Сбор и подготовка нефти

 

 

 Основными компонентами глинокислотного  раствора являются:

10-12% товарной соляной кислоты, 1.5% фтористоводородной кислоты, 1.5% борной кислоты, 30% ацетона, 50-55% воды.

  Приготовление глинокислотного  раствора осуществляется как  на растворном узле, так и непосредственно перед обработкой на кусте скважин.

  Водный и ацетоновый состав  для глинокислотной обработки  призабойной зоны пласта из  расчёта на 1 м3 раствора приведен  в таблицах 4.3.2. и 4.3.3. и готовится  смешением компонентов в следующем порядке: к ацетону или воде добавляется соляная кислота, далее приливается фтористоводородная кислота и добавляется борная кислота. Смесь перемешивается круговой циркуляцией до полного растворения борной кислоты.

                    4.3.4.  Освоение скважин после кислотных обработок.

   Критериями выбора технологии  освоения скважин после проведения  кислотной обработки являются  величина необходимой депрессии  для вызова притока пластового флюида и способ экспуатации скважин.

     При определении допустимой депрессии при вызове притока на скважинах, характеризующихся близким расположением нефтеводогазоносных горизонтов, руководствуются требованиями “Технического регламента на вскрытие, крепление и освоение скважин с близким расположением нефтеводогазоносных горизонтов и низкопроницаемыми коллекторами месторождений типа Суторминского, Лор-Еганского, Урьевского, Поточного и др.” (дополнение к действующим проектам на строительство скважин). Допустимые депрессии в зависимости от устойчивости горной породы в призабойной зоне пласта определяются в соответствии с РД 39-2-1217-84 “Инструкция по освоению и исследованию скважин на месторождениях Западной Сибири”.

   Вызов притока при эксплуатации  скважин фонтанным способом осуществляется снижением уровня жидкости при помощи компрессора. При этом НКТ  оборудуются пусковыми муфтами, глубина установки которых определяется величиной предельно допустимой депрессии.

   Вызов притока с помощью  пенных систем осуществляется  в соответствии с РД 39-2-1044-84 “Временная  инструкция по освоению скважин пенами с использованием эжекторов на нефтяных месторождениях Западной Сибири”.

   При проницаемости коллекторов  ниже 0.1 мкм2 освоение скважин   производят с использованием  метода многократных депрессий  с учётом допустимой депрессии на пласт и в соответствии с РД 39-1-888-83 “Инструкция по технологии восстановления и увеличения продуктивности скважин методом многократных депрессий на пласт”.

  При работах на механизированном  фонде скважин после проведения  кислотной обработки и определении типоразмера насосной установки, производят работы по спуску внутрискважинного оборудования. Вывод установки на режим эксплуатации осуществляется в соответствии с действующими регламентами.

                                                                                                                                                                            4.4. Кислотная обработка в скважинах при обводнённости

                           более 50%. Водоизоляционные работы.                         

             Опыт кислотных обработок обводнённых  скважин показывает, что при обводнённости более 50% эффективность работ резко падает. Успешность работ в таких условиях не превышает 30-40%, в большинстве случаев после ОПЗ наблюдается повышение обводнённости добываемой продукции. Поэтому по месторождению рекомендую технологию комплексного воздействия на призабойную зону пласта обводнённых скважин, включающую в себя предварительную изоляцию или временное тампонирование водоносных зон и последующее кислотное воздействие  на продуктивные интервалы. Изоляцию водопритоков при этом нужно осуществлять с использованием кремнийорганического тампонажного материала ВТС-2, как это  успешно проводится на многих месторождениях Нефтеюганского района.   Последующее кислотное воздействие проводить композициями, приведёнными выше.

 Составы ВТС-2 характеризуются  следующими основными свойствами:

- обладают малой вязкостью  и высокой фильтруемостью в  пористые среды;

- могут храниться  и применяться при температурах  среды до -50  С;

- обладают регулируемой  плотностью, вязкостью, скоростью  отверждения, прочностью образующегося из них тампонажного камня;

- обладают высокой  адрезией к горным породам;

- отверждаются под  действием воды. При контакте  с водой любой минерализации растворяются в ней, а затем отверждаются (гелируют). Отверждённые составы термостабильны до 200  С, нерастворимы в пластовых флюидах, водогазонепроницаемы, растворимы в грязевой кислоте и в щелочах.

    Для приготовления  состава ВТС-2 используют имеющиеся  в наличии эфиры ортокремниевой кислоты: тетраэтоксисилан, этилсиликат-32, этилсиликат-40, продукт 119-236, этилсиликат-конденсат, смолка-этилсиликат. Необходимыми компонентами для приготовления ВТС-2 помимо одного из перечисленных выше кремнийорганических эфиров является кремнийорганический реагент продукт 119-204 и двухатомный спирт: этилен-, диэтилен-, триэтиленгликоль или полигликоль.

                               Контроль качества составов ВТС-2.

  исходные компоненты:                                     Содержание, объёмный %.

кремнийорганический эфир                                                 5.0-85.0

продукт 119-204                                                                     5.0-45.0

гликоль (полигликоль)                                                         10.0- 50.0

вода - до 3 объёмов по отношению  к составу                                                                         

       Перед началом  приготовления тампонажных составов  для выбранного соотношения исходных компонентов в лабораторных условиях необходимо определить время их гелеобразования. Такой анализ необходимо проводить каждый раз при поступлении новой партии или изменения хотя бы одного из компонентов, а также при изменении условий применения составов, особенно температуры в зоне изоляции.                                                 

     Из ёмкостей хранения  реагентов отбираются пробы в  количестве 500 мл. каждая. С помощью мерного цилиндра в химический термостойкий стакан вместимостью 500 мл. приливают кремнийорганический эфир и продукт 119-204. Компоненты сливают в любой последовательности. Cмесь перемешивают стекляной палочкой в течении 2-3 мин. К полученной смеси при перемешивании приливают гликоль (полигликоль). Перемешивание продолжают в течении 20 мин., после чего состав ВТС-2 готов. Для определения времени гелирования в полученный состав вводят 25% по объёму воду. Смесь перемешивают 2-3 мин. и стакан помещают в термостатированную водяную (масляную) баню с температурой, равной температуре в зоне изоляции (+1 С). За время гелирования принимается момент времени от начала термостатирования смеси до потери его текучести, когда мениск жидкости в стакане при наклоне его на 45  перестаёт смещаться.

     При необходимости  ВТС-2 может разбавляться водой  в соотношении от 1:1 до 1:3. В данном случае сразу после приготовления ВТС-2 в него вводится вода в необходимом количестве, смесь перемешивается 2-3 мин. и помещается в термостатированную баню для определения времени гелеобразования.

     Следует учитывать,  что оптимальное время гелеобразования состава при заданной температуре равно времени закачки необходимого объёма реагента в зоне изоляции. Рекомендуемый запас времени гелеобразования составляет не более 20% времени, требуемого для закачки всего объёма реагента в зону изоляции, но не более 30 мин. Таким образом, зная температуру в зоне изоляции и определяя необходимый объём закачки состава, в лабораторных условиях необходимо подобрать ингредиенты исходных компонентов ВТС-2 с удовлетворительным пластовым условием времени его гелеобразования.

                          Технология приготовления состава  ВТС-2.

     В мерную ёмкость  агрегата ЦА-320 закачивают расчётный  объём кремнийорганического эфира, под его слой в ту же ёмкость закачивают расчётный объём продукта 119-204. Смесь двух реагентов без специального перемешивания перекачивают в осреднительную ёмкость. В освободившуюся мерную ёмкость ЦА-320 закачивают расчётный объём гликоля. Агрегат и усреднительную ёмкость обвязывают по схеме круговой циркуляции: ёмкость - агрегат - ёмкость. Создают круговую циркуляцию смеси кремнийорганического эфира с продуктом 119-204 с максимальной производительностью насоса ЦА-320. При циркуляции реагентов в поток из мерной ёмкости ЦА-320 подают гликоль. Скорость подачи гликоля строго не регламентирована, но для равномерности его распределения в циркуляционной смеси скорость подачи выбирают из расчёта полного его расхода при прокачке через ЦА-320 всего объёма приготовленной смеси кремнийорганического эфира и продукта 119-204. После подачи всего объёма гликоля в смесь реагентов перемешивание путём круговой циркуляции продолжают ещё в течении 15-20 мин, после чего ВТС-2 готов к употреблению.  Для снижения расхода реагентов ВТС-2 может быть разбавлен водой, которая вводится в состав после его приготовления путём непрерывной подачи в поток циркулирующей по кругу ВТС-2, либо вводится в состав непосредственно в процессе закачки его в скважину с помощью второго агрегата ЦА-320, соединённого через тройник с нагнетательной линией и агрегатом, производящим закачку ВТС-2. Степень разбавления ВТС-2 водой в последнем случае регулируется скоростью подачи в поток воды вторым агрегатом ЦА-320. Составы ВТС-2 должны быть использованы не позднее, чем через 10 часов с момента их приготовления. Разбавленные водой составы ВТС-2 должны быть использованы сразу после приготовления. Длительные сроки хранения могут привести к изменению свойства, а в предельном случае к преждевременному гелированию приготовленных составов. Указанные сроки хранения приведены приведены для температуры окружающей Среды +25  С. При более низких температурах (особенно отрицательных) сроки хранения удлиняются.

          Требования  к скважинам, выбранным для  комплексного                              

                                   воздействия на ПЗП.

   Обводнённые скважины, выбранные  для осуществления технологии  комплексного воздействия на ПЗП должны удовлетворять седующим требованиям:

- обсадная колонна скважин, за  исключением интервала перфорации, должна быть герметична;

- интервал перфорации и зумпф должны быть свободны от осадка и инородных предметов;

- прискважинная площадка и подъездные  пути должны обеспечить размещение  оборудования и специальной техники  для проведения исследовательских  работ и обработки ПЗП, а  также требованиям техники безопасности, пожарной безопасности и охраны окружающей среды;

- скважины должны быть исследованы  на характер и источник обводнения. Исследования проводить в соответствии с РД 39-1-1190-84 “Технология промыслово-геофизических исследований при кап. ремонте скважин”. В состав комплекса исследований обязательно должны быть методы, обеспечивающие определение источника обводнения и построение профиля притока;

- должно быть качественное разобщение  эксплуатации пласта с выше  и нижележащими пластами, отсутствие заколонных перетоков флюидов;

- коэффициент нефтенасыщенности  продуктивного интервала пласта  должен быть не менее 45-50 %;

- коэффициент приёмистости скважин  по воде или солевому раствору  не менее 15 м3/сут МПа

- минерализация изолируемых вод  - не лимитируется

- температура в зоне изоляции - до 120 С

- обводнённость добываемой продукции  - более 50%.

                              Подготовительные работы.

   Заглушить скважину. Допуском  НКТ промыть забой. Установить  башмак НКТ в зоне водопритока.  При установленном устьевом давлении определить приёмистость скважины закачанной в пласт 2-4 м3 воды или солевого раствора.

  При приёмистости менее 15 м3/сут Мпа произвести кислотную  обработку ПЗП по стандартной  технологии, повторно определить  приёмистость. В зависимости от  коэффициента приёмистьстискважины выбрать необходимый объём водоизолирующего реагента ВТС-2. В таблице 4.3.4 приведены рекомендуемые значения объёмов ВТС-2 в зависимости от приёмистости скважин.

                                                                                

 

Таблица 4.3.10.

            Зависимость расхода ВТС-2 от приёмистости  скважин.

Приёмистость <p class="dash041e_0431_044b_0447