Репейничек аптечный (репешок)

  • Вид работы:
    Доклад
  • Предмет:
    Биология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    107,40 kb
  • Опубликовано:
    2009-01-12
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Репейничек аптечный (репешок)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Повышение эффективности проведения кислотных обработок




Введение

Кислотные обработки скважин, самая распространенная технология интенсификации добычи нефти. Большинство нефтегазодобывающих и сервисных предприятий, используют стандартные кислоты - соляную и грязевую кислоту. Во многих случаях применение данных кислот не приводит к положительным результатам, а в некоторых случаях ведет к снижению продуктивности и увеличению обводненности продукции скважин.

При использовании соляной и грязевой кислот могут возникнуть проблемы такие как - выпадение вторичных осадков после нейтрализации кислот, выпадение осадков АСПО и стойких эмульсий при контакте кислотных составов и пластовых флюидов, увеличение обводненности продукции вследствие образования заколонных перетоков, снижение эффективности из-за многократности обработок, снижение дебита вследствие образования «водной блокады» и т.д.

В результате таких осложнений у промысловиков появляются скважины, на которых можно применять кислотные обработки и скважины, на которых кислотные обработки применять нельзя. И со временем по разным причинам скважин относящихся ко второй группе становится все больше.

ЗАО «Химеко-ГАНГ» разработало большую группу кислотных составов и специальных добавок к кислотам, которые позволяют охватить практически весь спектр геолого-физических характеристик пластов и загрязняющих отложений в призабойной зоне пласта, а также предотвратить все негативные последствия, свойственные стандартным кислотам. Это позволяет проводить эффективные кислотные обработки даже там, где предыдущие обработки были отрицательными.

Сухие кислоты и кислотные композиции упрощают проведение обработки призабойной зоны на отдаленных и новых месторождениях, не имеющих баз хранения химических реагентов и специализированной техники (кислотных агрегатов).

Современная лабораторная база ЗАО «Химеко-ГАНГ» позволяет исследовать кислоты и кислотные составы и определять:

1 межфазное натяжение на границе: кислотный состав - углеводород;

2 растворимость породы;

3 коррозионную активность кислотных составов;

4 вторичное осадкообразование после нейтрализации кислоты;

5 совместимость кислотной композиции с пластовой водой и нефтью.

1.      
Геологическая часть

.1 Общие сведения о месторождении

месторождение коллектор кислотный скважина

Ломовое месторождение в административном отношении расположено в Каргасокском районе Томской области. В географическом отношении оно расположено в юго-восточной части Западно-Сибирской низменности в среднем течении реки Васюгана - левого притока реки Оби. Территория района месторождения представляет собой слаборасчленённую равнину, сильно заболоченную и залесённую. Абсолютные отметки поверхности земли колеблются в пределах 62 - 89 м. Непосредственно Ломовое месторождение расположено частично на залесённой пойме р. Махни - левого притока р. Васюгана, частично (в основном северо-восточная часть месторождения) на водораздельном болоте шириной 6 - 9 км и глубиной до 2 м и более. Река Махня пересекающая площадь месторождения с северо-запада на юго-восток, относится к числу мелких несудоходных. Пойма реки, имеющая ширину до 50 м, изобилует завалами, чворами, старицами. На заболоченных участках есть многочисленные озёра округлой формы глубиной до 2 м и шириной до 2 км. Климат района континентально-циклонический с продолжительной суровой зимой и коротким тёплым летом. Температура воздуха колеблется от -55°С зимой до +35°С летом. По количеству выпадающих атмосферных осадков район относится к зоне избыточного увлажнения. Количество годовых осадков составляет 390 - 590 мм. Снежный покров продолжается с октября до начала мая. Высота снежного покрова достигает 1 метра. Промерзаемость грунта составляет 0,8 - 1,6 м, промерзаемость болот не превышает 0,4 м.

Основной водной артерией является р. Васюган, протекающая в 15 км южнее Ломового месторождения. Она судоходна для судов малого тоннажа.

В период полной воды при весеннем половодье она судоходна для барж грузоподъёмностью до 3 тыс. т, остальное время - для барж от 200 до 600 т, для самоходных сухогрузов - 60 т. судоходный период длится с середины мая до середины октября. Вскрытие рек происходит в конце апреля, ледостав - во второй половине октября. Растительность представлена, в основном, хвойными породами деревьев - елью, пихтой, сосной, кедром. В меньшем количестве встречаются берёзы, осины. Поймы рек покрыты кустарником, незалесённые участки - обильным покровом луговых трав.

Район относится к категории малонаселённых. Непосредственно в районе месторождения населённых пунктов нет. Ближайшими населёнными пунктами являются расположенные на р. Васюган сёла Новый Тевриз (30 км по прямой), Катыльга (30 км), Новый Васюган (85 км), а также вахтовый посёлок Пионерный (50 км), расположенный в районе разработки Оленьего, Катыльгинского, Первомайского и других месторождений этой группы Васюганского НГДУ. Население, которое составляет, в основном, русские, ханты, татары и другие, занято в отраслях нефтяной и лесной промышленности, геологии, звероводческом и рыбном хозяйстве, пушном промысле.

Наиболее крупным селом является Новый Васюган, где расположена база Западной нефтегазоразведочной экспедиции ПГО «Томскнефтегазгеология», открывшей Ломовое месторождение. В Новом Васюгане имеется сельский совет, узел связи, аэропорт местного значения, речная пристань, больница, школа, ретранслятор телепередач, магазины и другие учреждения.

Районный центр, рабочий посёлок Каргасок, расположенный к востоку от Ломового месторождения на р. Оби, является одним из крупных посёлков Томской области. Он имеет речную пристань, аэропорт местного значения, предприятия лесной, рыбной, геологоразведочной и других отраслей народного хозяйства. Расстояние от села Катыльга до Каргаска составляет по прямой 235 км, по реке 480 км, до г. Томска, областного центра и крупного промышленного города, имеющего железнодорожную станцию и аэропорт союзного значения, соответственно - 730 и 1067 км.

Ломовое месторождение связано с Пионерным автомобильной дорогой с твёрдым покрытием круглогодичного пользования. Расстояние по дороге от месторождения до Пионерного составляет 74 км. Других дорог в районе месторождения нет. В зимний период связь может осуществляться также, по зимним, накатанным по снегу, дорогам («зимникам»). Строительный лес, необходимый для обустройства скважин, имеется на месте. Для приготовления глинистого бурового раствора используется местная глина с последующей её обработкой химреагентами и добавлением бентонитовой глины.

В результате проведённых в Васюганском нефтедобывающем районе нерудной партией Томской геологоразведочной экспедицией работ по поискам строительных материалов установлено, что в пределах района и в непосредственной близости от Ломового месторождения широко развиты кирпичные и керамзитовые суглинки, приуроченные к отложениям ширтинско-тазовского комплекса и самаровской свиты среднечетвертичного возраста.

К юго-востоку от Ломового месторождения вскрыты пески глубоко залегающих уровней тобольской свиты среднечетвертичного возраста, пригодные для кладочных и штукатурных растворов. В результате глубинных поисков строительных песков для их гидроэлеваторного извлечения вблизи Ломового, Первомайского, Катыльгинского и Оленьего месторождений найдены такие пески, пригодные для обустройства месторождений и строительства автомобильных дорог, в отложениях новомихайловской свиты палеогенового возраста. Анализ геологической обстановки позволяет предположить, что для обустройства Ломового месторождения большое значение будут иметь пески абросимовской и тобольской свит. Песков для изготовления бетонов в районе не обнаружено.

Пресные воды, пригодные для хозяйственно-питьевого водоснабжения, встречены в песчаных отложениях пойменно-террасового комплекса р. Васюгана и её притоков, а также в тобольской, абросимовской, новомихайловской, атлымской свитах палеоген-четвертичного возраста.

Водоносный горизонт атлымской свиты сложен мелко- и среднезернистыми песками мощностью 20 - 40 м, залегающими на глубинах до 200 м. Воды напорные, производительность скважин в благоприятных условиях достигает 1000 мі/сут.

Ломовое месторождение открыто в 1970 г. в результате бурения разведочной скважины №200, на нём пробурено 11 поисковых и разведочных скважин, проводку которых осуществляли Западная нефтегазоразведочная экспедиция, открывшая месторождение, а также Александровская и Васюганская НГРЭ ПГО «Томскнефтегазгеология». Основанием для ввода Ломового локального поднятия в поисковое бурение явились результаты сейсморазведочных работ МОВ в 1968-1969 гг.

В 1986 г. Ломовое месторождение скважиной 203 введено в промышленную разработку, а в 1987 г. начато эксплуатационное бурение.

Резервуар состоит из не более, чем 5 пластов пористого песчаника переменной мощности Верхней Васюганской свиты (Ю1-0). Пластовые горизонты расположены в 45-метровой зоне кластических отложений, образовавшихся в киммериджском ярусе поздней Юры. Отложения Ю1 располагаются на основании морских, преимущественно сланцевых отложений Нижнего Васюгана и равномерно накрыты Баженовскими сланцами - породой, считающейся идеальным носителем углеводородов.

Протяжённость месторождения - около 11,5 км с Северо-востока на Юго-запад и около 5 км в поперечнике, что составляет приблизительно 57,5 кмІ. Пробурено около 200 скважин, включая исходные разведочные и нагнетательные. Средняя площадь под одну скважину - 30 га.

Через месторождение проходит нефтепровод Васюган-Раскино, соединяющий группу разрабатываемых васюганских месторождений с магистральным нефтепроводом Нижневартовск-Анжеро-Судженск, а также ЛЭП.

1.2 Стратиграфия

Ломовое нефтяное месторождение расположено в южной части Колтогорского мегапрогиба в пределах Черемшанского куполовидного поднятия. В геологическом отношении район характеризуется двухярусным строением: нижний ярус представляет собой образования палеозойского фундамента плиты, верхний - осадочные отложения мезозойско-кайнозойского платформенного чехла. Мощность платформенного чехла в Колтогорском мегапрогибе составляет 2800-3000 м, а в наиболее погруженных частях 3500 м и более. На окружающих мегапрогиб положительных структурах первого порядка она сокращается до 2600-2200 м, а на Криволуцком вале - до 1900 м. Непосредственно на Ломовом локальном поднятии мощность платформенных отложений составляет 2910 м (скв. 200).

Геологическое строение Ломового месторождения характеризуется по данным глубокого бурения (поисково-разведочного и эксплуатационного), а также по результатам сейсморазведочных работ и других видов исследования.

Стратиграфическая разбивка разреза дана на основании унифицированной стратиграфической схемы, утверждённой Межведомственным стратиграфическим комитетом в 1968 г.

Модель осадконакопления

Горизонт Ю1 Верхнего Васюгана является сложным и обладает разнообразием литологических особенностей. Он формировался в период, когда условия осадконакопления изменялись от морских и мелководно-морских до дельтовых и пойменных (болотистых).

Верхний Васюган может быть подразделён на два дополнительных интервала, отличающихся условиями осадконакопления. Верхняя часть отделена от нижней прослоями угля, которые, в свою очередь, заключены между пропластками глинистого песчаника и алевролита.

Угольные прослои залегают ниже подошвы Ю1-2 и указывают, что между периодами уменьшения и увеличения уровня моря (регрессии и трансгрессии) существовали преимущественно континентальные условия накопления.

Песчаники Ю1-3 и Ю1-4 залегают ниже пойменных отложений, к которым приурочен угольный репер. Они являются продуктом регрессивного моря и в конце этой фазы были перекрыты пойменными осадками.

Пласты Ю1-0, Ю1-1 и Ю1-2 залегают выше угольных прослоев. Представляется, что они сформировались в мелководной морской обстановке в течение различных стадий оксфордской трансгрессии. Уровень моря возрастал, затопляя и покрывая пойменные отложения.

Породы продуктивного пласта Ломового представляют собой несколько горизонтов песчаника Верхней Юры Васюганской формации. Васюганская формация состоит их серии морских отмелей и континентальных осадочных пород, и располагается поверх морских отложений Тюменской формации Нижней и Средней Юры. Верхнеюрские песчаники накрыты Баженовскими сланцами - хорошим источником углеводородов.

Васюганская формация подразделяется на две зоны:

Нижний Васюган (Ю2), состоящий из естественно однородного сланца, наложенного на глубоководное окружение со стоячей водой.

Верхний Васюган (Ю1) состоит из более гетерогенной последовательности переслаивающихся сланцев, алевролита, а в верхней части зоны - преимущественно песчаника.

Песчаники Верхнего Васюгана (Ю1) образуют главные продуктивные нефтеносные горизонты Томского региона.

В Верхнем Васюгане (Ю1) можно выделить ещё два раздела на базе различий в окружении. Нижняя зона отделена от верхней интервалом угольных пластов, перемежающихся сланцеватым песчаником и алевролитом. Это указывает на то, что во время угольного отложения существовала более континентальная обстановка (пойма, болото) в промежутке между относительно низким и высоким уровнем моря (регрессивная и трансгрессивная фаза).

Поэтому Верхний Васюган (Ю1) представляет собой сложную формацию с многочисленными литологическими характеристиками, относящимися к различным типам окружения от морской отмели до дельты и поймы (болота).

Ю1-0, Ю1-1 и Ю1-2 расположены поверх угольных пропластков. Принято считать, что они формировались в Верхний Юрский период в окружении морской отмели в процессе последовательных стадий Оксфордской трансгрессии.

Баженовская свита


Глубоководное окружение, стоячая вода

Васюган

В е р х н и й

Ю1

Ю10 Ю11 Ю12 Ю13


Отмель, трансгрессивная фаза Прибрежная зона Береговой бар Отмель, регрессивная фаза


Н и ж н и й

Ю2


Морское окружение, стоячая вода

Рис. 1. Залегание пластов песчаника с угольными пропластками

1.3 Тектоника

В тектоническом плане Ломовое месторождение приурочено к одноимённой локальной структуре, расположенной в северной части Черемшанского куполовидного поднятия в зоне сочленения Колтогорского мегапрогиба, Каймысовского свода и Средне-васюганского мегавала.

Согласно схематической тектонической карте фундамента Западно-Сибирской плиты и её обрамления под редакцией В.С. Суркова (1981 г.) район месторождения расположен в зоне сопряжения Айгольского синклинория, Нижневартовского антиклинория и Колтогорско-Уренгойского грабен-рифта.

Структурный план Ломового поднятия по поверхности доюрских образований является сложным и контрастным. Поднятие по отражающему горизонту Ф2 в плане представляет собой антиклинальную складку изометричной формы, осложнённую тремя куполами, располагающимися по оси северо-восточного направления. Поднятие имеет более крутое северо-западное крыло. На структурной карте по поверхности доюрских образований выделяется две серии нарушений: северо-западного и северо-восточного направления.

Структурный план по отражающему горизонту Iа подобен плану по горизонту Ф2. Оконтуривается поднятие изогипсой 2920 м, имеет размеры 17´11 км. Амплитуду установить не удалось, так как на своде отражённая волна Iа отсутствует.

По отражающему горизонту IIа (подошва баженовской свиты) поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку северо-восточного простирания, оконтуривающуюся сейсмоизогипсой 2640 м. Амплитуда поднятия 155 м, размеры 18´12 км.

В пределах поднятия выделяется три купола, расположенные по оси северо-восточного направления. Юго-западный купол оконтуривается сейсмоизогипсой 2580 м, центральный и северо-восточный - сейсмоизогипсами 2560 м. Поднятие имеет более крутое северо-восточное крыло.

По отражающему горизонту III (низы покурской свиты) поднятие имеет форму, слегка вытянутую в северо-восточном направлении, оконтуривается сейсмоизогипсой 1600 м. Амплитуда его 35 м, размеры 10´5 км.

По горизонту IVб (верхний мел) поднятие 10-метровой амплитуды небольшой площади и всё же находит отображение в структурном плане.

По вышележащим горизонтам Ломовая структура выполаживается.

.4 Нефтеносность

Ломовое нефтяное месторождение расположено в Колтогорском нефтегазоносном районе. Колтогорский нефтегазоносный район находится в северо-западной части Томской области; в тектоническом плане приурочен к Колтогорскому мегапрогибу.

В непосредственной близости от Ломового месторождения эксплуатируется Оленье, Катыльгинское, Западно-Катыльгинское нефтяные месторождения. В последние годы при проведении геолого-разведочных работ ПГО «Томскнефтегазгеология» открыты Столбовое и Грушевое месторождения. Нефтепроявления отмечены на Ледовой, Черемшанской площадях.

Продуктивными в пределах района являются отложения васюганской свиты верхней юры.

На Ломовом месторождении нефтеносны пласты Ю1-0, Ю1-1, Ю1-2, Ю1-3, Ю1-4 горизонта Ю1.

Пласт Ю1-0 как коллектор прослеживается в северной части месторождения в районе скважин 203, 377, 378, 632 и 633. При раздельном опробовании его в скважине 377 получен незначительный приток нефти. В скв. 203 пласт Ю1-0 имеет нефтенасыщенную толщину, равную 1,2 м, при совместном опробовании его с пластом Ю1-1 получен приток нефти дебитом 58,5 мі/сут. и 5,7 тыс. мі/сут. на 8 мм штуцере. В скважинах 204, 205 и 206 в интервалах пласта отмечены нефтепроявления в керне, однако по геофизическим и лабораторным данным коллектор не выделяется.

Залежь нефти пласта Ю1-0 имеет ограниченные размеры, является пластовой, литологически экранированной.

Основные запасы нефти содержатся в пластах Ю1-1 и Ю1-2.

Пласт Ю1-1 развит в пределах всего месторождения, за исключением скважин 206, 208, пробуренных в западной части залежи и скв. 202 в юго-восточной его части, где пласт выклинивается. В районе скв. 302, 348, 364, 373 и 607 происходит замещение коллектора алевролитовыми разностями.

Максимальные нефтенасыщенные толщины пласта Ю1-1 отмечаются в северной и юго-западной частях месторождения (скв. 327, 336, 337, 606), где они достигают 5,4 - 6,8 м. В центральной и восточной частях нефтенасыщенная толщина пластов, в среднем, составляет 2 м.

Раздельно пласт Ю1-1 опробован в северной, южной, юго-восточной частях месторождения. При опробовании разведочных скважин, расположенных, в основном, в периферийных частях месторождения максимальный дебит нефти составил 7,6 мі/сут. на 3 мм штуцере. При освоении 20 эксплуатационных скважин по пласту Ю1-1 дебиты изменялись от 0,4 т/сут. на 4 мм штуцере до 38,4 т/сут. на 6 мм штуцере, причём наибольшая продуктивность скважин отмечается в юго-западной части месторождения. Содержание в продукции скважины пластовой воды незначительное.

Начальное пластовое давление равно 27,2 Мпа.

Водонефтяной контакт вскрыт в северной части месторождения в скважине 337 на а.о. -2631 м. В остальных частях месторождения условный уровень раздела нефть - вода контролируется подошвой нефтенасыщенной части пласта и кровлей его водоносной части и является наклонным.

На востоке в районе скв. 204 контур нефтеносности проводится на а.о. -2634 м. (подошва нефтенасыщенной части в скв. 204), на юго-востоке на а.о. -2536 м (подошва пласта в скв. 648) и далее на юге и юго-западе на а.о. - 2576 м (подошва пласта в скв. 616). В районе скв. 210 отмечается локальный подъём контура нефтеносности.

Залежь нефти пласта Ю1-1 пластовая, сводовая, литологически экранированная, её высота 200 м.

Пласт Ю1-2 как коллектор распространён повсеместно за исключением скв. 208. Максимальные нефтенасыщенные толщины (6 - 10 м) прослеживаются в центральной части залежи, в западной и восточной частях они уменьшаются до 1 - 2 м.

При опробовании разведочных скважин из пласта Ю1-2 получены притоки нефти дебитами 8,8 мі/сут. на 3 мм штуцере (скважина 205) до 22 мі/сут. на 4 мм штуцере (скважина 203). В скважинах 207 и 210 получены притоки пластовой воды.

В эксплуатационных скважинах выполнен большой объём раздельного исследования пласта Ю1-2 практически по всей площади месторождения. Дебиты нефти изменялись от 3,4 т/сут. на 4 мм штуцере до 84,7 т/сут. на 8 мм штуцере. Наиболее продуктивные скважины пробурены в центральной части месторождения. Содержание воды, в основном, не превышает 3%.

Начальное пластовое давление 27,2 - 27,8 МПа.

ВНК вскрыт в южной части месторождения в скв. 357 на а.о. -2568 м, в скв. 1002 на а.о. -2550 м.

В северо-западной части месторождения контур нефтеносности проводится на а.о. -2610 м (подошва пласта в скв. 610), затем понижается в северной части до а.о. -2637 м, что контролируется скважинами 204, 1004, 351 и 377. В районе скв. 628 отмечается подъём контура нефтеносности до а.о. -2581 м (подошва пласта в скв. 628). Далее его положение определяется абсолютной отметкой подошвы чисто нефтяной зоны в скв. 357 и 1002. В южной части он проходит на а.о. -2578 м (подошва пласта в скв. 209). Залежь нефти пласта Ю1-2 пластовая, сводовая, литологически экранированная, её высота 170 м.

Пласт Ю1-3 имеет ограниченное распространение. Как коллектор вскрыт, в основном, в западной части структуры. Его максимальная нефтеносная толщина равна 3,3 м (скв. 316).

При опробовании его в разведочных скважинах 201 и 208 получены притоки нефти дебитами, соответственно, 19,6 мі/сут. на 6 мм штуцере и 3,2 мі/сут. на 4 мм штуцере. В скважине 203 пласт Ю1-3 нефтеносный по геофизическим данным. В эксплуатационных скважинах пласт опробован в незначительном объёме совместно с другими пластами в центральной, юго-западной частях месторождения.

Начальное пластовое давление равно 27,4 МПа.

ВНК в пласте Ю1-3 не вскрыт. Условный контур подсчёта принимается в районе скважины 316 на а.о. -2574 м (подошва пласта), в районе скважин 203 и 634 на а.о. -2630 м (подошва пласта в скв 203), в районе скв. 359 на а.о. -2537 м (подошва пласта), в юго-западной части месторождения на а.о. -2574 м (подошва пласта в скв. 304). В районе скв. 208 выделяется участок с контуром нефтеносности -2580 м.

Залежь нефти пластовая, сводовая, литологически экранированная.

Пласт Ю1-4 вскрыт на всей площади месторождения, за исключением района шести скважин, пробуренных в центральной части структуры. Эффективные толщины изменяются от 0 до 13,4 м (скв. 610). Максимальное значение нефтенасыщенной толщины равно 10,6 м (скв. 398). Средняя нефтенасыщенная толщина равна 6 м, распространена довольно равномерно по площади. Уменьшение эффективной толщины до 2 м наблюдается в западной, южной и восточной периферийных частях структуры.

Раздельно опробован в центральной и северо-восточной частях в скв. 340, 375 и 380, получены притоки нефти дебитами 5,3 мі/сут. на 4 мм штуцере, 15,3 мі/сут. на 4 мм штуцере. Содержание воды незначительное. В скв. 208 при опробовании его совместно с пластом Ю1-3, имеющим незначительную толщину, получен приток нефти дебитом 38 мі/сут. на 5 мм штуцере.

Контур нефтеносности пласта принимается в западной части по подошве пласта в скв. 322 на а.о. -2586 м, на севере по подошве пласта скв. 375 на а.о. - 2593 м. В восточной части он повышается до а.о. -2543 м (подошва пласта в свк. 407), в южной части проводится на а.о. -2565 м (подошва пласта в скв. 331), затем понижается до а.о. -2580 м (подошва пласта в скв. 304). В районе скв. 208 выделяется обособленная залежь нефти с контуром нефтеносности на а.о. -2560 м.

Залежь нефти пластовая, сводовая.

По результатам опробования и интерпретации геофизических данных других нефтесодержащих объектов в разрезе месторождения не выявлено.

2. Расчетно-техническая часть

.1 Кислотные обработки терригенных коллекторов

Основной целью обработки терригенных коллекторов кислотой является, в первую очередь, растворение загрязняющих породу материалов. Несмотря на то, что зерна кварца слагают скелет породы, терригенные коллектора содержат глинистые минералы, которые в значительной степени влияют на фильтрационно-емкостные свойства. Терригенные коллектора могут содержать карбонаты, окислы металлов, сульфаты, сульфиды, хлориды и аморфный кремнезем. Кроме этого в призабойной зоне пласта содержатся химические вещества, входящие в буровой и цементный растворы.

Фтористоводородная кислота (HF) является единственной, растворяющей силикатные материалы, поэтому все рецептуры, используемые при кислотных обработках терригенных коллекторов, включают HF.

Однако в результате реакции с фтористоводородной кислотой, ионы кремния, алюминия, натрия, калия, магния и кальция, содержащиеся в полиминералах, могут образовывать не растворимые в воде осадки и снижать проницаемость пласта. Скорость реакции также зависит от структуры породы, содержания глин, температуры и применяемой концентрации кислоты.

Особенно это важно при проведении кислотных обработок в пластах с высокой температурой, где скорость реакции соляной и грязевой кислот настолько велика, что глубина проникновения их в пласт составляет считанные сантиметры. В таких условиях необходимы особые составы, которые позволяют при достаточно высокой пластовой температуре глубоко проникать в пласт, образуя новые фильтрационные каналы.

2.2 Кислотные обработки низкопроницаемых пластов

Одним из важных факторов эффективности кислотной обработки является совместимость кислоты с породой. Совместимость подразумевает, что проницаемость не уменьшится, когда пласт отреагирует с кислотой. Особенно это важно для низкопроницаемых заглинизированных коллекторов (Юрские отложения), где применение стандартной грязевой кислоты может привести к кратному уменьшению проницаемости вследствие образования вторичных осадков. ЗАО «Химеко-ГАНГ» разработало кислотные композиции Химеко ТК-2 и ТК-3 для терригенных коллекторов, которые обладают замедленной скоростью реакции.

Композиция Химеко ТК-2 обладает низким межфазным натяжением на границе с керосином, равным 0,45 мН/м, что значительно ниже, чем у грязевой кислоты с добавкой ПАВ, а также низкой коррозионной активностью (не более 0,17 г./м2-ч при температуре 20°С), что позволяет при ее применении не использовать специальную кислотоустойчивую технику.

В табл. 2 представлены результаты сравнительных экспериментов по фильтрации кислотных составов Химеко ТК-2, ТК-3 и грязевой кислоты с добавкой ПАВ в образцах керна - глинизированного песчаника проницаемостью менее 0,01 мкм2.

Таблица 1. Изменение проницаемости до и после воздействия кислотными составами

Состав жидкости воздействия

Количество компонента, %

Проницаемость образца, мкм2

Изменение проницаемости, %



До воздействия

После воздействия


HCl HF ПАВ

12 3 0,5

0,0146

0,0093

-36

HC1 HF ПАВ

3 0,5 1

0,0139

0,0092

-33

Химеко ТК-2

разбавление в воде 1:5

0,0087

0,0195

124

Химеко ТК-2

разбавление в воде 1:5

0,0021

0,0047

123

Химеко ТК-3

разбавление в воде 1:3

0,0145

0,0427

194


Кислотные обработки скважин могут приводить не только к увеличению продуктивности, но так же и к увеличению обводненности, что может значительно снизить эффективность, а в некоторых случаях и привести к отрицательным результатам. Одной из самых опасных причин роста обводненности после кислотных обработок является образование заколонных перетоков в результате растворения цементного камня. Применение кислотных составов Химеко ТК-2 и ТК-3 позволяет значительно снизить риск роста обводненности продукции скважин наибольшей скоростью реакции с цементным камнем обладает составы грязевой кислоты. Незначительно им уступают соляно-кислотные составы. Надо отметить, что, не смотря на меньшую скорость реакции, соляно-кислотные составы при взаимодействии деструктируют цементный камень. Образцы цементного камня после взаимодействия с соляной кислотой легко крошатся, в то время как с грязевой кислотой образцы остаются твердыми.

Наименьшую скорость реакции показала кислотная композиция Химеко ТК-2. Скорости реакции составов кислотной близкорасположенными водоносными горизонтами не опасаясь увеличения обводненности продукции вследствие образования заколонных перетоков.

Применение кислотной композиции Химеко ТК-2 при обработке низкопроницаемых коллекторов позволяет снижать обводненность за счет гидрофобизации порового композиции настолько незначительны, что их можно применять в скважинах с пространства. В результате воздействия Химеко ТК-2 из призабойной зоны пласта удаляется связанная вода, что приводит к увеличению проницаемости коллектора по нефти и ведет к снижению обводненности продукции.

Рис. 2. Изменения дебита нефти и обводненности продукции скважины 556 Харампурского месторождения (Южный купол) после воздействия кислотной композицией Химеко ТК-2

На рис. 2 представлена типичная картина изменения дебита и обводненности продукции после воздействия кислотной композицией Химеко ТК-2 на низкопроницаемые пласты. Как видно из рисунка в первый период после воздействия происходит интенсивный вынос воды из призабойной зоны, вследствие чего увеличивается обводненность при повышенном дебите жидкости. Второй период характеризуется снижением обводненности и вследствие чего растет дебит нефти, при неизменном дебите жидкости. И, наконец, третий период - период стабильной работы скважины, когда дебиты и обводненность продукции довольно продолжительное время практически не меняются.

Широта применения кислотной композиции Химеко ТК-2 позволяет использовать ее как универсальное средство при проведении геолого-технологических мероприятий, направленных на интенсификацию процесса добычи нефти.

Кислотная композиция Химеко ТК-2 обладает низкой коррозионной активностью (на уровне солевых растворов), что позволяет использовать ее в качестве перфорационной среды. Применение Химеко ТК-2 на юрских отложениях Харампурского месторождения позволило значительно повысить эффективность перфорации и реперфорации по сравнению с применением в качестве перфорационной среды - солевого раствора.

Кислотная композиция Химеко ТК-2 и ТК-3 широко применяется в ООО «РН-Пурнефтегаз», ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», ОАО «Сургутнефтегаз» в 2002-2008 годы:

1 проведено более 650 скважино-операций.

2 дополнительная добыча нефти более 870 тысяч тонн.

3 средняя продолжительность эффекта составляет более 6 месяцев.

4 успешность проведения обработок добывающих скважин составляет 74%.

2.3 Кислотные обработки в долго эксплуатируемых нагнетательных скважинах (значительные отложения АСПО и продуктов коррозии в призабойной зоне)

На месторождениях эксплуатируемых достаточно длительное время нагнетательные скважины значительно снижают приемистость. Применение стандартных кислотных составов не дает хороших результатов, так как не позволяет достаточно эффективно воздействовать на комплексные отложения (АСПО, окислы железа, неорганические соли, и др.).

ЗАО «Химеко-ГАНГ» разработало технологию для обработки нагнетательных скважин ОАО «Татнефть», время эксплуатации, которых составляет от 30 лет. В ходе разработки технологии были проведены работы по исследованию проб, полученных из призабойной зоны ПЗП нагнетательных скважин ОАО «Татнефть», загрязненных закачкой сточных вод. Проведены лабораторные исследования кислотных растворов и композиций по разрушению и растворению загрязнений, полученных из ПЗП. В результате исследований установлено, что вода из системы ППД ОАО «Татнефть» содержит большое количество железа (до 55,5 мг/л), в то время как в образцах из ПЗП железа мало (до 0,8 мг/л), откуда следует вывод, что железо, в виде комплексов загрязнений с АСПО, солями и глинами, остается в пористой среде. При обработке таких комплексных отложений соляной или грязевой кислотой могут образоваться нерастворимые осадки безвозвратно кольматирующие ПЗП.

Кислотная композиция на основе сухокислоты СК-ТК-4, Нефтенола К и ингибитора коррозии ИКУ-118 имеет замедленную скорость реакции, что позволяет глубоко проникать в ПЗП и достаточно эффективно растворять загрязнения (рис. 3).

Рис. 3. Динамика скорости растворения глины кислотной композицией на основе сухокислоты СК-ТК-4, Нефтенола К и ингибитора коррозии ИКУ-118 при температуре 80°С.

Рис. 4. Изменение проницаемости керна в процессе закачки рабочего раствора кислотной композиции на основе сухокислоты СК-ТК-4, Нефтенола К и ингибитора коррозии ИКУ-118 при температуре 80°С

 

Фильтрационные исследования показали, что данный состав не образует осадков с пластовыми водами низкой и высокой минерализации при различных температурах и не образует эмульсий и осадков при взаимодействии с нефтью (рис. 4).

Технология включает три последовательные стадии:

промывку скважины раствором Нефтенола К в подтоварной воде;

кислотную ванну раствором соляной кислоты с добавкой Нефтенола К;

обработку ПЗП кислотным раствором на основе сухокислоты СК-ТК-4, Нефтенола К и ингибитора коррозии ИКУ-118.

Во время проведения работ были отобраны пробы из выкидной линии системы ППД к скважине 12899, а так же после промывки скважины соляной кислотой и после закачки ПАВ-кислотной композиции на основе сухокислоты СК-ТК-4, Нефтенола К и ингибитора коррозии ИКУ-118, полученных после свабирования (рис. 5 в). На представленных фотографиях видно в пробе из линии ППД и в пробах после обработок наличие железа в больших количествах, это подтвердили и лабораторные исследования (таб. 2).

Рис. 5. Пробы из скважины 12899: а) из выкидной линии системы ППД; б) после промывки соляной кислотой; в) после закачки ПАВ-кислотной композиции

Таблица 2. Физико-химические характеристики проб из скважины 12899


После проведения кислотных обработок определяли приемистость скважин при давлении закачки, разрешенном на данной скважине. Результаты проведенных работ представлены в таблице 3.

Таблица 3. Результаты проведенных работ


При анализе истории работы всех нагнетательных скважин, прослеживается периодичность кислотных обработок в период до двух лет и затухающая приемистость скважин при каждой последующей стимуляции. Обработки по комплексной технологии позволили повысить приемистость скважин при сниженном давлении закачки.

2.4 Кислотные обработки высокотемпературных пластов (температура выше 100°С)

Применение соляной и грязевой кислоты в пластах с высокой температурой приводит только к отрицательным результатам. В таких условиях просто необходимо применять специальные кислотные составы, которые позволят эффективно обрабатывать пласт в условиях высоких температур.

Наша компания разработала состав на основе сухокислоты СК ТК-4, который позволяет эффективно повышать продуктивность скважин в пластах с температурой до 125°С.

С целью изучения влияния различных кислотных составов были проведены фильтрационные эксперименты на кернах Западно-Морозовского месторождения, предоставленные ООО «РН-Краснодарнефтегаз», при пластовой температуре 120-125°С, отвечающей геолого-физическим условиям IV горизонта. Фильтрационные эксперименты проводились на керне с остаточной нефтенасыщеностью, моделирующую призабойную зону пласта. На рис. 6 показан фильтрационный эксперимент проведенный с применением кислотной композиции на основе сухокислоты СК ТК-4, многофункционального ПАВ Нефтенола К и ингибитора коррозии ИКУ-118. Применение кислотной композиции Химеко СК ТК-4 позволило, увеличить проницаемость керна на 16%. В то время как другие кислотные композиции, не увеличивали проницаемость, а снижали ее. Так применение стандартной грязевой кислоты привело к снижению проницаемости на 54% от первоначальной.

Рис. 6. Изменение перепада давления при фильтрации реагентов через керн. Температура 125°С

Таблица 4. Изменение продуктивности скважин после обработки Химеко СК ТК-4


Проведенные исследования позволили рекомендовать кислотную композицию на основе сухокислоты СК ТК-4, многофункционального ПАВ Нефтенол К и ингибитора коррозии ИКУ-118 для применения в высокотемпературных пластах ООО «РН-Краснодарнефтегаз». Промысловые испытания прошли на 2 скважинах Западно-Морозовского месторождения и 1 скважине Варавенского месторождения. Проведение кислотной обработки в высокотемпературный скважине №4 З. Морозовского месторождения позволило увеличить дебит нефти после не удачной соляно-кислотной обработки, на 2,1 т/сут, что наглядно показывает эффективность данной композиции в высокотемпературных пластах.

2.5 Кислотные обработки карбонатных коллекторов

Как показывает практика, проведение кислотных обработок в карбонатных пластах связано с различными осложнениями, которые могут значительно снизить эффективность операции за счет образования вторичных осадков гидрата окиси 3-х валентного железа и гипса после нейтрализации соляной кислоты, осадков АСПО и устойчивых эмульсий при контакте кислоты с нефтью, высокой скорости коррозии и т.д. Кислотные обработки в карбонатных коллекторах позволяют получать результаты, сопоставимые с результатами после проведения ГРП в терригенных пластах. Поскольку скорость реакции кислоты с породой в карбонатном коллекторе очень высока, необходимо закачивать соляную кислоту с увеличенной скоростью. Это может быть затруднено, так как при повышении скорости кратно возрастают потери давления на трение вследствие турбулизации потока. При этом сама соляная кислота фильтруется в высокопроницаемые трещины и каналы, через которые в скважину поступает в значительной степени обводненная продукция. Что бы уйти от этих недостатков ЗАО «Химеко-ГАНГ» разработало технологию, согласно которой закачиваются большие объемы соляной кислоты с добавлением ПАВ Нефтенола К марки НК-ФД поочередно с углеводородным гелем на основе комплекса гелирующего Химеко Н.

Углеводородные гели на основе комплекса гелирующего Химеко Н обладают высокими реологическими характеристиками, необходимыми для использования их в качестве отклоняющего агента и жидкости разрыва. Углеводородные гели не образуют осадков и эмульсий на контакте с кислотным раствором на основе ингибированной соляной кислоты с добавкой Нефтенола К.

Технология включает в себя последовательную закачку нескольких пачек кислотной композиции и углеводородного геля Химеко Н.

Этапы действия геля - отклонителя

5 отклонение кислоты от высокопроницаемых участков

6 перераспределение скоростей реакции кислоты в водонасыщенной и нефтенасыщенной породе

7 образование в качестве реакции кислоты, породы и геля - поверхностно-активного вещества

Действие продуктов реакции в качестве ПАВ:

8 гидрофобизация породы

9 улучшение притока нефти

Объемы кислоты и отклонителя выбираются исходя из следующих параметров:

10  Соляная кислота с добавлением Нефтенола К марки НК-ФД - от 2 до 4 м3 на 1 метр перфорации;

11  Гель Химеко Н - от 0,3 до 0,4 объемов соляной кислоты.

Число стадий / циклов обработки подбирается в зависимости от длины перфорационных интервалов.

Технология успешно прошла промышленные испытания на месторождениях Самарской области и республики Коми.

В 2007 году технология большеобъемной направленной кислотной обработки была испытана в ООО «РН-Северная нефть» - на Хасыреском, Нядейюском и Северо-Баганском месторождениях.

Рис. 7. Увеличение продуктивности скважин по нефти после проведения кислотных обработок

Всего было проведено 4 обработки скважин с применением отклонителя Химеко Н и 1 обработка без отклонителя. Объем соляноксилотной композиции составил от 38 до 50 м3, объем отклонителя от 18 до 28 м3. Попеременно было закачено от 3 до 10 пачек солянокислотной композиции и отклонителя.

Проведение большеобъемных кислотных обработок с отклонителем позволило значительно повысить дебиты скважин (рис. 7), кратность прироста составила от 1,4 до 5,4 раз. Надо отметить, что после месяца работы скважины увеличили дебит нефти за счет снижения обводненности продукции, а в скважинах 5016 Хасырейского месторождения и скважине 10 Нядейюского месторождения обводненности упали ниже значений до кислотной обработки. Это позволяет говорить о высокой эффективности образующегося ПАВ при взаимодействии кислоты и геля на основе комплекса гелирующего Химеко Н. При проведении большеобъемных кислотных обработок с отклонителем в сважине 85 (пласт О2) Грековского месторождения (Самарская область) был использован состав углеводородного геля на нефти Покровского месторождения с использованием комплекса гелирующего Химеко Н и соляная кислота с добавкой многофункционального ПАВ Нефтенола К.

При проведении процесса в скважину пачками по 20 и 25 м3 был закачен кислотный раствор, а в качестве отклоняющего агента между пачками кислоты было закачено 11 м3 углеводородного геля. После обработки был получен дополнительный дебит нефти 109 т/сут, что указывает на эффективность примененной технологии и реагентов в данной скважине.

2.6 Осложненные кислотные обработки карбонатных коллекторов (образование эмульсий, АСПО, выпадение солей железа)

Проведение кислотных обработок в некоторых случаях связано с различного рода осложнениями, которые в значительной степени могут влиять на эффективность. Применение различных добавок позволяет предотвратить такие осложнения, как образование устойчивых во времени водонефтяных эмульсий, выпадение асфальтенов, смол и парафинов, образование не растворимых солей железа.

Образование стойких водонефтяных эмульсий и высоковязких масс при взаимодействии кислоты обязательно необходимо учитывать при проектировании обработок на месторождениях с тяжелыми и средними нефтями.

Проведенные исследования совместимости растворов соляной кислоты с нефтями различных месторождений Оренбургской и Самарской областей на предмет образования осадков и эмульсий, показали, что при взаимодействии соляной кислоты с нефтями образуются устойчивые эмульсии и осадки, которые после проведения кислотной обработки могут значительно снизить проницаемость призабойной зоны пласта и уменьшить продуктивность добывающих скважин. Добавка комплексного ПАВ Нефтенол К позволяет снять проблему образования осадков и ускорить процесс разделения эмульсий (табл. 5).

Наибольшие осложнения возникают в случае содержания в пласте, скважине или в самой соляной кислоте соединений 3-х валентного железа - при этом, при взаимодействии нефти и кислоты, после нейтрализации последней образуются объемные осадки АСПО и очень устойчивые эмульсии. Добавки одного Нефтенола К в состав кислоты бывает недостаточно для борьбы с этими проблемами. Существует стандарт компании TNK-BP по проведению кислотных обработок, где регламентируется при лабораторных испытаниях добавлять в раствор соляной кислоты 5 000 ррт ионов 3-х валентного железа и оценивать ее свойства при взаимодействии с нефтью на предмет осадков и эмульсий, при этом в методике используются растворы как свежей, так и отработанной кислоты. Проведение исследований по данному стандарту позволяет избежать негативного влияния окислов железа (ржавчины) на эффективность кислотной обработки.

Таблица 5. Результаты исследований взаимодействия кислотных составов с нефтями месторождений Оренбургской и Самарской областей


Исследования, проведенные ЗАО «Химеко-ГАНГ» позволили подобрать оптимальный состав солянокислотной композиции для карбонатных пластов Оренбургской области с температурой 75°С:

12  HCl 15%                                                         1 м3

13  Ингибитор коррозии ИКУ-118                     4 л

14  Стабилизатор железа Ферикс                       20 кг

15  Нефтенол К                                                    40 л

16  Применение стабилизатора железа Ферикс позволило значительно повысить эффективность кислотных обработок, а так же избежать проблем с подготовкой нефти на месторождениях ОАО «Оренбургнефть».

.7 Кислотные обработки скважин после ГРП

Часто нефтегазодывающие предприятия сталкиваются с проблемой, когда после проведения ГРП продуктивность скважин значительно ниже, чем планировалось. В большинстве случаев это связано с тем, что внутри трещины и на ее стенках осталось.

Применение стандартных кислот и деструкторов (персульфатов, пероксидов) не эффективно, так как они достаточно быстро реагируют с загрязнениями, и их эффективность значительно падает в первые минуты закачки. При этом стандартные кислоты и деструкторы являются очень коррозионно-активными и токсичными веществами. Применение для удаления остатков геля специальных химических реагентов - энзимов, не оправдывает себя с экономической точки зрения. С целью устранения данных недостатков была разработана кислотная композиция Химеко ТК-4.

Кислотная композиция Химеко ТК-4 обладает низким межфазным натяжением, что позволяет легко фильтроваться в пористую среду и низким значением коэффициентом набухания глин (таб. 6).

Таблица 6. Физико-химические свойства кислотных составов


Исследования влияния кислотного состава Химеко ТК-4 на деструкцию гуарового геля ГРП позволили определить его высокую эффективность (рис. 8). При пластовой температуре 80°С в течение 15 мин происходит полное разрушение водного полисахаридного геля.

Различные кислотные составы после воздействия на трещину разрыва значительно снижают ее проницаемость вследствие растворения проппанта. Поэтому при проектировании кислотных обработок необходимо учитывать отрицательное воздействие на проводимость трещины после проведения кислотной обработки. Кислотная композиция Химеко ТК-4 растворяет проппант в 35 раз медленнее, чем грязевая кислота и в 3 раза медленнее, чем соляная кислота. Таким образом, можно рекомендовать применение рабочего раствора Химеко ТК-4 с деструктором ХВ для обработок скважин с целью сведения к минимуму отрицательных эффектов после ГРП, а именно в случае отсутствия притока нефти после ГРП в результате неполной деструкции водного полисахаридного геля.

Кислотная композиция Химеко ТК-4 прошла промышленные испытания в 2004-2005 годах на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» - на 2-х скважинах, ООО «РН-Юганскнефтегаз» - на 6 скважинах, ООО «РН-Пурнефтегаз» - на 5 скважинах.

Прирост в добыче нефти по обработанным скважинам составил от 11,2 до 48,3 т/сут. После проведения ГРП дебит быстро снижался с запускного значения до значения ниже, чем до проведения ГРП.

Рис. 8. Изменения вязкости геля ГРП до и после воздействия кислотной композицией Химеко ТК-4 в течение 15 минут при различных температурах

Это связано с постепенным снижением проницаемости трещины ГРП в результате кольматации ее не деструктировавшим гелем. С целью удаления остатков геля была проведена обработка кислотной композицией Химеко ТК-4, что позволило увеличить и стабилизировать дебит данной скважины.

2.8 Кислотные обработки на труднодоступных месторождениях (отсутствие баз для хранения химических реагентов)

В начале разработки новых месторождений при возникновении необходимости проведения кислотных обработок остро стоит проблема хранения и транспортировки кислот. Применение стандартных жидких кислот (соляной и грязевой) затрудненно, т.к. требует быстрого строительства баз хранения агрессивных жидкостей. С такими же проблемами сталкиваются промысловики при разработке небольших труднодоступных месторождений, где строительство отдельной базы хранения химических реагентов просто не рентабельно. В этих условиях наиболее эффективно использовать высококонцентрированные кислоты или кислоты в сухом виде.

ЗАО «Химеко-ГАНГ» разработало большое количество сухих кислотных составов и присадок для широкого диапазона пластовых температур (от до 20 до 140°С), и геолого-физических свойств пласта.

Сухие кислотные состава для замены соляной кислоты.

Для замены соляной кислоты на месторождениях с пластовой температурой не выше 60°С была разработана сухая кислота Химеко СК-А, а при температуре выше 60°С - сухая кислота Химеко СК-Б.

При взаимодействии сухокислотной композиции Химеко СК-А и СК-Б с карбонатными компонентами породы, происходит замедленная реакция, что позволяет глубоко воздействовать на пласт. Наличие в составе многофункционального ПАВ Нефтенола К (марка «СНК-30»), содержащего добавки предотвращающие набухание глинистых минералов, позволяет применять Химеко СК-А и СК-Б в заглинизированных низкопроницаемых пластах.

Для повышения эффективности кислотной обработки в скважину предварительно закачивается буферный раствор следующего состава:

Техническая вода - 1 м

ПАВ Нефтенол К (марка «СНК-30») - 5 кг

Сухие кислоты Химеко СК-А и СК-Б имеют почти в 10 раз меньшую скорость коррозии по сравнению с ингибированной соляной кислотой (таб. 14), поэтому применение данных кислот возможно без использования кислотного агрегата. Процесс закачки сухих кислот Химеко СК-А и СК-Б можно осуществить с помощью автоцистерны и насосного агрегата типа ЦА-320. Что является значительным преимуществом на новых и отдаленных месторождениях.

Низкое межфазное натяжение (таб. 7) позволяет рабочим растворам Химеко СКА и СК-Б избирательно проникать в нефтенасыщенные участки пласта увеличивая их проницаемость.

Таблица 7. Физико-химические свойства кислотных составов


Сухие кислоты Химеко СК-А и СК-Б по сравнению с соляной кислотой имеют ряд преимуществ:

17  кислоты находятся в сухом состоянии, что значительно упрощает транспортировку, а также хранение;

18  композиция имеет низкое межфазное натяжение, характеризующее легкость и глубину проникновения вглубь нефтенасыщенного пласта;

19  кислоты обладают низкой коррозионной активностью, при этом даже ингибированная соляная кислота обладает значительно более высокой скоростью коррозии, которая не только снижает долговечность оборудования, но также способствует увеличению содержания в кислотных составах ионов железа, приводящих к образованию вторичных осадков после нейтрализации кислоты;

20  кислоты содержат в своем составе компоненты, которые препятствуют образования нерастворимых осадков, стойких эмульсий и набуханию глинистых минералов.

Реакционная способность рабочих растворов сухих кислот Химеко СК-А и СК-Б при взаимодействии с карбонатной породой остается на постоянном уровне продолжительное время (рис. 9). Замедленная реакция с карбонатами, позволяет композициям реагировать дольше, в то время как у соляной кислоты скорость растворения карбонатной породы резко снижается за счет быстрой нейтрализации и уже через 10-30 мин становится меньше, чем скорость реакции у рабочих растворов сухих кислот Химеко СК-А и СК-Б.

Рис. 9. Динамика растворения карбонатной породы рабочими растворами сухих кислот Химеко СК-А и СК-Б и ингибированной соляной кислотой

Для приготовления 1 м3 рабочих растворов Химеко СК-А и СК-Б необходимо от 100 до 250 кг сухих кислот.

Применение кислотной композиции Химеко СК-Б в высокотемпературных пластах (температура около 150°С) республики Ингушетия позволило повысить дебит нефти в 1,5 раза. В то время как обработки с применение соляной кислоты не давали результатов.

Сухие кислотные составы для замены грязевой кислоты.

Для замены грязевой кислоты разработана сухокислотная композиция Химеко СК-А на основе сухокислоты Химеко СК-А и модификатора Химеко СК-А. При взаимодействии рабочих растворов сухокислотной композиции Химеко СК-А с минералами и загрязнениями пласта, происходит постепенное выделение фтористоводородной кислоты и органических солей-буферов, которые гидролизуясь выделяют ионы водорода и постоянно поддерживают рН до полной нейтрализации фтористоводородной кислоты, препятствуя выпадению осадков и способствуя более глубокой обработке коллектора. Сухокислотная композиция Химеко СК-А, представлят собой состав, содержащий раствор компонентов: сухой кислоты Химеко СК-А и модификатора Химеко СК-А, в состав композиции входят также добавки, снижающие межфазное натяжение, набухание глинистых минералов, предотвращающие образование водонефтяных эмульсий.

Преимущества сухокислотной композиции Химеко СК-А

21 находится в сухом состоянии;

22 обладает низкой коррозионной активностью, а также не содержит в своем составе ионы трехвалентного железа;

23 можно использовать также в сульфатсодержащих и железосодержащих пластах, т.к. этот состав растворяет загрязнения вызванные осадками, содержащими железо и препятствует вторичному осадкообразованию после нейтрализации кислотного состава.

Использование кислотной композиции Химеко СК-А для освоения скважины после бурения на полимерных растворах позволяет значительно увеличивать проницаемость пласта. Применения же стандартных соляной и грязевой кислоты приводит к образованию высоковязких полимерных масс, которые значительно снижают продуктивность и не позволяют получить запланированных дебитов после бурения.

При приготовлении рабочих растворов учитываются такие факторы, как повышенная пластовая температура и заглинизованность коллектора, поэтому разработаны рецептуры рабочих растворов сухокислотной композиции Химеко СК-А для различных пластовых условий согласно соответствующим рецептурам:

Состав композиции Химеко СК-А на 1 м3 воды для пластовых температур до 60°С:

Модификатор Химеко СК-А - 15,0 кг

Сухая кислота Химеко СК-А - 30,0 кг

Состав композиции Химеко СК-А на 1 м3 воды для пластовых температур выше 60°С:

Модификатор Химеко СК-А - 7,5 кг

Сухая кислота Химеко СК-А - 15,0 кг

Для повышения эффективности кислотной обработки в скважину предварительно закачивается буферный раствор следующего состава:

Пресная вода - 1000 л

ПАВ Нефтенол К (марка «СНК-30») - 3 - 5 кг

Количество раствора составляет 0,5-1,0 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта, но не менее 3 м.

Кислотная композиция Химеко СК-А успешно прошла промышленные испытания в 2005 году для интенсификации работы скважины, не вышедшей на расчетный режим после бурения (ОАО «Петроальянс»).

.9 Химические реагенты для кислотных обработок

Все реагенты, выпускаемые в ЗАО «Химеко-ГАНГ», имеют гигиенические сертификаты, паспорта безопасности и разрешение НИИ «Нефтепромхим» на применение в нефтяной промышленности.

Кислотная композиция Химеко ТК-2 (ТУ 2458-063-17197708-01) - представляет собой водно-спиртовый раствор солей с добавлением поверхностноактивных веществ (ПАВ), прозрачный раствор от желтоватого до коричневого цвета.

Кислотная композиция Химеко ТК-3 (ТУ 2458-085-17197708-2003) - представляет собой водно-гликолевый раствор борофтористоводородной кислоты с добавлением поверхностно-активных веществ (ПАВ), прозрачный раствор от желтоватого до коричневого цвета.

Кислотная композиция Химеко ТК-4 (ТУ 2458-093-17197708-04) - представляет собой ингибированную водно-спиртовую композицию органических кислот с добавлением анионноактивных и катионоактивных поверхностно-активных веществ (ПАВ), прозрачная жидкость от желтоватого до коричневого цвета.

Кислотный состав СК-ТК-4 - композиция на основе сухокислоты СК-ТК-4 (ТУ 2458-005-54651030-2005, представляющую собой смесь органических кислот) необходимой концентрации с добавлением Нефтенола К (ТУ 2483-065-171977082002).

Модификатор Химеко СК-А (ТУ 2458-089-17197708-2004) - кристаллический продукт от белого до светло-серого цвета, представляет собой модифицированную неорганическую аммонийную соль, с массовой долей основного вещества не менее 95,0%.

Сухая кислота Химеко СК-А (ТУ 2458-088-17197708-2004) - кристаллический продукт от белого до светло-серого цвета, представляет собой неорганическую амин-содержащую кислоту, с массовой долей основного вещества не менее 86,0%.

Сухая кислота Химеко СК-Б (ТУ 2458-002-45811026-2005) - представляет собой композицию неорганических солей и неионогенных поверхностно-активных веществ, порошкообразный продукт от белого до серо-желтого цвета.

Деструктор ХВ (ТУ 2499-074-17197708-2003) - представляет собой окислительный агент на основе перекисных соединений калия, кристаллический порошок белого цвета.

Нефтенол К (ТУ 2483-065-17197708-2002) - представляет собой многокомпонентную смесь анионных и катионных поверхностно-активных веществ разного химического строения.

Ингибитор коррозии «ИКУ-118» (ТУ 2415-020-54651030-2007) - представляет собой водноспиртовой раствор поверхностно-активных веществ и аминов - жидкость янтарного цвета с запахом амина, легко растворимая в воде.

Стабилизатор железа «Ферикс» (ТУ 2458-023-54651030-2007) - представляет собой композицию на основе солей органических кислот, белый кристаллический порошок или гранулы.

2.10 Расчет процесса солянокислотной обработки скважины

Расчет кислотной обработки призабойной зоны скважины сводится к определению объема рабочего раствора соляной кислоты выбранной концентрации, количества воды, необходимой для его приготовления, количества различных добавок к рабочему раствору, ингибиторов коррозии, стабилизаторов и интенсификаторов. Определить необходимое количество соляной кислоты и других химреагентов для обработки нефтяной скважины, имеющей следующую характеристику: глубина скважины Н, эффективная мощность пласта h, внутренний диаметр скважины Dв, внутренний диаметр НКТ dв, концентрация кислоты для обработки х, ниже вскрытой части пласта в эксплуатационной колонне имеется зумпф глубиной hз, норма расхода кислоты на 1 м пласта N=1,2.

Ход работы.

. Определяем объем рабочего кислотного раствора:

Vр = N∙h м3

р = 1,2∙18=21,6 м3

. Определяем количество концентрированной товарной кислоты для приготовления 1 м3 соляно-кислотного раствора нужной концентрации:

Количество на 1 м3 раствора

Концентрация кислотного раствора, %


8

10

12

14

Кислоты, К1, кг

30,8

38,9

47,2

55,6

Воды, В1, м3

0,73

0,66

0,587

0,514


Соответственно определяем количество концентрированной кислоты и воды для приготовления требуемого объема раствора:

Кр = К1∙Vр кг

Кр = 55,6∙21,6=1200,96 кг

Вр = В1∙Vр м3

Вр = 0,514∙21,6=11,102 м3

. Определяем количество концентрированной товарной кислоты для приготовления рабочего соляно-кислотного раствора:

 м3

 м3

где А и В числовые коэффициенты, А=214 для х=8-10%, А=218 для х=12-14%, В=226, z - концентрация товарной кислоты, z=27,5%.

. Определяем тип и количество ингибитора:

инг = хинг∙Vр/100 м3

инг = 0,1∙21,6 /100=0,0216 м3

где хинг - концентрация ингибитора при добавлении в раствор, выбираем один тип ингибитора и его концентрацию: катапин-А - 0,1%.

.         Определяем тип и количество интенсификатора:

инт = хинт∙Vр/100 м3

инт = 0,4∙21,6/100=0,0864 м3

где хинт - концентрация интенсификатора при добавлении в раствор, выбираем один тип интенсификатора и его концентрацию: карбозолин-О - 0,4%.

.         Определяем количество стабилизаторов:

а) против солей железа добавляем уксусную кислоту в концентрации хук = 1,3-1,5%

ук = хук∙Vр/С м3

ук = 1,3∙21,6/80=0,351 м3

где С - концентрация уксусной кислоты, С=80%.

б) против выпадения гипса и для нейтрализации примесей серной кислоты в раствор добавляем хлористый барий в концентрации ххб=0,4%:

 м3

 м3

в) для растворения цементирующего породу силикатного и глинистого материалов, а также для очистки поверхности забоя от глинистой и цементной корки в рабочий раствор добавляем плавиковую кислоту в концентрации хпк=1,5%.

пк = хпк∙Vрп м3

пк = 1,5∙21,6/40=0,81 м3

где Сп - концентрация плавиковой кислоты, С=40%.

.         Определяем суммарный объем добавок:

∑Q = Vинг + Vинт + Vук + Vхб + Vпк м3

∑Q = 0,0216 + 0,0864 + 0,351 + 0,0143 + 0,81=1,283 м3

.         Уточняем количество воды, необходимой для приготовления принятого объема рабочего кислотного раствора с учетом всех добавок:

В = Vр - Wк - ∑Q м3

В = 21,6 -7,237 - 1,283=13,08 м3

.         Для изоляции зумпфа применяем раствор хлористого кальция относительной плотности 1,2, объем зумпфа составляет:

з = 0,785∙Dв2∙hз м3

.         Для получения 1 м3 хлористого кальция относительной плотностью 1,2 требуется 540 кг СаСl2 и 0,66 м3 воды. Для изоляции всего зумпфа потребуется:

хк = 540∙Vз, кг Vв = 0,66∙Vз, м3

хк = 540∙0,308=166,32, кг Vв = 0,66∙0,308=0,203, м3

.         Определяем количество нефти для продавливания кислотного раствора из выкидной линии, НКТ и нижней части скважины:

а) количество нефти для выкидной линии диаметром dвл = 0,062 м и длиной 100 м от насосного агрегата:

вл = 0,785∙dвл2∙100 м3

вл = 0,785∙0,0622∙100=0,302 м3

б) количество нефти для НКТ:

нкт = 0,785∙dв2∙(Н-20) м3

нкт = 0,785∙0,0622∙(2350-20)=7,031 м3

в) количество нефти для нижней части скважины: Vс = 0,785∙Dв2∙20 м3с = 0,785∙0,1282∙20=0,257 м3

г) общее количество нефти составит:

н = Vвл + Vнкт + Vс м3

н = 0,302 + 7,031 + 0,257=7,59 м3

В результате проведения КО дебит скважин вырос с 12,2 до 26,4.

3. Организационная часть


3.1 Анализ условий труда


Описание системы Ч-М-С

С целью повышения нефтеотдачи применяют следующие обработки: СКО, ГПП, ТГХВ, виброобработки.

Ч - Основным обслуживающим персоналом являются операторы и машинисты различных спецагрегатов. Безопасность работ зависит от качественного монтажа напорной линии и правильной расстановки агрегатов.

Машинисты производят размещение агрегатов вокруг устья скважины, проводят опрессовку линии после обвязки. Управляют насосными агрегатами во время техпроцесса, по окончании производят демонтаж оборудования.

Мастер осуществляет постоянный контроль за исправным состоянием и правильной эксплуатацией оборудования, механизмов, приспособлений и инструментов, следит за нормальным освещением рабочего места, исправным состоянием оградительных и предохранительных устройств, за соблюдением рабочими дисциплины, правил и инструкций, состоянием средств индивидуальной защиты (СИЗ), принимает меры по предупреждению нарушений правил ТБ, контролирует состояние противопожарного инвентаря, ведет журнал проверки состояния условий труда.

М - При воздействии на ПЗС используется следующая техника: насосные установки - УНЦ-160/500К, предназначены для перевозки и закачки в скважину жидкостей на основе кислоты. Смонтирована на шасси а/м КрАЗ-257БА1 и состоит из цистерны, трубопровода и насоса.

УН1-630/700 - предназначена для нагнетания в скважину различных технологических жидкостей при проведении гидропескоструйной перфорации и виброобработке. Состоит из насоса, силового агрегата и системы трубопроводов.

Вследствие отсутствия или неисправности площадок и перил

возможны падения рабочих. Ненадежность крепления отдельных узлов и быстроразъемных соединений может привести к разрыву линий высокого давления - возможно травмирование частями узлов или струей высокого давления.

С - Работа машинистов ведется на открытом воздухе, это связано с воздействием на работающих различных метеоусловий (температура воздуха, влажность, скорость ветра, естественные излучения). Рабочим также приходится контактировать с нефтью, газом, технологической жидкостью, с применением механического и электрического оборудования.

Класс взрывоопасности В-1г.

Характеристика опасных и вредных факторов и источники их возникновения

При кислотной обработке возникают опасности, связанные с применением соляной кислоты и оборудования, работающего под давлением. При ГПП и виброобработке - оборудование, работающее под давлением и воздействие рабочей жидкости (на нефтяной основе).

Воздействие химической энергии - пары кислоты воздействуют на органы дыхания и сердечнососудистую систему. Воздействие может произойти из-за утечек. Также нефть является раздражающей средой, воздействие которой может произойти вследствие утечки.

Воздействие кинетической энергии - рассматриваемые обработки проводятся под большим давлением. Вследствие разрыва трубопровода или возникновения неплотного соединения может произойти травмирование человека струей высокого давления.

Воздействие потенциальной энергии - падение инструмента, человека с высоты (с агрегатов). Происходит это вследствие отсутствия или неисправности перил, ограждений, площадок, лестниц.

Воздействие тепловой энергии - нагрев арматуры при проведении ТГХВ. Воздействие происходит при нарушении требований ТБ для данной операции. Термический ожог.

Психофизиологические факторы - трудоемкость и недостаточная механизация отдельных работ и операций (например монтаж трубопровода с быстроразъемными соединениями выполняется вручную).

Оценка риска: анализ частоты возникновения каждого фактора и анализ тяжести последствий от их воздействия

Таблица 8. Оценка риска


Условия возникновения вредных факторов:

Поражение парами кислоты может возникнуть при возникновении неплотностей различного оборудования (быстроразъемные муфты, уплотнения насоса), при срабатывании предохранительного клапана.

Травмирование струей под давлением - в результате некачественного монтажа обвязки скважины и агрегатов, аварийном разрушении трубопровода.

Травмирование при падении инструмента - в результате неправильного закрепления его, применение опасных приемов труда.

Падение человека - при неисправности мостков, лестниц, площадок и прохода рабочими по местам, не предусмотренными для этого.

Физические перегрузки - в результате неприменения

грузоподъемных механизмов для монтажа оборудования, несоблюдении графика работы.

.2 Рекомендации по уменьшению риска производственных процессов

Технические мероприятия

Средства коллективной защиты:

Гидравлическая часть насоса должна быть оборудована защитными кожухами (щитками) заводского изготовления. Они должны быть надежно закреплены.

На нагнетательной линии насоса установлен предохранительный клапан. Его тарировка должна соответствовать рабочему давлению. Также должна быть табличка освидетельствования (тарировки) с указанием следующего срока тарировки.

В конце нагнетательной линии, перед устьем, должен быть установлен обратный клапан.

Организационные мероприятия

Перед началом операции:

Спланировать площадку для расстановки техники - в радиусе 50 метров уклон не более 1,5.

Расстояние между агрегатами - не менее 2-х метров, а между буллитами - не менее 1 м.

Расстояние от скважины до агрегатов - не менее 10 м, агрегаты располагать с наветренной стороны скважины.

Гидравлические части насосных установок должны иметь щиты или защитные кожухи.

На линии закачки установить обратный клапан.

Проверить работоспособности предохранительного клапана (должна быть прикреплена табличка со сроком освидетельствования РГТИ).

Во избежание аварийной ситуации запрещается размещать

агрегаты под силовыми линиями ЛЭП, находящимися под напряжением.

Спец. техника должна быть оборудована искрогасителями и заземлена.

Для предотвращения поражения рабочих парами кислоты или травмирования струей рабочей жидкости под давлением собранная нагнетательная линия опрессовывается 1,5 кратным рабочим давлением. Действия при обнаружении утечки:

) Снять давление;

) слить жидкость в амбар, убрать разлившуюся жидкость;

) промыть трубопровод нейтральной жидкостью (тех. вода);

) устранить неполадки;

) повторить опрессовку.

Для предотвращения падения рабочих с агрегатов - проверить состояния перил, лестниц и ограждений. При необходимости произвести ремонт.

Очистить пути движения по мосткам от посторонних предметов.

При проведении ОПЗ:

Запретить присутствие посторонних лиц в зоне проведения работ (в радиусе 50 м от скважины).

Все команды подавать с помощью мегафона (в перспективе - желательно снабдить всех участников процесса малогабаритными переносными радиостанциями).

Связь с диспетчером ЦИТС - по рации.

Ознакомить работников с:

схемой передвижения - маршрутной картой;

схемой расстановки и обвязки оборудования;

порядком проведения опрессовки;

правилами пользования СИЗ;

правилами оказания первой помощи пострадавшим;

планом по ликвидации возможных аварий (см. ниже);

спец. звуковым сигналом, подаваемым в случае возникновения опасности.

Вывесить таблички, запрещающие курение и разведение открытого огня.

Персоналу работать в следующих СИЗ: фильтрующий противогаз марки БКФ; резиновые сапоги; резиновые перчатки; спец. одежда из ткани Кк; защитные очки; прорезиненные фартуки.

При проведении гидропескоструйной перфорации (ГПП) и вибровоздействии - растворами на нефтяной основе (РНО - до 80 м3), привлекается пожарная бригада с ВПЧ. Согласовать с ними размещение пожарных расчетов и действия в случае возникновения возгорания.

Газоанализаторщику - производить непрерывный контроль за содержанием паров кислоты в воздухе (ПДК - 5 мг/м3). При превышении ПДК - сообщить старшему.

План ликвидации аварий

Удалить посторонних. Изолировать опасную зону в радиусе 50 метров.

Остановить насосные агрегаты. Заглушить двигатель. По возможности ставить рабочую жидкость в аварийный амбар.

Закрыть задвижки - выкидную на насосе, центральную на устье.

При возникновении пожара - приступить к тушению имеющимися средствами (огнетушители, песок), сообщить в ЦИТС, пожарную часть.

При наличии пожарных расчетов - удалить людей из зоны возгорания, обеспечить проезд пожарных машин.

При нагревании соляной кислоты выделяется высокотоксичный газ - хлористый водород. Огонь тушить большим количеством воды или механической пеной.

При наличии поражения людей - вынести пострадавший из опасной зоны, оказать первую помощь, вызвать скорую медицинскую помощь (через ЦИТС).

В зону аварии - вход только в полной защитной одежде.

При утечке и разливе - ликвидировать течь. При интенсивной утечке - оградить месть разрыва земляным валом (использовать бульдозер бригады КРС).

Для осаждения паров использовать известковый раствор - вызвать на место аварии газоспасательную службу района.

Разливы соляной кислоты нейтрализуются каустической содой, содовыми порошками, известью, другими щелочными смесями.

При разливах нефти - собрать землю с нефтью и поместить в аварийный амбар.

Для оказания первой мед. помощи при химических ожогах в бригадах должно быть не менее 20 литров пресной воды, 3 литра 2% р-ра борной кислоты, огнетушители, кошма, песок, аптечка самопомощи.

Меры первой помощи пострадавшим от воздействия соляной кислоты:

При попадании в органы дыхания:

Вынести пострадавшего на свежий воздух, обеспечить тепло и покой. Провести кислородотерапию.

При попадании на кожу:

Немедленно промыть пораженный участок тела водой или 2% р-ром соды в течение 20 минут. Затем пораженное место обработать слабым раствором марганцовокислого калия или 70% этиловым спиртом.

При попадании в глаза:

Немедленно промыть струей воды в течение 20 минут.

При попадании в органы пищеварения:

Промыть желудок теплой водой.

Категорически запрещается вызывать рвоту искусственным путем.

Во всех случаях немедленно вызвать скорую медицинскую помощь.

Обеспечение пожаро-, взрыво- и электробезопасности

Пожаровзрывобезопасность.

При подготовке к проведению ОПЗ очистить в радиусе 50 метров от устья площадку вокруг скважины от мусора и хлама.

Нефть и другие ЛВЖ хранить в открытых ямах и амбарах запрещается.

Дороги и подъезды к объекту поддерживать в надлежащем состоянии (зимой дополнительно расчистить) и освободить на случай проезда пожарно-спасательной техники.

Согласовать с ВПЧ дежурство на скважине при проведении ГПП и ТГХВ 1-2 пожарных машин с расчетами. Машины должны быть приспособлены для тушения горящих углеводородов (пенное тушение).

Запретить разведение открытого огня и курения на территории скважины.

Все транспортные средства и агрегаты должны быть оборудованы искропламегасителями.

Весь персонал проинструктировать на случай возникновения пожара.

Электробезопасность.

Если скважина эксплуатируется механизированным способом - отключить привод от сети видимым размыканием на фидере.

Пользоваться только оборудованием во взрывозащищенном исполнении.

Все автоцистерны должны быть оборудованы цепью-заземлителем для сброса заряда статического электричества.

Организация обучения безопасным методам работы

К проведению работ по обработке призабойной зоны (ОПЗ) допускаются рабочие, прошедшие вводный инструктаж, обучение в курсовом комбинате (со сдачей экзамена и присвоением разряда), производственную стажировку и проверку знаний.

Повторная проверка знаний проводится ежегодно.

Всем работникам, занятым на проведении ОПЗ выдаются под расписку инструкции по безопасным методам работы.

Перед началом работы в начале смены мастер проводит первичный инструктаж. В нем разъясняются следующие вопросы:

вид проводимой обработки: наряд техники, привлекаемой для ОПЗ;

порядок движения (скоростной режим, опасные участки трассы), приводится маршрутная схема переезда;

напоминаются агрессивные свойства реагента, необходимые СИЗ и их использование;

разъясняется порядок определения (симптомы) поражения работающего вредным веществом (соляная кислота), порядок и приемы оказания первой помощи пострадавшему;

действия в случае возникновения пожара;

действия в случае возникновения неисправностей и порядок их устранения;

особенности монтажа оборудования на конкретной скважине, схема расстановки оборудования;

организация связи между работниками (мегафон, виды команд).

Также, перед проведением обработки (т.к. она относится к разряду особо опасных работ) проводится целевой инструктаж.

В нем дополнительно разъясняется, с какими вредными воздействиями могут столкнуться работающие. Приводятся виды воздействия при попадании кислоты на кожу, в дыхательные пути, глаза, желудок.

Рабочих дополнительно знакомят с симптомами поражения и правилами оказания первой помощи и самопомощи.

Дополнительно разъясняются правила и приемы эффективного использования СИЗ.

Доводятся до сведения приемы дезактивации разливов кислоты с помощью различных щелочных материалов.

Разъясняются особенности тушения пожаров с наличием химически активной среды - только большим количеством воды или механической пеной (не химической) т.к. НС1 при нагревании выделяет высокотоксичный газ - хлористый водород.

Доводятся специальные звуковые сигналы опасности.

Порядок проведения замеров воздействия среды на ПДК по хлор-водороду.

Также мастер проводит следующие инструктажи:

. Повторный проходят все, независимо от стажа, не реже раза в полгода.

. Внеплановый - проводится:

при введении новых инструкций, правил,

при нарушении технологии процесса,

произошедшие несчастные случаи,

при вынужденных перерывах в работе.

Отчет о выполнении инструктажа - в журналы проведения инструктажей: «Журнал проведения инструктажа на рабочем месте», «Журнал проведения внеплановых и повторных инструктажей».

В журнале обязательно отмечаются: дата проведения инструктажа, причина проведения, краткое содержание, подписи инструктора и инструктируемого (обучаемого).

Рекомендации:

Желательно выпустить учебный видеофильм, состоящий из нескольких частей, в котором будет собран лучший опыт по проведению ОПЗ:

часть - «Расстановка, монтаж, опрессовка оборудования, подготовка к проведению операции».

часть - «Проведение ОПЗ».

часть - «Нештатные и аварийные ситуации при выполнении мероприятия, их устранение. Несчастные случаи, оказание первой помощи».

Необходимость выпуска видеофильма обоснована еще и тем, что одновременный показ действий с чтением за кадром инструкций с их разъяснением лучше подходит для восприятия и запоминания, чем простое чтение инструкции.

Организация контроля за состоянием оборудования, соблюдением правил и норм

1. Контроль за состоянием оборудования производят машинисты агрегатов согласно схемам Т.О. на оборудование.

Считаю необходимым добавить проведение дефектоскопии оборудования, работающего под давлением, т.к. данная операция не производится (хотя бы 1 раз в 6 месяцев).

. Контроль за соблюдением правил и норм по ТБ при проведении ОПЗ возложен на мастера.

Необходимо вести «Журнал проверки условий труда», с записями перед каждым проведением ОПЗ.

При СКО производить замер концентрации паров HCl в воздухе - запись в журнал контроля газовоздушной среды.

Виды документации, оформляемой мастером

1. Вахтовый журнал

. Пусковой журнал с записями об испытании нагнетательной линии и предохранительных клапанов

. Журнал регистрации инструктажа на рабочем месте

. Журнал проверки условий труда

. Журнал учета работы по охране труда

. Журнал контроля воздушной среды

. План работ на проведение обработки скважины

. Маршрутная карта переезда

. Технические условия на монтаж передвижных агрегатов

. Перечень инструкций по охране труда

. План ликвидации возможных аварий

. Паспорта на противогазы

3.3 Структура природоохранной службы на предприятии

Деятельность функциональных отделов и служб НГДУ по вопросам охраны и рационального использования природных ресурсов координирует заместитель главного инженера НГДУ по экологии.

Он осуществляет свою деятельность руководствуясь приказами, распоряжениями, инструкциями и положениями вышестоящих органов по вопросам охраны и рациональному использованию природных ресурсов.

Главной задачей заместителя по экологии является координация и руководство работой по охране окружающей среды (природопользование, питьевые источники, водоемы и атмосфера) и обеспечение выполнения требований по охране природы и рациональному использованию природных ресурсов.

Зам. главного инженера разрабатывает текущие и перспективные планы по охране ОС, организует работы по выполнению этих плановых заданий, занимается изучением информационных материалов по вопросам экологии, контролирует выполнение предписаний СЭС и комитета по охране природы.

Также в его обязанности входит организация необходимого учета и отчетности в области охраны природы, оформление и получение разрешения на спец. водопользование НГДУ и по строящимся новым объектам нефтедобычи, составление и согласование экологического паспорта, паспорта по отходам, составление расчетов и осуществление платежей по выбросам, размещению отходов вне предприятия.

Он имеет право требовать в установленном порядке от отделов и цехов НГДУ выполнение приказов, указаний и распоряжений по охране ОС. Также имеет право приостановить проведение работ, ведущихся с нарушением правил и норм загрязнения ОС.

Несет ответственность за состояние охраны природу на территории деятельности предприятия, за выполнение организационно-технических мероприятий по оздоровлению и охране окружающей среды.

Также в его подчинении вопросы экологии и природопользования координирует инженер технологического отдела.

Отбором проб и проведением их анализа занимается Научно-исследовательская лаборатория (НИЛ) НГДУ. Ее сотрудниками осуществляется весь цикл анализа экологического состояния  от отбора проб, их анализа и до составления отчета. Руководит этой работой инженер техотдела.

.4 Экологическая оценка современных методов обработки призабойной зоны скважин

Ввиду постоянного совершенствования техники и технологии воздействия на пласт нарушение экологической обстановки может произойти только вследствие нарушения технологии или аварийного состояния оборудования (утечки, аварии и т.п.).

В различных методах ОПЗ применяются самые различные химические реагенты, все они в силу своего предназначения (воздействие на пласт и флюиды) химически очень агрессивны по отношению к природе, т.е. выброс их в аварийной ситуации может привести к непоправимым или трудноисправимым последствиям. Например разлив соляной кислоты, раствора углеводородов, кроме сложности очистки, вызывает омертвление плодородного слоя почвы и невозможность его дальнейшего использования.

А такие методы как ТГХВ в случае неисправности (неплотности) фонтанной арматуры могут привести к выбросу в атмосферу большого количества продуктов сгорания порохового заряда в смеси с парами углеводородов и пластовой воды.

Метод борьбы (предотвращения) подобных аварий контроль за состоянием техники, ее своевременный ремонт. В КРС прекратить использование земляных амбаров, использовать только передвижные герметичные емкости для шлама, жидкости глушения и т.п.

4. Экономическая часть

.1 Эффективность проведения кислотных обработок

Эффективность проведения кислотных обработок оценивается путем сравнения профилей притока в добывающих скважинах и профилей приемистости в водонагнетательных скважинах.

По профилям определяют так называемые коэффициенты охвата пласта притоком в добывающих скважинах и охвата пласта заводнением в водонагнетательных скважинах.

Если коэффициент охвата увеличивается после проведанной обработки, то обработка считается эффективной.

Данные о коэффициентах охвата пласта притоком или заводнением используются при анализе разработки месторождений с целью оценки характера и степени выработки продуктивных пластов.

Эффективность кислотных обработок возрастает с увеличением количества добавляемой плавиковой кислоты, а так же зависит от ряда факторов: строения карбонатных коллекторов, температуры, давления, качества кислоты, ее концентрации и скорости движения.

Эти факторы в значительной степени определяют время нейтрализации кислоты и, соответственно, размер обрабатываемой зоны.

С увеличением забойной температуры от 30 до 150 С время нейтрализации кислоты уменьшается.

С увеличением скорости прокачки кислотного раствора (обработка на максимально возможных расходах) эффективность обработки возрастает.

Эффективность проведения кислотной обработки определяют по уменьшению коэффициентов фильтрационного сопротивления в уравнении притока газа до обработки и после нее, а также по суммарному количеству газа, добытого из скважины за определенное время после обработки ее кислотой. На эффективность кислотных обработок существенно влияет своевременный пуск скважин в эксплуатацию после проведения процесса.

При длительной задержке ввода скважины в эксплуатацию, нередко допускаемой в условиях месторождений, особенно при наличии пластовой воды, из продуктов реакции выпадают осадки и вновь закупоривают поры коллектора.

Эффективность процесса кислотного воздействия достигается лишь в скважинах, соответствующим образом подготовленных для проведения обработки. Забой скважины необходимо очищать от песчаной пробки, грязи, глинистого раствора, парафино-смолистых и асфальтеновых отложений.

При составлении плана обработки скважины необходимо тщательно изучать все ее особенности с позиции влияния их на успешность процесса и предусматривать все меры, обеспечивающие эффективность воздействия.

На эффективность проведения кислотных обработок существенно влияет своевременный пуск скважин в эксплуатацию после проведения процесса.

При длительной задержке ввода скважины в эксплуатацию, нередко допускаемой в условиях месторождений, особенно при наличии пластовой воды, из продуктов реакции выпадают осадки и вновь закупоривают поры коллектора.

Эффективность процесса кислотного воздействия достигается лишь в скважинах, соответствующим образом подготовленных для проведения обработки.

Забой скважины необходимо очищать от песчаной пробки, грязи, глинистого раствора, парафино-смолистых и асфальтеновых отложений.

При составлении плана обработки скважины необходимо тщательно изучать все ее особенности с позиции влияния их на успешность процесса и предусматривать все меры, обеспечивающие эффективность воздействия.

Повышение эффективности кислотной обработки возможно с помощью кислот и реагентов, которые имеют значительно меньшую скорость реакции с карбонатной породой, чем соляная кислота. К ним относятся, уксусная, лимонная и сульфаминовая кислоты.

Наибольший практический интерес представляет использование сульфаминовой кислоты, которая выпускается в твердом виде, что облегчает ее транспортировку и хранение. Она имеет в 5 раз меньшую скорость реакции с карбонатами, чем соляная кислота. Это обеспечивает довольно высокую эффективность ее применения - в среднем до 1500 тонн дополнительно добытой нефти на одну кислотную обработку.

Значительное повышение эффективности кислотных обработок обеспечивает применение способа направленной кислотной обработки пласта с использованием обратной эмульсии.

4.2 Состав и организация работ по проведению пенокислотной обработки

Процесс работы по проведению пенокислотной обработки скважин осуществляет бригада капитального ремонта по утвержденному плану работ.

Перед производством работ бригада капитального ремонта скважин в составе: бурильщика 6 разряда, помощников бурильщика 5 разряда - 2 человека и машиниста подъемного агрегата А-50 6 разряда предпринимают все необходимые меры по охране окружающей среды и технике безопасности.

К месту проведения самооборонного кустового отдела необходимо перевезти и расставить оборудование (защитный колпак на соседнюю скважину, рабочую площадку, приемные мостки, доливную емкость, инструментальную будку, сушилку и емкость горюче-смазочные материалы).

Переезд осуществляется спецтехникой: трактор К-700, площадка АПШ, турбовоз, автокран - силами бригады подготовки скважины к ремонту (стропальщиками 4 разряда) в составе 2-х человек и бригадой капитального ремонта скважин.

После переезда и расстановки оборудования бригада капитального ремонта скважин производит глушение скважины в объеме 30 м3 раствором удельного веса 1,03 г/см3 в два цикла, используя при этом агрегат ЦА-320М и автоцистерну ЦР - 7,5.

Следующим процессом является погрузка на трубной базе насосно-компрессорных труб, завоз и разгрузка труб на приемные мостки.

Этот процесс осуществляется бригадой подготовки в составе 2-х человек - стропальщиков 4 разряда с использованием техники: трубовоза, площадки и автокрана.

После окончания глушения и времени, необходимого отстоя раствора глушения проходят подготовительные работы к ремонту скважин, а именно:

. Задавливают якоря для крепления силовых и ветровых оттяжек подъемника А-50 с помощью ямобура АЗА-3.

. Разбирают устьевую арматуру.

. Устанавливают противовыбросовое оборудование (УГУ-2) и опрессовывают его по схеме агрегатом ЦА-320М.

Следующий этап - это подъем подземного оборудования штанговых скважинных насосных установок ведется бригадой капитального ремонта скважины в том же составе.

Затем спуско-подъемом пера-шаблона производят промывку забоя; для этого требуется ЦА-320М и ЦР - 7,5. Определяют приемистость скважины с привлечением ЦА-320М и ЦР - 7,5 с тем же раствором.

При давлении нагнетания ниже опрессовочного давления, колонны целесообразно произвести ремонт без применения пакера.

Следующим процессом является обработка скважины пенокислотной. При помощи пенно - кислотного агрегата, ЦА-320М и ЦР - 7,5 производится закачка определенного объема пенно - кислотного раствора в скважину, через некоторое время отработанную пенокислоту, вместе с продуктами реакции вымывают в коллектор, и для вытеснения соляной кислоты из труб скважину прокачивают нефтью в объеме 6 м3.

После этого скважина стоит на реакции 6 часов.

Далее допускается перо и промывается забой от продуктов реакции. Поднимают перо и спускают подземное оборудование штанговых скважинных насосных установок.

Затем проводятся заключительные работы: сборка арматуры, демонтаж подъемного агрегата А-50.

Силами бригады подготовки происходит погрузка, вывоз и разгрузка нефтекомпрессорные трубы на трубной базе при помощи техники: автокрана, трубовоза, площадки.

Все эти работы осуществляются с соблюдением правил техники безопасности и принимаются меры по охране окружающей среды на прилегающей территории.

После окончания всех работ скважина пускается в эксплуатацию.


Заключение


В ходе проделанного курсового проекта я предоставила информацию о Ломовом месторожденим, которое расположено в Каргасокском районе Томской области.

Расчет кислотной обработки призабойной зоны скважины сводится к определению объема рабочего раствора соляной кислоты выбранной концентрации, количества воды, необходимой для его приготовления, количества различных добавок к рабочему раствору, ингибиторов коррозии, стабилизаторов и интенсификаторов.

Применение соляной и грязевой кислоты в пластах с высокой температурой приводит только к отрицательным результатам. В таких условиях просто необходимо применять специальные кислотные составы, которые позволят эффективно обрабатывать пласт в условиях высоких температур.


Список литературы

1. Ивановский В.Н. Научные основы создания и эксплуатации скважинных насосных установок для добычи нефти в осложненных условиях из мало- и среднедебитных скважин. Диссертация на соискание ученой степени д-ра техн. Наук. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 1999.

2. Нефтегазовая вертикаль, №2, 2002.

3. Чичеров Л.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. - М.: Недра, 1984.

4. Архипов К.И., Попов В.И., Попов И.В. Справочник по станкам качалкам. - Альметьевск, 2000.

5. Аливердизаде К.С. Приводы штангового глубинного насоса. - М.: Недра, 1973.

6. Касьянов В.М. Расчет глубинных величин по данным наземных измерений (для штанговых насосов с балансирным приводом). - М., 1986.

7. Адонин А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами. - М.: Недра, 1979.

8. Акульшин А.И., Бойко В.С., Зарубин Ю.А., Дорошенко В.М., Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, М., Недра, 1989.

9. Юрчук А.М., Истомин А.З., Расчеты в добыче нефти, М., Недра, 1989.

10.Мищенко И.Т., Расчеты в добыче нефти, М., Недра, 1989.

11.Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н., Спутник нефтяника и газовика, М., Недра, 1986.

12.Материалы НГДУ.

13.Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А., Каштанов В.С., Пекин С.С., Скважинные насосные установки для добычи нефти, М., «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002.

Похожие работы на - Репейничек аптечный (репешок)

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!