Сбор и подготовка нефти

     На скважинах, которые  будут вводиться в эксплуатацию  механизированным способом, необходимо провести работы по закачке ПС в призабойную зону в объёме 0.1-0.15 м3 на 1 м. нефтенасыщенной толщины пласта. Спустить внутрискважинное оборудование и запустить насосную установку в эксплуатацию. Если после перфорации скважин при продавки ПС в пласт отсутствует приёмистость, то необходимо оставить скважину под давлением опрессовки эксплуатационной колонны на 4-6 часов. Затем повторить продавку. При отсутствии приёмистости повторить перфорацию.

       4.3.2. Требования  к скважинам и оборудованию для проведения     

                                          кислотных обработок.                           

      Для  проведения кислотных обработок  выбираются нефтяные фонтанные,  газлифтные, механизированные скважины, а также скважины, простаивающие из-за отсутствия фонтанирования. Эксплуатационные колонны и цементное кольцо скважин, подлежащих обработке должны быть герметичны. Внутренний диаметр эксплуатационной колонны должен обеспечивать спуск-подъём специального оборудования и исследовательской аппаратуры, используемых при проведении обработок. Насосно-компрессорные трубы (НКТ) 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 муфтами. Зона перфорации и забой скважины должны быть свободны от осадка. Прискважинная площадка и подъездные пути к скважине должны обеспечивать размещение оборудования для проведения обработки и исследовательских работ, а также требования техники безопасности, противопожарной безопасности и охраны окружающей среды.

    Перед проведением работ  по кислотной обработке скважин  необходимо:

- прошаблонировать колонну насосно-компрессорных  труб и эксплуатационную колонну  (при необходимости) отбить забой  скважины;

- провести комплекс гидродинамических  и промыслово-геофизических исследований, имеющих целью определить, 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 процент обводнённости.

     Выбор скважины для  проведения кислотных обработок  проводят по данным их гидродинамических  и промыслово-геофизических исследований. Основным признаком, определяющим необходимость и последовательность проведения работ по повышению производительности скважин, является соотношение гидродинамических характеристик состояния призабойной и удалённой зоны пласта, а также результаты промыслово-геофизических исследований по определению коэффициента работающей толщины пласта.

      4.3.3. Обработка призабойной  зоны пласта в фонтанирующей                           

                                                      скважине.                                                                                                                        

         Произвести осмотр фонтанной  арматуры, проверить наличие циркуляции  в скважине путём перевода  её на работу по кольцевому  пространству между эксплуатационной колонной и колонной насосно-компрессорных труб (НКТ).

       Перед проведением работ по воздействию на призабойную зону стравить газ из кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и НКТ до выхода жидкости. Приготовление раствора соляной кислоты может осуществляться непосредственно перед началом работы и заблаговременно. Раствор соляной кислоты заданной концентрации готовится смешением расчётного количества реагентов в специальной технологической ёмкости или в мерной ёмкости цементировочного агрегата, причём в первую очередь в смесительную ёмкость загружается ацетон. После смешения ацетона и соляной кислоты насосным агрегатом создаётся круговая циркуляция и раствор перемешивается в течение 10-15 мин. При больших объёмах раствора или при отсутствии ёмкостей допускается приготовление раствора непосредственно в технологической линии закачки ацетона и соляной кислоты через тройник.

 Таблица 4.3.6.

                   Необходимые реагенты для приготовления  раствора 

                                                соляной кислоты.

Массовая доля исходной  соляной кислоты, %

Плотность ис-ходной соляной кислоты

Объём исходной соляной кислоты  необходимой для приготовления 1м3 реагента, м3/м3  Массовая доля соляной кислоты  в растворе, %

                                       :                      :      10         12     :      15         :

18              20              22              24              26              28

1088         1096         1108         1119         1120         1139

0.478   0.421   0.376   0.338   0.307   0.281

0.595     0.522     0.464     0.417     0.308     0.345

0.786   0.696   0.607   0.544   0.491   0.448

 При открытом затрубном  пространстве закачать в НКТ  расчётное количество реагента и довести его до башмака НКТ продавочной жидкостью. Скорость закачки реагента при этом должна быть минимальной.

    Закрыть затрубное  пространство и закачать реагент  в пласт. Объём продавочной жидкости определяется по формуле:

 

                                  W= Wнкт+Wк ,  где

 

     W- объём  продавочной жидкости, м3;

     Wнкт- объём  колонны НКТ, м3;

     Wк- объём  эксплуатационной колонны в интервале  башмак-НКТ-нижние отверстия интервала перфорации, м3.

                        

                                    Wнкт=____

                                                   4

                                    

                                    Wк=______

                                                  4

          - длина НКТ, м.

          - внутренний диаметр НКТ, м.

       - длина  эксплуатационной колонны в интервале  башмак-НКТ-нижние отверстия интервала перфорации, м.

        - внутренний диаметр эксплуатационной  колонны, м.

 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 оставить на реагирование в течении 6-8 часов.

   

 

4.3.3. Обработка призабойной  зоны пласта водным и ацетоновым                      

                                    раствором глинокислоты.

 Обработка призабойной  зоны пласта растворами глинокислоты  должна производиться на стадии:

- первичная обработка призабойной зоны пласта раствором соляной кислоты для удаления содержащихся в горной породе карбонатных заключений и остатков цементного раствора;

- обработка призабойной  зоны пласта раствором глинокислоты. Не допускается применение глинокислотных композиций с концентрацией плавиковой кислоты более 3%.

  Для приготовления  глинокислотного состава необходимо  приготовить раствор соляной  кислоты нужной концентрации, после  чего добавить расчётное количество плавиковой кислоты в соответствии с таблицей 4.3.1. Приготовление ацетонового раствора глинокислоты должно осуществляться следующим образом. Сначала готовится глинокислотная композиция в соответствии с таблицей 4.3.2. после чего производятся работы по приготовлению ацетонового раствора глинокислоты.

                                                                                  Таблица 4.3.7.

  Потребный объём товарной кислоты для приготовления 1 м3

       глинокислоткного раствора заданной концентрации.

Массовая доля исходной соляной ки-слоты  ,    %

Плотность исходной соляной кислоты, кг/м3

Объём исходной 40% плавиковой кислоты для приготовления 1 м3 кислотного раствора заданной концентрации___________________________ Необходимая массовая доля плавиковой кислоты

                                                             1%               2%               3%

8                10                12                15

1038        1047        1057        1073

23.1      23.3      23.5      23.9

46.2       46.6       47.0       47.8

69.3       69.9       70.5       71.7

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

      Таблица  4.3.8.

      Расчётное количество реагентов для приготовления 1 м3

  водных растворов глинокислоты с добавками борной кислоты

Содержание компонентов  , мас.%				Количество исходных  реагентов
Соляная кислота	плавиковая кислота	борная кислота	вода		24% соляная кислота     м3	40% плавиковая кислота, м3	борная кислота    кг	вода  м3
8       8       8      10      10      10      12      12      12      15      15      15	1       2       3       1       2       3       1       2       3       1       2       3	1       2       3       1       2       3       1       2       3       1       2       3	90    88    86    88    86    84    86    84    82    83    81    79		0.309   0.313   0.318   0.390   0.395   0.401   0.472   0.479   0.485   0.599   0.607   0.616	0.023   0.048   0.072   0.024   0.048   0.073   0.024   0.048   0.074   0.024   0.049   0.075	10.5     21.3     32.4     10.6     21.5     32.7     10.7     21.7     33.0     10.8     22.0     33.5	0.668 0.639 0.610 0.586 0.557 0.526 0.504 0.473 0.441 0.377 0.344 0.309

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                                              

  

 

Таблица 4.3.9.

      Расчётное  количество реагентов для приготовления  1 м3

    ацетоновых растворов глинокислоты с добавками борной

                                        кислоты

Содержание компонентов,мас.%						Количество исходных  реагентов
соля-ная кислота	плавиковая кислота	бор-ная кислота	аце-тон	вода	24% соля-ная кислота, м3		40% плавиковая кислота, м3	бор-ная кислота,   кг	аце-тон,   м3	вода,   м3
8     8     8     10     10     10     12     12     12     15     15	1      2      3      1      2      3      1      2      3      1      2	1     2     3     1     2     3     1     2     3     1     2	30    30    30    30    30    30    30    30    30    30    30	60    58    56    58    56    54    56    54    52    53    51	0.286 0.290 0.294 0.361 0.366 0.371 0.437 0.443 0.449 0.554 0.561		0.022 0.044 0.067 0.022 0.044 0.067 0.022 0.045 0.068 0.022 0.046	9.7 19.7 30.0   9.8 19.9 30.2   9.9 20.1 30.5 10.0 20.3	0.365 0.370 0.374 0.368 0.373 0.378 0.372 0.376 0.381 0.377 0.381	0.321 0.296 0.365 0.249 0.217 0.184 0.169 0.136 0.102 0.047 0.012