья скважины составит 0,00302∙100=0,3м3, плюс объем H=0,00302х1630=4,96м3. Затем поднимают трубы и устанавливают башмак промывочных труб у нижних отверстий фильтра.
8. После, в скважину закачивают кислоту, заполняющую выкидную линию диаметром 0,062м, длиной 100м от насосного агрегата (объем ее составит 0,00302∙100= 0,302м3), промывочные трубы диаметром 0,062м, длиной 1630м (объем их равен 0,00302∙1630=4,9226м3) и нижнюю часть скважины от подошвы до кровли пласта (объем ее составит 0,0186∙20=0,372м3), всего 5,60 м3. После этого устье герметизируют и остаток рабочего солянокислотного раствора продавливают в ПЗС. Для вытеснения соляной кислоты из труб требуется 5,60 м3 нефти.
После продавливания кислотного раствора в пласт, закрывают задвижки и оставляют скважину для реакции раствора с породой и следят по манометру за скоростью спада давления. ПЗС очищают от продуктов реакции и исследуют скважину на приток. При отсутствии положительных результатов, обработку проводят нефтекислотной эмульсией.







2.4 Оборудование и агрегаты, применяемые при химических методах увеличения дебитов скважин
На нефтяных промыслах, где планируется кислотная обработка скважин (СКО) сооружают кислотные базы с подъездными путями, насосными помещениями, лабораторией, гуммированными емкостями, складами, помещениями для бригады и помещения для подогрева растворов зимой.
Непосредственно для кислотных обработок скважины применяют специальный насосный агрегат Азинмаш – 30, который смонтирован на автомобильном шасси. (Рисунок 2.4.1) Он включает в себя гуммированную резиной цистеру из двух отсеков по 2,7 и 5,3м3, и дополнительную емкость на приципе с двумя отсеками по 3м3. [10, с.121] Агрегат снабжен треплунжерным горизонтальным насосом высокого давления 4НК-500 для закачки кислоты в скважину, который имеет привод от двигателя автомобиля. В силовом насосе имеются сменные плунжеры, диаметром 110 и 90 мм. Насосы обеспечивают подачу кислоты от 1,03 до 12,2 л/с и давление 7,6-50 МПа. Также при СКО используются цементировочные агрегаты ЦА-320М и насосный агрегат для гидроразрыа АН-700. Схема обвязки скважины при кислотной обработке приведена на Рисунке 2.4.2.
Сливной насос агрегата «Азинмаш» забирает жидкость из емкостей на платформе, а также с помощью резиновых шлангов откачкой из емкостей на автоприцепе. При СКО используют цементировочный агрегат в качестве подпорного насоса, подающего жидкость к насосу агрегата «Азнимаш», также он перемешивает растворы кислоты при введении в них реагентов и при перекачке растворов из одних емкостей в другие. Ротационный насос используют для приготовления нефтексилотных эмульсий для закачки в поглащающие интервалы,чтобы расширить охват обработки толшины пласта. [3, с.72]



Рисунок 2.4.1 - Насосный агрегат для кислотных обработок Азинмаш -30А:
1- кабина машиниста; 2- коробка отбора мощности; 3- емкость для реагента; 4- насос 4НК-500; 5- выкидной трубопровод; 6- редуктор;
7- шланг для забора раствора кислоты из цистерны; 8- цистерна для раствора кислоты; 9- комплект присоединенных шлангов;
10- ящик для инструментов; 11- горловина цистерны.

Устье скважины приобработке под давлением оборудуется специальной головкой с быстросъемными соединениями – обратным клапаном и задвижкой высокого давления, соединятеся с выкидом насосоного агрегата металлическими трубами. При термокислотной обработке используют реакционные наконечники из нефтепроводных труб, диаметром 75-100мм. Процесс СКО заключается в следующем: скважину очищают от песка, грязи, парафина с помощью «кислотной ванны». Раствор кислоты подают на забой скважины, через несколько часов кислоту с продуктами реакции вымывают на поверхность обратной промывкой, нагнетая промывочную жидкость ( нефть или воду) в затрубное пространство скважины.


Рисунок 2.4.2 - Схема обвязки скважины при кислотной обработке:
1- устье скважины; 2- обратный клапан; 3- задвижка высокого давления;
4- насос 4НК-500; 5- агрегат азинмаш-30А; 6- емкость для кислоты на агрегате; 7- емкость для кислоты на прицепе; 8- емкость для продавочной жидкости; 9- емкость для кислоты; 10- линия для обратной циркуляции.

Перед обработкой скважины у устья устанавливают оборудование и опрессовывают все трубопроводы на рабочее давление, равное 1,5. Если раствор кислоты закачивается самотеком, то опресовку не производят. Вместе с обвязкой устья к месту работы подвозят подготовленный раствор соляной кислоты. В скважинах, где возможно установить циркуляцию, процесс обработки производится по схеме, приведенной на Рисунке 2.4.3. Сначала скважину заполняют нефтью и устанавливают циркуляцию (I). Затем в трубы нагнетают раствор кислоты. Объем вытесненной нефти измеряют в мернике. Количество первой порции кислоты, нагнетаемой в скважину, должно быть такое, чтобы она заполняла трубы и кольцевое пространство от башмака труб до кровли пласта (II). Затем закрывают задвижку на отводе из затрубного пространства и остатки заготовленного раствора кислоты под давлением закачивают в скважину. Кислота поступает в пласт (III). Оставшуюся в трубах и нижней части скважины кислоту продавливают в пласт водой или  нефтью (IV).
Скважину прокачивают с максимальной скоростью от 10 до 20 м3 нефти и наблюдают за положением уровня в кольцевом пространстве с помощью газовых счетчиков. Когда уровень в скважине перестал подниматься, в скважину в след за нефтью на такой же скорости нагнетают кислоту, а затем закачивают нефть для вытеснения кислоты из труб.
После продавливания кислотного раствора в пласт скважину оставляют в покое на некоторое время для реагирования кислоты с породой, после чего пускают скважину в эксплуатацию.
При наличии одного мощного пласта применяют ступенчатую обработку. Для этого мощность всего пласта разбивают на интервалы по 10 - 20 м, которые по очереди, начиная с верхнего, обрабатывают раствором кислоты с установкой башмака в нижней части обрабатываемого интервала. При обработке слабопроницаемых пород применяют двухстадийную обработку. На первой стадии в пласт закачивают 2 - 3 м3 раствора кислоты и выдерживают скважину под давлением в течении нескольких часов. После того как давление в скважине снизится, закачивают вторую порцию кислоты - 5 - 7 м3.
Также используются кислотные обработки «под давлением». Суть их заключается в том, что давление нагнетаемой кислоты в пласт искусственно повышается до 15-30 МПа путем предварительной закачки в высокопроницаемые пропластки нефтекислотной эмульсии высокой вязкости. Высокое давление уменьшает скорость реакции, способствует глубокому проникновению кислоты в пласт, охвату кислотным раствором малопроницаемых пластов и повышает эффективность кислотных обработок. [9, с.94]
Эффект солянокислотной обработки определяется разностью коэффициента продуктивности скважин до и после обработки, а также количеством дополнительной нефти, добытой из скважины после ее обработки.

Рисунок 2.4.3 - Схема кислотной обработки скважин
















III ОХРАНА ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
3.1 Обеспечение безопасности работников, проводящих химические обработки
При обработке скважин кислотами, необходимо соблюдать меры безопасности, так как кислоты, попадая на тело могут вызвать ожоги.
При обработке скважин, работающие должны быть в очках, предохраняющих от попадания брызг кислоты и врезиновой спецодежде (перчатки, сапоги, фартуки). [2, с.315] При работе с плавиковой кислотой защитные очки должны быть из органическогостекла.
Для транспортировки кислоты внутри промысла применяют автомашины, прицепы и цистерны. Если транспортируется неразведенная кислота, то цистерны должны быть выложены внутри резиной. Мерники для кислоты у обрабатываемых скважин должны быть закрытыми с центральным отверстием на крышке, диаметром 500-600мм.
Для забора кислоты должны быть предусмотрены нижние отводы. Мерники оборудуют лестницей для подъема рабочих и площадками для слива кислоты. Рабочие должны находиться с наветренной стороны мерника.
Кислота,доставляемая в стеклянных бутялых должна быть закрыта пробками и обмотанаклеенчатой обмоткой во избежания выбивания пробок и расплескивания во время перевозки. На транспортных средствах, загруженных бутылями с кислотой запрещается перевозить другие грузы и людей.
Насосы, мерники и устья скважин должны быть соединены прочно закрепленными трубами. Обвязка перед работой должна быть опрессована на давление в 1,5 раза, превышающее максимальное давление при закачке.



На месте работы с кислотами должен быть шланг с водой для моментального смыва в случае попадания кислот на кожу или одежду.[14]
Для оказания первой помощи на рабочем месте должна быть портативная аптечка со следующими медикаментами:
- раствор соды;
-раствор борной кислоты;
-25%-ный раствор новокаина;
-0,5%-ный раствор дикаина с адреналином;
-раствор аммиака;
-магнезиальная мазь (против ожогов плавиковой кислотой). ма рабочихи площадками для удобного слива кислоты. на крышке , диаметром 500-600мм. рча










3.2 Охрана окружающей среды при закачке кислотных растворов в скважину
Нефтяная промышленность потенциально опасна для окружающей среды в связи с загрязнением её объектов. Воздействие на основные компоненты окружающей среды (воздух, воду, почву, растительный, животный мир и человека) обусловлено токсичностью природных углеводородов, их спутников, большим разнообразием химических веществ, используемых в технологических процессах.
Наиболее опасными по последствиям являются загрязнения подземных и наземных пресных вод и почвы. К основным их загрязнителям относится нефть. Вредные жидкие отходы представлены дренажными водами, содержащими значительное количество метанола.
Загрязнителями атмосферы на объектах дальнего транспорта являются природные газы от газоперекачивающих агрегатов, их спутники и т.д. Мощным источником опасных загрязнителей воздушного бассейна нефтяной и газовой промышленности продолжают оставаться продукты сгорания нефти, конденсата, природного нефтяного газа.
Основными загрязняющими веществами являются: сероводород, окислы азота, сажа, «сернистый ангидрид + сероводород».
Все завозимые на скважину химические реагенты и материалы должны быть упакованы в специальную тару или контейнеры и храниться в закрытом помещении.
При ремонте скважин в пойменных зонах естественных водоемов администрацией предприятия совместно с организациями санитарного надзора и бассейновой инспекцией должны быть разработаны мероприятия, обеспечивающие предотвращение загрязнения грунтовых и паводковых вод вредными веществами.[17]
Запрещается выпускать в атмосферу газосодержащие вредные вещества без сжигания или нейтрализации.

По окончании работ необходимо:
- вывозить оставшиеся растворы для повторного их использования или регенерации;
- очищать загрязненные нефтью участки вокруг скважины;
- бытовой и производственный мусор, как в процессе ремонта скважины, так и после его завершения, следует собирать и вывозить в места свалки.
Каждая смена должна начинать работу с анализа экспресс-методом воздуха, взятого у открытого устья. Результаты анализа регистрируются в специальном журнале.
В случае газопроявлений за счет колебания уровня закачиваемой жидкости все работы на скважине должны быть прекращены.
Также необходимо использовать закрытую систему циркуляции промывочной жидкости, которая включает слив отработанной или оставшейся жидкости в специальную емкость, нефтеловушку или канализацию.
Необходимо рекультивировать территории, примыкающие к скважине, для сельскохозяйственного и иного пользования, в случае причинения ущерба.











ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной работе в геологической части была рассмотрена физико-географическая, геологическая и тектоническая характеристика, характеристика продуктивных пластов и свойства нефти Приобского месторождения.
В технико-технологическом разделе были изучены и описаны существующие методы увеличения дебитов скважин, виды химических обработок скважин, оборудование и агрегаты, применяемые при химических методах увеличения дебитов скважин, а также приведен расчет солянокислотной обработки добывающей скважины Приобского месторождения.
В третьей главе рассмотрен вопрос об обеспечении безопасности работников и об охране окружающей среды при закачке кислотных растворов в скважину.
В результате анализа существующих методов интенсификации добычи нефти в данной работе можно сделать вывод, что в качестве наиболее эффективного метода восстановления приемистости скважин на Приобском месторождении является кислотная обработка ПЗС, дополнительными методами можно выделить гидроразрыв пласта и перфорацию. Для удаления возможных отложений впризабойной зоне скважины рекомендуется использовать обработку растворителями и далее проводить опытно-промысловые испытания других методов воздействия на ПЗC, особенно, для добывающих скважин обработку растворителями, а для нагнетательных скважин - обработку растворами ПАВ.


Список использованной литературы
1.Абдулмазитов Р.Д., Баймухаметов К.С, Викторин В.Д. и др. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений Росси. - Москва.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1996
2.Бойко В. С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. – М.: Недра, 1990
3.Быков И. Ю., Бочарников В. Ф., Ивановский В. Н. и др.Техника и технология добычи и подготовки нефти и газа. Учебник для вузов. Том I – М.: Энерджи Пресс, 2013
4.Геологический отчёт по Приобскому месторождению за 2001 г.
6.Гурари Ф.Г. Строение и условия образования клиноформ неокомских отложений Западно-Сибирской плиты (история становления представлений). – Новосибирск: СНИИГГиМС, 2003
7.Каламкаров Л. В. Нефтегазоносные провинции и области России и сопредельных стран. - Казань: НПО “Союзнефтепромхим”, 1989
8.Конторович А. Э., Нестеров И. И., Салманов Ф. К.и др. Геология нефти и газа Западной Сибири. - М.: Недра, 1975.  
9.Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. – М.: ЦентрЛит, 2004
10.Крец В.Г. Нефтегазопромысловое оборудование: учеб. пособие. – Томск: Изд. ТПУ, 1998. – 184 с.
11.Кудинов В. И. Основы нефтегазопромыслового дела. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований; Удмурдский госуниверситет, 2004
12.Немченко Т.Н. Историко-генетическая модель формирования залежей нефти Приобского месторождения Западной Сибири.Геология нефти и газа. Том №2, 2000
13.Отчеты по повышению нефтеотдачи пластов на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз». Нефтеюганск, 1999-2001
14. Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности. - Москва, Недра, 1974
15.Рылько А.В., Потеряева В. В Вертикальная зональность в распространении жидких и газообразных углеводородов в мезозое Западной Сибири.-ЗапСибВНИГНИ, Вып. 147. -Тюмень, 1979
15.Сулейманов М. М. и др. Охрана труда в нефтяной промышленности. - Москва, Недра, 1996
16.Шпильман В.И., Солопахина Л.А., Пятаков В.И. Новая тектоническая карта центральных районов Западной Сибири. - Ханты-Мансийск: Изд. Дом «ИздатНаукаСервис», 1999
17.  http://petros.ru/worldmarketoil/?action=show&id=267
18. http://www.neftvnb.ru/text/calculation/sko2.pdf

























Лист

Дата

Подпись



Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

КР.21.03.01.173.2016.ПЗ


45

КР.21.03.01.173.2016.ПЗ


КР.21.03.01.173.2016.ПЗ
016.ПЗ


6

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Лист

8

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.





16

Листов

Лит.

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ



Утверд.



2

Листов

Лит.

ВВЕДЕНИЕ



Утверд.



Изм.

1

Листов

Лит.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ



КР.21.03.01.173.2016.ПЗ


46

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

КР.21.03.01.173.2016.ПЗ


44

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.



4

Листов

Лит.

ОХРАНА ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ



Утверд.



КР.21.03.01.173.2016.ПЗ


41

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

КР.21.03.01.173.2016.ПЗ


40

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

КР.21.03.01.173.2016.ПЗ


39

КР.21.03.01.173.2016.ПЗ


13

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

КР.21.03.01.173.2016.ПЗ


38

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

КР.21.03.01.173.2016.ПЗ


33

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

КР.21.03.01.173.2016.ПЗ


32

КР.21.03.01.173.2016.ПЗ


19

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

№ докум.

Лист

Изм.

КР.21.03.01.173.2016.ПЗ


30
1

Лист

Дата

Подпись

КР.21.03.01.173.2016.ПЗ


20

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

КР.21.03.01.173.2016.ПЗ


29

Лист

Дата



22

Листов

Лит.

ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ



Утверд.



КР.21.03.01.173.2016.ПЗ


24

Лист

КР.21.03.01.173.2016.ПЗ


23

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

Н. Контр.





Ф.И.О.


Провер.

Ф.И.О.


Разраб.

КП.21.03.01.173.12/23.01.2015.ПЗ
.

21

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

КР.21.03.01.173.2016.ПЗ


34

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

Н. Контр.





Ф.И.О.


Провер.

Ф.И.О.


Разраб.

КР.21.03.01.173.2016.ПЗ


4

Н. Контр.





Ф.И.О.


Провер.

Ф.И.О.


Разраб.

КП.21.03.01.173.12/23.01.2015.ПЗ
.

3

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

КР.21.03.01.173.2016.ПЗ
016.ПЗ


9

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

КР.21.03.01.173.2016.ПЗ


36

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

КР.21.03.01.173.2016.ПЗ


15

КР.21.03.01.173.2016.ПЗ


14

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

КР.21.03.01.173.2016.ПЗ
016.ПЗ


12

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

КР.21.03.01.173.2016.ПЗ
016.ПЗ


7

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

Лист

Изм.

КР.21.03.01.173.2016.ПЗ


22

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

КР.21.03.01.173.2016.ПЗ


35

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

КР.21.03.01.173.2016.ПЗ


18

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

КР.21.03.01.173.2016.ПЗ


37

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

КР.21.03.01.173.2016.ПЗ


31

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

Лист

Изм.

КР.21.03.01.173.2016.ПЗ


16

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

КР.21.03.01.173.2016.ПЗ


17

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

КР.21.03.01.173.2016.ПЗ


42

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

№ докум.

Лист

Изм.

КР.21.03.01.173.2016.ПЗ


28

Лист

Дата

Подпись

КР.21.03.01.173.2016.ПЗ


26

Лист

КР.21.03.01.173.2016.ПЗ


25

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

КР.21.03.01.173.2016.ПЗ


27

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

КР.21.03.01.173.2016.ПЗ
016.ПЗ


10

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.









КП.21.03.01.173.12/23.01.2015.ПЗ
.

5

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

КР.21.03.01.173.2016.ПЗ
016.ПЗ


11

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

№ докум.

Лист

Изм.

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

КР.21.03.01.173.2016.ПЗ


49

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

КР.21.03.01.173.2016.ПЗ


2

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

Утверд.



Н. Контр.





Ф.И.О.


Провер.

Ф.И.О.


Разраб.

КП.21.03.01.173.12/23.01.2015.ПЗ
.

43

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

Н. Контр.





Ф.И.О.


Провер.

Ф.И.О.


Разраб.

КП.21.03.01.173.12/23.01.2015.ПЗ
.

47

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.








КР.21.03.01.173.2016.ПЗ


48

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.