Для КО нефтедобывающих скважин лучше применять катионоактивные ПАВ, которые снижают поверхностное натяжение на границе нефть - продукты реакции и гидрофобизируют породы в количестве 0,3-0,5%. Вместо катионоактивных ПАВ можно применять неионогенные ПАВ, но их действие не способствует гидрофобизации породы. Добавлять ПАВ необходимо, если нефть содержит более 2 % асфальтенов или более 6 % смол.

Во время КО чаще всего применяют не менее 6-12 м³ КР и только иногда 24 м3 и более. Давление на устье скважины во время нагнетания КР в пласт при КО поровых коллекторов (особенно терригенных) не должно превышать давления разрыва пласта (раскрытие глубоких трещин), чтобы обеспечить равномерное проникновение КР в разрез скважины. Для КО трещинных коллекторов (особенно карбонатных) давление на обсадную колонну должно быть максимально допустимым, что дает возможность достичь наибольшей глубины обработки пласта.

Расход жидкости во время нагнетания в пласт для обработки карбонатных трещинных коллекторов должен быть максимально возможным в пределах технически допустимых давлений. Объём продавливающей жидкости для обработки карбонатных коллекторов рассчитывают так, чтобы вытеснить весь КР за пределы эксплуатационной колонны в пласт. Вытесняющая жидкость не должна снижать проницаемость породы. При этом применяют водные растворы ПАВ, спиртов и т. п. в зависимости от характеристики пород и пластовых флюидов.

Время пребывания кислотных растворов в пласте не должно превышать времени нейтрализации кислоты. КР нейтрализуется еще во время движения в порах терригенного пласта, а также в порах и трещинах карбонатного пласта. Это означает, что в поровых терригенных коллекторах выдержка КР в пласте не нужна, а в карбонатных - нежелательна. Если после вхождения кислоты в пласт немедленно удалить продукты ее реакции из призабойной зоны, то закупорки поровых каналов практически не происходит и эффективность КО возрастает. Удаление продуктов реакции из призабойной зоны осуществляется путем возбуждения притока флюидов из пласта или путем дренирования с применением газоподобных агентов (азота, воздуха) или пенных систем, если пластовое давление меньше гидростатического. [5, 6]

В процессе вскрытия продуктивного пласта, цементирования и вторичного вскрытия наблюдается сильное загрязнение околоскважинного пространства, что привело уменьшению коэффициента проницаемости рассматриваемой скважины. Для уменьшения влияния кальмотирующих агентов было принято решение провести солянокислотную обработку продуктивной карбонатной толщи. Обработка проводится 11 % соляной кислотой с добавлением всех сопутствующих компонентов по ТЗ.

3.1.1 Расчет основных технологических показателей процесса солянокислотной обработки

Общий объем рабочего кислотного раствора определяется по формуле:

(3.1)

где - расход кислотного раствор на один метр обрабатываемой толщины пласта, м³/м.

Для определения объема товарной кислоты обычно пользуются таблицами и перерасчетными коэффициентами. Методику расчета можно упростить, учитывая, что плотность кислоты обусловлена ее концентрацией. При известной объемной доли товарной кислоты ее объем определяется по формуле:

, (3.2)

где: , - соответсвенно объемные доли (концентрации) кислотного раствора и товарной кислоты, % (= 27,5%)

Как правило, в технической соляной кислоте содержится до 0,4 % серной кислоты, которая после реакции с углекислым кальцием образует гипс, выпадающий в виде кристаллов, закупоривающих поры пласта. Поэтому серную кислоту нейтрализуют добавкой хлористого бария, количество которого рассчитывают по формуле:

(3.3)

где: - масса хлористого бария (кг), необходимая для нейтрализации 10 кг серной кислоты; - объемная доля серной кислоты в приготовленном растворе; - объемная доля серной кислоты в товарной соляной кислоты, % (; 0,02 - допустимая объемная доля серной кислоты в растворе, когда после реакции ее с карбонатными породами соли не выпадают в осадок, %.

При плотности хлористого бария 4000 кг/м³ объем его определяется по формуле:

(3.4)

В качестве замедлителя реакции и стабилизатора окисных соединений железа используется уксусная кислоты, объем которой определяется по формуле:

(3.5)

где: - норма добавки 100%-ой уксусной кислоты, %; - объемная доля товарной уксусной кислоты, % (= 80%)

В качестве ингибитора коррозии может быть выбран реагент В-2, объем которого:

(3.6)

где: - объемная доля реагента (ингибитора) в растворе, %; - объемная доля товарного продукта (ингибитора), %.

В качестве интенсификатора может быть выбран реагент Марвелан-К (О), объем которого:

(3.7)

где: - объемная доля реагента (интенсификатора) в растворе, %; - объемная доля товарного продукта (интенсификатор),%.

Объем воды для приготовления кислотного раствора определяется по формуле:

, (3.8)

где: - объем используемых в растворе реагентов, .

Порядок приготовления кислотного раствора следующий: наливают в емкость воду, добавляют к воде расчетный объем ингибитора коррозии, уксусной кислоты, а затем расчетное количество товарной соляной кислоты, тщательно перемешивая. Замеряют ареометром плотность полученного раствора. Затем добавляют хлористый барий и интенсификатор. Перемешивают раствор и оставляют для реакции и осветления, после чего его перекачивают в цистерну и другие емкости.

Обработка скважины заключается в следующем.

В процессе подготовительных работ скважина промыта и заполнена нефтью.

1. В скважину закачивается кислотный раствор в объеме выкидной линии, НКТ и ствола скважины от башмака до кровли пласта:

(3.9)

где: - объем выкидной линии, м³ ; - внешний диаметр НКТ, м.

2. Закрывают задвижку на затрубном пространстве и насосом агрегата закачивают остальной кислотный раствор:

(3.10)

3. Для задавливания кислоты в пласт закачивают нефть в объеме выкидной линии, НКТ и ствола скважины от башмака НКТ до кровли пласта.

4. Продолжительность нагнетания и продавки в пласт кислотного раствора определяется по формуле:

(3.11)

5. Затем закрывают задвижку на выкидной линии. Буферное давление падает. Продолжительность реагирования кислоты 1,5 - 2 ч.

6. Приток вызывают свабированием. Производится отработка скважины и очистка ПЗП от продуктов реакции.

7. После освоения скважину исследуют для определения эффективности кислотной обработки, а затем сдают в эксплуатацию.

IV. ТЕХНИКО-ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ

Буровая лебёдка комплектуется прочными металлическими ограждениями, надёжно закрывающими доступ к движущимся частям со всех сторон. Ограждения, устанавливаемые на расстоянии более 35 см от движущихся частей механизмов, выполняются в виде перил. Кроме того, лебёдка снабжается ограничителем допустимой грузоподъёмности, а также надёжным тормозным устройством.

Зубчатые и цепные передачи ограждаются сплошными металлическими кожухами, имеющими приспособления для удобной сборки и разборки.

Выступающие детали движущихся частей насосов и лебёдки (в том числе шпонки валов) и вращающиеся соединения закрываются кожухами по всей окружности вращения.

На грузоподъёмных машинах и механизмах (кронблок, крюкоблок и лебёдка) обозначаются их предельная грузоподъёмность и сроки следующего технического освидетельствования.

Запорная арматура, устанавливаемая на выкидной линии, снабжается указателями положения затворов. Нагнетательные трубопроводы, их детали и арматура опрессовываются пробным давлением.

В целях защиты от поражения рабочих электрическим током осветительная проводка на вышке делается из изолированного провода с влагостойкой изоляцией. Рабочие, постоянно работающие с электрооборудованием, обеспечиваются диэлектрическими перчатками.

При производстве буровых работ инженерно-технические работники и буровые рабочие обеспечиваются специальной одеждой и специальной обувью. В связи с тем, что при бурении применяются глинистые растворы, а также промывочные растворы, приготавливаемые на основе поверхностно-активных веществ, буровые бригады обеспечиваются мылом. В целях защиты от падения тяжёлых предметов всему персоналу буровой выдаются каски. Для защиты от шума дизелистам выдаются шумозащитные наушники.

4.2 Мероприятия по охране окружающей среды и недр

Охрану окружающей среды намечается обеспечить при соблюдении следующих мероприятий:

1. С целью охраны животного мира ставится ограждение шламового и водяного амбаров. При бурении скважины используется высококачественный глинистый раствор, обработанный химическими реагентами, позволяющими исключить применение нефти для обработки раствора. Очистка бурового раствора от шлама производится с использованием трёх ступенчатой системы очистки.

2. Сыпучие материалы и химические реагенты должны храниться в закрытых помещениях, возвышающихся над уровнем земли, с гидроизолированным настилом и снабжённых навесом.

3. Дозировку химреагентов производится только в специально оборудованных местах, исключающих попадание их в почву и водные объекты.

4. Нефтегазоводопроявления предупреждаются путём установки противовыбросового оборудования и применения буровых растворов с параметрами, удовлетворяющими требованиям проводки скважин в конкретных геологических условиях.

5. Крепление ствола скважины производится в соответствии с действующими руководящими документами, при этом обеспечивается надёжная изоляция нефтеносных, газоносных и водоносных горизонтов друг от друга и герметичность обсадных колонн.

6. В процессе бурения производится постоянный контроль за герметичностью циркуляционной системы буровой установки, обвязки ёмкостей для хранения ГСМ.

7. Сбор бытовых отходов производится в мусоросборники (металлические контейнеры - 3 шт.), которые устанавливаются рядом с кухней-столовой и вывозятся по мере их наполнения. Жидкие отходы от кухни-столовой, вагон-душевой и туалета накапливаются в выгребных ямах, которые после окончания строительства скважин куста засыпаются грунтом

8. Перетаскивание бурового оборудования при монтаже и демонтаже производить на специальных тележках по трассам шириной не более 15 м. В случае нарушения почвенного слоя трассы перетаскивания произвести их планировку;

9. С целью нанесения минимума ущерба прилегающим сельскохозяйственным угодьям использовать подъездные пути, только согласно утвержденной схемы;

10. Перед началом монтажа буровой установки необходимо снять почвенный слой глубиной до 20 см на всей площади строительства, перевезти его на расстояние 75 м, уложить в виде вала для хранения до окончания работ;

11. Произвести планировку территории строительства буровой с уклоном, направленным в сторожу, противоположную береговой линии водоема, оврага;

12. С целью недопущения порчи и загрязнения прилегающей территории сельскохозяйственных угодий производить обваловку земельного отвода;

13. Все буровое оборудование, шламовые амбары, ГСМ и дополнительное оборудование располагать только на территории земельного отвода;

14. Котлованы для сброса шлама и воды цементировать слоем 10-15 см;

15. Запасной глинистый раствор и химические реагенты хранить только в закрытых емкостях на специальной площадке;

16. Категорически запрещается слив использованного бурового раствора, химических реагентов, промышленных сточных вод в открытые водные бассейны;

17. Для сохранения запасов поверхностных вод внедрить оборотное водоснабжение при бурении скважин по замкнутому циклу скважина-отстойник;

18. Буровые сточные воды по водоотводным канавам собираются в котлованах-ловушках, вырытых на площадке буровой. Дно и стенки котлована покрываются уплотненным не дренирующим грунтом. Котлован разделяется земляным валом на две половины. В первой отстаиваются взвешенные частицы и примеси нефти. Отстоявшуюся нефть собирают специальными скребками и сжигают в местах, согласованных с Госпожнадзором. Отстоявшийся раствор по трубе поступает во вторую половину котлована, где происходит дальнейшее осаждение взвешенных частиц и испарение части жидкости;

19. Процесс бурения скважины будет проводиться в строгом соответствии с "Инструкциями Ростехнадзора РФ по ведению буровых работ и предупреждению нефтегазопроявлений".

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном курсовом проекте представлена технология строительства вертикальной эксплуатационной скважины на Перелюбском месторождении. Произведен расчет конструкции скважины и ее цементирования, выбран тип породоразрушающего инструмента, бурового раствора, способ бурения скважины; рассчитаны колонны бурильных и обсадных труб, а также выбран способ вторичного вскрытия продуктивного пласта и вызова притока.

В специальной части рассмотрены вариант проведения солянокислотно обработки пласта. необходимость которой вызвана кальмотацией продуктивного пласта. Произведен расчет основных технологических показателей процесса.

Выполнение данного курсового проекта полностью подготовлено содержанием курса «Бурение нефтяных и газовых скважин», изученного в V семестре.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Булатов А.И., Пеньков А.И. Справочник по промывке скважин. - М.: Недра, 1984, 317 с.

2. Бурение нефтяных и газовых скважин: учебное пособие / Леушева Е.Л., Турицына М.В., Страупник И.А. - СПб: «ЛЕМА», 2015, 42 с.

3. Дмитриев А.Ю.Основы технологии бурения скважин: учебное пособие - Томск: Изд-во ТПУ, 2008, 216 с.

4. Левинсон Л. М., Акбулатов Т. О., Акчурин Х. И. Управление процессом искривления скважин: Учеб. пособие. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000, 88 с.

5. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти: учебное пособие для техникумов/ И.Т. Мищенко. М.: Недра, 1984, 224 с.

6. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. Калинин А.Г. и др. - М.: Недра, 2001, 213 с.

7. Тетельмин В.В., Язев В.А. Основы бурения на нефть и газ. - М.: Интеллект, 2009, 296 с.

8. Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов/А. Н. Попов, А. И. Спивак, Т. О. Акбулатов и др.; Под общей ред. А. И. Спивака. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003, 509 с.

9. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. Учебник для вузов. - М.: Недра, 1983, 510 с.

Размещено на Allbest.ru