Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
1 Введение
1.1 Значение нефти и газа в топливно-энергетическом балансе страны
Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) — это совокупность отраслей, связанных с производством и распределением энергии в различных её видах и формах.
В состав ТЭК входят отрасли по добычи и переработке различных видов топлива (топливная промышленность), электроэнергетика и предприятия по транспортировке и распределению электроэнергии.
Значение топливно-энергетического комплекса в хозяйстве нашей страны очень велико и не только потому, что он снабжает топливом и энергией все отрасли хозяйства, без энергии не возможен ни один вид хозяйственной деятельности человека, но и потому что этот комплекс является главным поставщиком валюты (40% — такова доля топливно-энергетических ресурсов в экспорте России).
Важным показателем, характеризующим работу ТЭК, является топливно-энергетический баланс (ТЭБ).
Топливно-энергетический баланс — соотношение добычи различных видов топлива, выработанной из них энергии и использование их в хозяйстве. Энергия, получаемая при сжигании разного топлива, неодинакова, поэтому для сравнения разных видов топлива его переводят в так называемое условное топливо, теплота сгорания 1 кг. которого равна 7 тыс. ккал. При пересчете в условное топливо применяются так называемые тепловые коэффициенты, на которые умножается количество пересчитываемого вида топлива. Так, если 1 т. каменного угля приравнять к 1 т. условного топлива, коэффициент угля равен 1, нефти — 1,5, а торфа — 0,5.
Соотношение разных видов топлива в ТЭБ страны изменяется. Так, если до середины 60-х годов главную роль играл уголь, то в 70-е годы доля угля сократилась, а нефти возросла (были открыты месторождения Западной Сибири). Сейчас доля нефти сокращается и возрастает доля газа (т.к. нефть выгоднее использовать как химическое сырьё).
Развитие ТЭК связанно с целым рядом проблем:
Запасы энергетических ресурсов сосредоточенны в восточных районах страны, а основные районы потребления в западных. Для решения этой проблемы планировалось в западной части страны развитие атомной энергетики, но после аварии на Чернобыльской АЭС, реализация этой программы замедлилась. Возникли и экономические трудности с ускоренной добычей топлива на востоке и передачей его на запад.
Добыча топлива становится всё более дорогой и поэтому необходимо всё шире внедрять энергосберегающие технологии.
Увеличение предприятий ТЭК оказывает отрицательное воздействие на окружающую среду, поэтому при строительстве требуется тщательная экспертиза проектов, а выбор места для них должен учитывать требованиям охраны окружающей среды.
Топливная промышленность: состав, размещение главных районов добычи топлива, проблемы развития.
Топливная промышленность — часть топливно-энергетического комплекса. Она включает отрасли по добыче и переработке различных видов топлива. Ведущие отрасли топливной промышленности — нефтяная, газовая и угольная.
Нефтяная промышленность. В сыром виде нефть почти не используют, но при переработке получают высококачественное топливо (бензин, керосин, солярку, мазут) и разнообразные соединения, служащие сырьём для химической промышленности. По запасам нефти Россия занимает II место в мире.
Основная база страны — Западная Сибирь (70% добычи нефти). Крупнейшие месторождения — Самотлор, Сургут, Мегион. Вторая по величине база — Волго-Уральская. Разрабатывается уже почти 50 лет, поэтому запасы сильно истощены. Из крупнейших месторождений следует назвать — Ромашкинское, Туймазинское, Ишимбаевское.
В перспективе возможна разработка новых месторождений на шельфе Каспийского, а так же Баренцево, Карского и Охотского морей.
Часть нефти перерабатывается, однако большинство нефтеперерабатывающих заводов находится в европейской части России. Сюда нефть передаётся по нефтепроводам, часть нефти по нефтепроводу «Дружба» передаётся в Европу.
Газовая промышленность. Газ самый дешёвый вид топлива и ценное химическое сырьё. По запасам газа Россия занимает I место в мире.
В нашей стране разведано 700 месторождений. Основная база добычи газа — Западная Сибирь, а крупнейшие месторождения — Уренгойское и Ямбургское. Вторая по величине база по добыче газа это —Оренбургско–Астраханская. Газ этого района имеет очень сложный состав, для его переработки построены крупные газоперерабатывающие комплексы. Природный газ добывается так же в Тимано-Печорском бассейне (менее1% от всей добычи), открыто месторождение на шельфе Балтийского моря. В перспективе возможно создание ещё одной базы — Иркутская область, Якутия, Сахалин.
Для транспортировки газа создана единая газопроводная система. 1/3 добываемого газа экспортируется в Беларусь, Украину, страны Балтии, Западную Европу и Турцию.
Угольная промышленность. Запасы угля в России очень велики, но добыча намного дороже по сравнению с другими видами топлива.
Поэтому после открытия крупнейших месторождений нефти и газа доля угля в топливном балансе сократилась. Уголь используется как топливо в промышленности и на электростанциях, а коксующийся уголь – как сырьё для чёрной металлургии и химической промышленности. Главными критериями оценки того или иного месторождения угля, являются — себестоимость добычи, способ добычи, качество самого угля, глубина и толщина пластов.
Основные районы добычи сосредоточенны в Сибири (64%). Важнейшие угольные бассейны – Кузнецкий, Канско-Ачинский и Печорский.
1.2 Вопросы, решаемые в проекте
- Повышение нефтеотдача.
- Отчистка призабойной зоны пласта, от парафина.
-Отчистка перфорационных отверстий.
2. Геологический раздел
2.1 Общие сведения о месторождении
Запасы нефти и газа
В 1970 г. объединением «Оренбургнефть» была проведена оперативная оценка запасов нефти по Графскому месторождению. Запасы приняты ЦКЗ Миннефтепрома (протокол № 5 от 4.03.71 г.) по категории С1 (балансовые/извлекаемые) в количестве 1800 тыс. т. – балансовые и 900 тыс. т. – извлекаемые по пласту Б2. В 1971 г. по результатам бурения трёх разведочных скважин №№ 15, 16, 18 был произведён перевод части запасов в категорию В и получен прирост запасов по категории В+С1 в количестве 3200/1600 т. т по пласту Б2. Запасы приняты ЦКЗ МНП 27.04.72 г (протокол № 11).
В 1988 г. с/п № 5/87 треста “Куйбышевнефтегеофизика” в районе месторождения были проведены детализационные сейсморазведочные работы, уточнившие строение Графского поднятия. В результате этих работ в 1989 г. дополнительно поставлены на баланс запасы по категории С1 по пласту Т1 в количестве 889 тыс. т. – балансовые и 400 тыс. т. – извлекаемые (протокол ЦКЗ МНП № 32 от 26.03.90 г). Подсчётные параметры принимались по аналогии с Тарханским месторождением, располо¬женным севернее в пределах Большекинельского вала.
В 1997 г. в восточной части месторождения была заложена поисковая скважина № 330, с учётом данных бурения которой тематической партией ОАО «Оренбургнефть» выполнена переинтерпретация материалов с/п 5/87.
В итоге были уточнены построения по отражающему горизонту «У», со-поставляемого с кровлей бобриковского горизонта, согласно которым часть за-пасов категории С2 пласта Т1 перешла в промышленную категорию, часть не подтвердилась.
В 1998 г. произведён пересчёт запасов нефти и попутного газа по резуль-татам бурения скважины № 330 и эксплуатации добывающих скважин. В результате уточнилась площадь нефтеносности и подсчётные параметры. Подсчетные параметры уточнены по глубинным пробам (плотность нефти, объёмный коэффициент, газовый фактор), коллекторские - по результатам промысловой геофизики и керну.
Запасы нефти и попутного газа прошли государственную экспертизу, приняты ЦКЗ Министерства природных ресурсов России (протокол № 42 от 08.02.99 г.).
В 2000 г. по результатам опробования скважины № 620 и переинтерпретации материалов ГИС по окским отложениям по скважинам Графского месторождения тематической партией ОАО «Оренбургнефть» подсчитаны запасы нефти и растворенного в нефти газа по пласту О6. Водонасыщенные прослои в пределах залежи пласта О6 не вскрыты, ВНК условно принят по нижней дыре перфорации в скважине № 620 – минус 1778.9 м.
Запасы нефти и попутного газа по пласту О6 прошли государственную экспертизу, приняты ЦКЗ Министерства природных ресурсов России (протокол № 269 от 26.03.01 г.).
Извлекаемые запасы приняты на баланс и опубликованы на сайте ГКЗ РФ в комментариях к запасам 2006г.
На 1.01.09 г. накопленная добыча нефти по месторождению составляет 1191 тыс. т, в том числе по пласту О6 – 102 тыс. т, по пласту Б2 - 220 тыс. т, по пласту Т1 - 868 тыс. т.
Запасы нефти на 1.01.2009 г. составляют:
по категории ВС1
геологические - 5512 тыс. т.,
извлекаемые - 1785 тыс. т.,
КИН – 0.324
Начальные запасы растворенного газа составляют:
по категории ВС1 - 23 млн. м3.
Подсчётные параметры и запасы нефти и попутного газа приведены в таблицах 1-2.
2.2 Стратиграфия
В геологическом строении Графского месторождения принимают участие породы архейской группы, девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов. Толщина осадочного чехла составляет около 3200 м.
Каменноугольная система
Система подразделена на нижний (турнейский, визейский и серпуховский ярусы), средний (башкирский, московский ярусы) и верхний отделы. Каменноугольная система представлена всеми тремя отделами и в основном слагается карбонатными и сульфатно-карбонатными породами.
Нижний отдел
Турнейский ярус. Турнейские отложения представлены чередованием пористых проницаемых известняков и доломитов с небольшими прослоями ангидритов и с плотными заглинизированными разностями. Известняки темно-серые, белые плотные, крепкие, трещиноватые скрытокристаллические, доломитизированные. В верхней части разреза турнейского яруса (пласт Т1) органогенно-обломочные, мелкопористые. Доломиты светло-серые до черных, скрытокристаллические, местами трещиноватые, участками кавернозно-пористые.
Визейский ярус в нижней части представлен терригенными отложениями: песчаниками и алевролитами с прослоями аргиллитов (пласт Б2 бобриковского горизонта). Песчаники темно-серые, мелкозернистые, алевритистые, участками глинистые. Алевролиты темно-серые, плотные, крепкие, глинистые.
Разрез окского надгоризонта (пласт О6) и серпуховского яруса сложен органогенными и хемогенными разностями пород. Нижняя часть разреза представлена известняками темно-серыми до черных, плотными, крепкими. Верхняя часть сложена изветсняками и доломитами серыми, темно-серыми, пористо-кавернозными с включением ангидритов трещиноватых, неравномерно перекристаллизованных.
Мощность нижнекаменноугольных отложений составляет 325-440 м.
Средний отдел
Каменноугольные отложения среднего отдела представлены доломитами, известняками местами глинистыми и трещиноватыми, кавернозными, с включениями ангидритов. Мощность отдела составляет 309-550 м.
Верхний отдел
Верхний отдел сложен доломитизированными известняками с редкими прослоями аргиллитов, алевролитов, песчаников, мергелей, ангидритов. Мощность отдела изменяется от 158 до 236 м.
Пермская система
Пермская система состоит из двух отделов.
Нижний отдел сложен карбонатными, сульфатно-карбонатными и сульфатными породами, суммарная толщина которых колеблется в пределах 415-485 м.
Верхний отдел в основном представлен песчано-глинистыми породами с подчиненными прослоями мергелей, доломитов и известняков. В казанском ярусе присутствуют прослои каменной соли и ангидритов. Толщина верхнепермских отложений составляет 411-785 м.
Сводный литолого-стратиграфический разрез представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 – Сводный литолого-стратиграфический разрез
2.3 Тектоника
В региональном плане, по поверхности кристаллического фундамента, исследуемый район приурочен к Пилюгинско-Ивановскому выступу, который выделяется в пределах восточного окончания Жигулёвско-Оренбургского свода. Свод является погребенным и в осадочном чехле не прослеживается. В современном структурном плане Жигулёвско-Оренбургскому своду отвечает Муханово-Ероховский некомпенсированный прогиб, который наиболее чётко выражен в отложениях верхнедевонско-нижнекаменноугольного структурного этажа.
В пределах прогиба выделяется центральная, внутренняя и внешняя бортовые зоны. Зоны, выделенные в пределах Муханово-Ероховского прогиба, осложнены структурами второго порядка. На Северном участке внешней бортовой зоны расположена Боровско-Залесовская зона поднятий, к восточной части которой приурочено рассматриваемое месторождение. Для поднятий Боровско-Залесовской зоны характерны незначительные размеры и амплитуды. Они располагаются цепочкой вдоль резкого флексурообразного погружения, выявленного сейсморазведкой и подтверждённого на отдельных участках данными бурения. В целом, для поднятий этой зоны отмечается соответствие структурных планов, картируемых по отложениям нижней перми, среднего и нижнего карбона.
В верхнепермских горизонтах поднятия выражены крайне слабо. Так по кровле калиновской свиты Графское поднятие практически не прослеживается и представлено структурным «носом» с равномерным падением слоев в западном направлении.
Графское поднятие по кровле турнейского яруса представлено антиклиналь¬ной складкой субширотного простирания, осложнённой двумя куполами с размерами в пределах замкнутой изогипсы минус 1880 м, 5.2 х 2.2 км и амплитудой 47 м.
Структурный план по девонским отложениям на Графском поднятии практически не изучен, пробурена одна скважина №330 в восточной части месторождения. В разрезе девонских отложений нефтенасыщенные пласты не встречены. Тем не менее, возможности поисков залежей углеводородов в этих отложениях не исчерпаны.
По данным сейсмических исследований Графское поднятие по отражающему горизонту «Д» представлено двумя куполами, ограниченными изогипсой минус 2625 м, размеры их составляют 1.0 х 0.4 км и 0.6 х 0.5 км с амплитудой 20-25 м.
2.4 Нефтегазоносность
На Графском месторождении установлены промышленные залежи нефти в пластах Т1 турнейского яруса, Б2 бобриковского горизонта и О6 окского надгоризонта.
Сведения о строении залежей нефти, характеристик пластов и коллекторов представлены в таблицах 3-4.
Структурные карты по кровле коллектора и карты, эффективных нефтенасыщенных толщин представлены на рисунке 3.
Пласт О6
Пласт залегает в нижней части окского надгоризонта непосредственно над репером «тульская плита». Покрышкой являются плотные известняки и глины. Тип коллектора – карбонатный, смешанный порово-трещинный и трещинно-поровый.
Размеры залежи пласта О6 в пределах внешнего контура нефтеносности составляют 1.7 х 1.8 км. Тип залежи - пластовый. Глубина залегания залежи 2002 м. ВНК условно принят на отметке минус 1778.9 м, по нижней дыре перфорации в скважине № 620. Высота залежи около 27 м.
Пласт О6 латерально и зонально неоднороден, представляет собой переслаивание маломощных проницаемых карбонатных прослоев, перемещающихся плотными непроницаемыми пропластками карбонатного, глинисто-карбонатного и глинистого типов. Эффективная часть пласта состоит из трех - девяти прослоев порово-трещинных известняков и доломитов с толщинами от 0.4 (скважина № 640) до 6.4 м (скважина № 15). Мощность плотных прослоев колеблется в пределах от 0.4 до 9.2 м.
В целом по пласту О6 эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.8 (скважина № 610)до 10.8 м (скважина № 15), в среднем – 5.0м.
Вероятность встречи коллекторов по залежи составляет 0.3 доли ед., средний коэффициент расчлененности – 4.2.
Пласт Б2
Залежь пласта Б2 приурочена к верхней части бобриковского горизонта. Покрышкой служат тульские известняки, подстилается пласт бобриковскими глинами.
Размеры залежи пласта Б2 составляют 4.25 х 1.75 км. Тип залежи – пластовый, тип коллектора – терригенный поровый. Глубина залегания залежи 2055 м. Высота залежи – 31.7 метра. Водонефтяной контакт (ВНК) принят на отметке минус 1844.7 м.
Таблица 3 – Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Графского месторождения
|
Параметры |
Пласт О6 |
Пласт Б2 |
Пласт Т1 |
|
Средняя глубина залегания кровли (абсолютная отметка), м |
2002 |
2055 |
2073 |
|
Тип залежи |
неполно- пластовая |
неполно- пластовая |
неполно- пластовая |
|
Тип коллектора |
карбонат- ный |
терриген- ный |
карбонат- ный |
|
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2 |
2188 |
4825 |
5700 |
|
Средняя общая толщина, м |
12.5 |
8.5 |
26.8 |
|
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м |
5.0 |
3.5 |
7.4 |
|
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м |
- |
2.9 |
3.8 |
|
Коэффициент пористости, доли ед. |
0.06 |
0.15 |
0.10 |
|
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед. |
0.81 |
0.83 |
0.88 |
|
Проницаемость, 10-3 мкм2 |
354.0 |
43.0 |
45.5 |
|
Коэффициент песчанистости, доли ед. |
0.30 |
0.49 |
0.52 |
|
Расчлененность |
4.2 |
3.4 |
10.2 |
|
Начальная пластовая температура, 0С |
35 |
39 |
39 |
|
Начальное пластовое давление, МПа |
20.4 |
22.5 |
23.2 |
|
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с |
19.5 |
41.5 |
18.4 |
|
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 |
0.8907 |
0.899 |
0.874 |
|
Абсолютная отметка ВНК, м |
-1778.9 |
-1844.7 |
-1874.7 |
|
Объемный коэффициент нефти, доли ед. |
1.032 |
1.033 |
1.046 |
|
Содержание серы в нефти, % |
3.00 |
3.86 |
3.22 |
|
Содержание парафина в нефти, % |
4.7 |
7.20 |
7.18 |
|
Давление насыщения газом, МПа |
6.37 |
3.07 |
3.97 |
|
Газовый фактор, м3/т |
6.5 |
2.7 |
4.7 |
|
Содержание сероводорода, % |
- |
0.04 |
- |
|
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с |
1.2 |
1.3 |
1.2 |
|
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3 |
- |
- |
- |
|
Сжимаемость, 1/МПа*10-4 |
|||
|
нефти |
- |
- |
- |
|
воды |
- |
- |
- |
|
породы |
- |
- |
- |
|
Коэффициент вытеснения, доли ед. |
0.724 |
0.565 |
0.558 |
В пределах нефтенасыщенной части пласта количество прони¬цаемых пропластков по скважинам изменяется от 2 (скважины № 330, 610, 640) до 5 (скважина № 15), их толщина от 0.4 (скважины №№ 16, 330) до 4.8 м (скважина № 330).
Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта Б2 колеблется от 0.8 (скважина № 637) м до 7.4 (скважина № 620) м, в среднем составляя 4.3 м. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина – 3.5 м. Коэффициент песчанистости равен 0.49 д.е., расчлененность – 3.4.
Пласт Т1
Залежь пласта Т1 приурочена к кровельной части турнейского яруса. Покрышкой служат бобриковские глины мощностью в среднем 7.1 м, изменяясь в пределах от 4.8 м (скважина № 632) до 8.6 м (скважина № 635).
Размеры залежи пласта Т1 4.8 х 1.9 км. Тип залежи – пластовый, тип коллектора – карбонатный поровый. Глубина залегания залежи 2073 м. Высота залежи – 42 метра. Водонефтяной контакт (ВНК) принят на отметке минус 1874.7 м. В пределах нефтенасыщенной части пласта количество прони¬цаемых пропластков по скважинам изменяется от 2 (скв. № 640) до 16 (скв. № 15), их толщина от 0.4 (скв. №№ 15, 16, 18, 330, 607, 610, 611, 613, 615, 617, 620, 629, 631, 632, 634, 637, 642) до 8.1 м (скв. № 640). Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта Т1 колеблется от 4.0 (скв. № 637) м до 21.4 (скв. № 611) м, в среднем составляя 10.7 м. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина – 7.4 м.
Коэффициент эффективной толщины равен 0.52 д.е., расчлененность – 10.2.
Карта состояния разработки (с транзитами) /Графское,О6/
Карта состояния разработки (с транзитами) /Графское,Б2/
Карта состояния разработки (с транзитами) /Графское,Т1/
Рисунок 3 – Карта состояния разработки Графского месторождения (на 01.2008)
2.5 Физико-химические свойства нефти, газа и воды.
Свойства и состав нефти и газа изучались по глубинным и поверхностным пробам, отобранным из скважин в процессе опробования и эксплуатации продуктивных горизонтов. По пласту Т1 были отобраны и исследованы глубинные и поверхностные пробы из семи скважин №№ 15, 16, 18, 151, 152, 330, 611, по пласту Б2 - из скв. №№ 16, 615, по пласту О6 – из скважины № 620. Исследование свойств нефти и газа производились в лабораториях ЦНИПР НГДУ «Бугурусланнефть» объединения ОАО «Оренбургнефть» и институте “Гипровостокнефть» по общепринятой методике.
Нефти пласта О6 являются сернистыми и парафинистыми с содержанием серы 3.0% весовых и парафина 4.7%. Нефть высокосмолистая с содержанием смол силикагелевых до 15% весовых.
Выход светлых фракций при разгонке нефтей по Энглеру до 300°С - 33 объёмных %. Газонасыщенность низкая и равна 6.5 м3/т.
Плотность пластовой нефти по пласту Б2 составляет 899 кг/м3 и вязкость в пластовых условиях 41.5 мПа*с. Содержание смол силикагелевых равно 25.61 весовых %, парафинов – 7.2 весовых %. Газосодержание – 2.7 м3/т.
Нефть пласта Т1 тяжёлая и вязкая с плотностью 860-930 кг/м3 и вязкостью в пластовых условиях 8.8 – 40.4 мПа*с.
Нефти являются сернистыми и парафинистыми с содержанием серы до 3.22% весовых и парафина до 7.18%. Нефть высокосмолистая с содержанием смол силикагелевых до 19.12% весовых.
Выход светлых фракций при разгонке нефтей по Энглеру до 300°С изменяется от 30 до 40 объёмных %, среднее значение 36 объёмных %. Газонасыщенность низкая и равна 4.7 м3/т.
Свойства пластовых флюидов, а также компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти представлены в таблицах 5-6.
Специальных гидрогеологических исследований на Графском месторождении не производилось. Сведения о верхних водоносных горизонтах зоны активного водообмена были получены попутно при проведении структурной геологической съёмки и структурного бурения. Содержание ионов и примесей в пластовой воде скважин Графского месторождения приводятся в таблице 6.
Воды турнейского яруса относятся к хлоркальциевому типу, подстилают нефтяную залежь. Данные опробования пласта Т1 на Графском и окружающих его месторождениях показывают, что его водообильность варьирует в широких пределах.
Так, при опробовании ИП скважины № 20 не получили притока воды, создав депрессию на пласт в 19.4 МПа, а в скв. № 69 расчётный дебит воды превысил 1000 м3/сут. при большой депрессии. Средний дебит пластовой воды по остальным скважинам составляет 7-20 м3/сут. При опробовании скважины № 330 получен приток пластовой воды в ИПУ 670 - 630 м – 6.9 м3/сут. с плотностью 1.18 г/см3 и минерализацией – 279.5 г/л.
Пластовые воды бобриковского горизонта относятся к хлоркальциевому типу, средняя минерализация 277 г/л и по своему составу не отличаются от вод турнейского яруса. Притоки пластовой воды из пласта Б2 получены при опробовании ИП скважин №№ 19, 20, 21, 69, 151, 153, 156. Дебиты воды в пересчёте на сутки колеблются в пределах 70 - 1350 м3/сут. при высоких депрессиях.
Воды окского надгоризонта относятся к хлоркальциевому типу. Из интервала 1920-2037 м скважины № 611 получен приток пластовой воды дебитом 879 м3/сут. при подъёме уровня от 1415 до 415 м. Минерализация 218.3 г/л, плотность воды – 1.149 г/см3.
Изученные водоносные горизонты не имеют промышленной ценности, т.к. не могут служить источником минерального сырья. Обеспечение питьевой водой производится из артезианской скважины глубиной 102 м. (Малокинельская свита).
2.6 Состояние разработки объекта
В 1970 г. объединением «Оренбургнефть» была проведена оперативная оценка запасов нефти по Графскому месторождению. Запасы приняты ЦКЗ Миннефтепрома (протокол № 5 от 4.03.71 г.) по категории С1 (балансовые/извлекаемые) в количестве 1800 тыс. т. – балансовые и 900 тыс. т. – извлекаемые по пласту Б2. В 1971 г. по результатам бурения трёх разведочных скважин №№ 15, 16, 18 был произведён перевод части запасов в категорию В и получен прирост запасов по категории В+С1 в количестве 3200/1600 т. т по пласту Б2. Запасы приняты ЦКЗ МНП 27.04.72 г (протокол № 11).
В 1988 г. с/п № 5/87 треста “Куйбышевнефтегеофизика” в районе месторождения были проведены детализационные сейсморазведочные работы, уточнившие строение Графского поднятия. В результате этих работ в 1989 г. дополнительно поставлены на баланс запасы по категории С1 по пласту Т1 в количестве 889 тыс. т. – балансовые и 400 тыс. т. – извлекаемые (протокол ЦКЗ МНП № 32 от 26.03.90 г). Подсчётные параметры принимались по аналогии с Тарханским месторождением, расположенным севернее в пределах Большекинельского вала.
В 1997 г. в восточной части месторождения была заложена поисковая скважина № 330, с учётом данных бурения которой тематической партией ОАО «Оренбургнефть» выполнена переинтерпретация материалов с/п 5/87.
В итоге были уточнены построения по отражающему горизонту «У», сопоставляемого с кровлей бобриковского горизонта, согласно которым часть запасов категории С2 пласта Т1 перешла в промышленную категорию, часть не подтвердилась.
В 1998 г. произведён пересчёт запасов нефти и попутного газа по результатам бурения скважины № 330 и эксплуатации добывающих скважин. В результате уточнилась площадь нефтеносности и подсчётные параметры. Подсчетные параметры уточнены по глубинным пробам (плотность нефти, объёмный коэффициент, газовый фактор), коллекторские - по результатам промысловой геофизики и керну.
Запасы нефти и попутного газа прошли государственную экспертизу, приняты ЦКЗ Министерства природных ресурсов России (протокол № 42 от 08.02.99 г.).
В 2000 г. по результатам опробования скважины № 620 и переинтерпретации материалов ГИС по окским отложениям по скважинам Графского месторождения тематической партией ОАО «Оренбургнефть» подсчитаны запасы нефти и растворенного в нефти газа по пласту О6. Водонасыщенные прослои в пределах залежи пласта О6 не вскрыты, ВНК условно принят по нижней дыре перфорации в скважине № 620 – минус 1778.9м.
Запасы нефти и попутного газа по пласту О6 прошли государственную экспертизу, приняты ЦКЗ Министерства природных ресурсов России (протокол № 269 от 26.03.01 г.).
Извлекаемые запасы приняты на баланс и опубликованы на сайте ГКЗ РФ (www.gkz-rf.ru) в комментариях к запасам 2006г.
На 1.01.09 г. накопленная добыча нефти по месторождению составляет 1191 тыс. т, в том числе по пласту О6 – 102 тыс. т, по пласту Б2 - 220 тыс. т, по пласту Т1 - 868 тыс. т.
Запасы нефти на 1.01.2009 г. составляют:
по категории ВС1
геологические - 5512 тыс. т.,
извлекаемые - 1785 тыс. т.,
КИН – 0.324
Начальные запасы растворенного газа составляют:
по категории ВС1 - 23 млн. м3.
Подсчётные параметры и запасы нефти и попутного газа приведены в таблицах 3.8-3.10.
3. Технико-технологический раздел
3.1 Существующие способы повышения производительности скважин
-Назначение и классификация методов воздействия на ПЗС.
Основное назначение методов воздействия на ПЗС или интенсификации добычи нефти и газа состоит в увеличении проницаемости призабойной зоны за счёт отчистки поровых каналов и трещин от различного рода материалов, отложившихся в них (смолы, асфальтены, парафин, глина, соли и др.), а также их расширения и создания новых трещин и каналов, улучшающих гидродинамическую связь пласта со скважинами.
По характеру воздействия на ПЗС все методы делятся на химические, механические, тепловые и физико-химические.
В основу химических методов положено воздействие различными кислотами на породы ПЗС с целью растворения частиц, засоряющих поровое пространство, и увеличения диаметров поровых каналов. Наиболее распространенным методом химического воздействия на ПЗС является солянокислотная обработка.
Механические методы воздействия направлены на нарушение целостности горных пород за счёт расширения существующих или создания новых трещин. Их применение наиболее эффективно в плотных, низкопроницаемых коллекторах. Основной метод механического воздействия – гидравлический разрыв пласта. К ним относится также гидропескоструйная перфорация, торпедирование, виброобработка.
Тепловые методы призваны осуществлять прогрев призабойной зоны с целью расплавления и удаления из пласта тугоплавких агрегатных структур, а также снижения вязкости насыщающих флюидов. Применяются на месторождениях с высоковязкими нефтями, содержащими большое количество смол, парафинов, асфальтенов. К ним относятся электропрогрев, закачка теплоносителей, паропрогрев.
Методы комплексного воздействия на призабойную зону пласта, сочетающие в себе элементы химического, механического и теплого воздействия, применяются в сложных горно-геологических условиях, где проявляются одновременно несколько факторов, ухудшающих фильтрационные свойства пласта. К ним относятся термохимические обработки, внутрипластовые термохимические обработки, термогазохимическое воздействие.
Кроме перечисленных методов широкое применение получила обработка призабойной зоны пласта поверхностно-активными веществами, снижающих поверхностное натяжение на жидкой или твёрдой поверхности раздела вследствие их адсорбции на этих поверхностях.
Выбор конкретного метода воздействия осуществляется на основе комплекса исследований, направленных на изучение состояния призабойной зоны пласта, состава пород и жидкостей , а также систематического обобщения и изучения геолого-промыслового материала по рассматриваемому объекту.
-Химический метод воздействия на призабойную зону пласта.
Пенокислотная обработка скважин
Для наиболее дальнего проникновения соляной кислоты в глубь пласта, что повышает эффективность обработок, за последнее время все большее применение находят пенокислотные обработки скважин.
Сущность этого способа заключается в том, что в призабойную зону пласта вводится не обычная кислота, а аэрированный раствор поверхностно-активных веществ в соляной кислоте в виде пены.
Применение кислотных пен имеет следующие преимущества перед обычной кислотной обработкой:
1)замедляется растворение карбонатного материала в кислотной пене, что способствует более глубокому проникновению активной кислоты в пласт; в результате этого приобщаются к дренированию удаленные от скважины участки пласта, ранее недостаточно или совершенно не охваченные процессом фильтрации;
2) малая плотность кислотных пен (400—800 кг/м3) и их повышенная вязкость позволяют существенно увеличить охват воздействием кислоты всей вскрытой продуктивной мощности пласта; это как бы включает в себя преимущества, достигаемые при поинтервальных кислотных обработках, что особенно важно при больших продуктивных мощностях пласта и пониженных пластовых давлениях;
3) улучшаются условия очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции: присутствие поверхностно-активных веществ снижает поверхностное натяжение как активной, так и отреагировавшей кислоты на границе с нефтью, а наличие сжатого воздуха в отреагировавшем растворе, расширяющегося во много раз при освоении скважин (при снижении забойного давления), улучшает условия и качество освоения.
Рис.4 Схема обвязки оборудования при обработке скважин пенами.
1-компрессор; 2 - кислотный агрегат; 3 - аэратор; 4 — крестовина; 5 — обратный клапан
Рис.5 Схема кислотной обработки скважин.
Поверхностное оборудование для закачки в скважину кислотных пен состоит из кислотного агрегата, передвижного компрессора и смесителя-аэратора. В аэраторе происходят перемешивание раствора кислоты с воздухом и образование пены.
Степень аэрации, или объем воздуха в м3 на 1 м3 кислотного раствора, обычно принимается в пределах 15—25. При пенокислотных обработках применяют следующие ПАВ: сульфонол, ДС-РАС, ОП-10, ОП-7, катапин А, дисольван и др. Оптимальные по замедлению реакции добавки ПАВ к раствору кислоты составляют от 0,1 до 0,5% от объема раствора.
Рис. 5 Аэратор.
1 - гайка под трубы; 2 - переводник; 3 - корпус; 4 - труба для воздуха;
5 - центратор; 6 - фланец с прокладкой; 7- труба для кислотного раствора.
Обработка скважин грязевой кислотой
Для обработки скважин, эксплуатирующих коллекторы, сложенные из песчаников с глинистым цементом, применяется смесь плавиковой (фтористоводородной) кислоты НР с соляной кислотой. Такую кислотную смесь называют грязевой кислотой или глинокислотной. Она не может применяться для обработки карбонатных пород или сильно карбонизированных песчаников, так как при ее воздействии на породу образуется объемистый слизистый осадок фтористого кальция СаР21 способный запечатать поровое пространство пласта.
При взаимодействии грязевой кислоты с песчаником или песчано-глинистой породой растворяются глинистые фракции и частично кварцевый песок. Кроме того, при воздействии грязевой кислоты глины утрачивают пластичность и способность к разбуханию, а взвесь их в воде теряет свойство коллоидного раствора.
Обрабатывают скважины грязевой кислотой в следующем порядке. Вначале в стволе скважины против обрабатываемого интервала продуктивного горизонта делают солянокислотную ванну. Если стенки колонны труб покрыты цементной коркой, в соляную кислоту добавляют 1-1,5%-ный раствор плавиковой кислоты. Затем в пласт закачивают 10-15%-ный раствор соляной кислоты для растворения в призабойной зоне карбонатов. После этих операций продукты реакции должны быть удалены для расчистки пористых каналов в призабойной зоне пласта. На третьем этапе обработки в пласт закачивают грязевую кислоту—смесь 3—5%-ной плавиковой кислоты с 10—12%-ной соляной кислотой.
Грязевую кислоту выдерживают в скважине не менее 12 ч, после чего забой скважины тщательно очищают от продуктов реакции.
-Комплексное воздействие на призабойную зону пласта.
Термохимическая и термокислотная обработки
Термохимическая обработка — процесс воздействия на забой горячей кислотой, при котором нагревание кислотного раствора производится за счет теплового эффекта экзотермической реакции между кислотой и магнием или некоторыми его сплавами (МЛ-1, МА-1 и др.), осуществляемом в специальном реакционном наконечнике, спущенном на насосно-компрессорных трубах в пределы интервала, намеченного под обработку.
Термокислотной обработкой принято называть комбинированный процесс, первым этапом которого является термохимическая обработка, а вторым, непрерывно следующим за первым,— обычная кислотная обработка или кислотная обработка под давлением.
Совмещенное действие двух факторов — высокой температуры и активности кислоты — позволяет эффективно применять эти процессы на следующих объектах: в скважинах, снизивших производительность за счет отложений парафиновых или асфальто-смолистых веществ на забое и в прифильтровой зоне; с целью удаления этих отложений в скважинах с низкими коллекторскими свойствами пород пласта; с целью формирования максимального количества каналов растворения в заданном интервале, особенно в доломитах и сильно доломитизированных породах; в скважинах, вышедших из бурения, с целью более интенсивного растворения материалов, загрязняющих фильтрующую поверхность забоя; в нагнетательных скважинах для очистки поверхности фильтрации от продуктов коррозии и других загрязняющих материалов, трудно растворимых в холодной соляной кислоте.
Во всех случаях термохимический процесс целесообразен лишь на месторождениях с низкой температурой пласта, порядка от 15 до 40° С.
Из-за высокой химической активности горячей кислоты в отношении металла и ограниченности ингибиторов, достаточно активных при высоких температурах, термохимический процесс в основном применяется в скважинах с открытым забоем.
Поскольку второй этап термокислотных обработок ни по оборудованию, ни по обвязке, ни по технологии ничем не отличается от таковых при простых обработках или обработках под давлением, описанных выше, рассмотрим лишь первый этап термокислотных обработок — термохимическую обработку, которая иногда применяется и в качестве самостоятельного процесса.
Количество тепла, выделяемого при растворении магния в соляной кислоте, определяется из уравнения (для 1 моль Mg);
Mg + 2НС1 + Н2О = MgCl + Н2О + Н2 + 470 кДж.
Отсюда имеем, что при растворении 1 кг магния в соляной кислоте выделяется тепло в количестве 18,9 МДж.
Для растворения 1 кг магния необходимо 18,6 л 15%-ной кислоты. Но при этом вся кислота превратится в нейтральный раствор хлористого магния, который выделенным теплом (18,9 МДж) был бы нагрет до высокой температуры (более 300° С). Поэтому необходимо стремиться к тому, чтобы магний растворялся в значительно большем объеме кислоты и за счет теплоты реакции весь этот объем кислоты нагрелся бы до достаточно высокой температуры и в то же время на растворение магния была бы израсходована лишь часть активности кислоты.
Учитывая, что температура кислоты на входе в наконечник будет на большинстве месторождений от +20 до +30° С, можно принять как оптимальное соотношение от 70 до 100 л 15%-ной кислоты на 1 кг магния при расчетной температуре на выходе из наконечника от +75 до +80° С и остаточной концентрации НС1 = 11 S- 12,2%.
В скважинах с пластовым давлением 3 МПа и выше следует применять магний только в форме стружки, причем, чем выше давление в интервале обработки, тем тоньше должна быть стружка.
В скважинах истощенных месторождений с давлением ниже 3 МПа следует применять магний в форме стержней круглого, квадратного или другого вида сечений, причем чем меньше пластовое давление, тем с большей площадью сечения могут применяться магниевые стержни. Так, при давлениях до 1 МПа лучше применять стержни с площадью сечения около 10—15 см2, выше 1 МПа и до 2,5—3,0 МПа — с площадью от 1 до 4—5 см2.
Реакционные наконечники применяются двух видов: для зарядки магнием в виде стружки и для зарядки его стержнями или брусками. Обычно используются наконечники, вмещающие от 40 до 100 кг магния, через которые прокачивается соответственно от 4,0 до 10,0 м3 15%-ной кислоты для нагревания ее до 60° С (или другие объемы в зависимости от необходимой температуры).
Термохимическая обработка. Реакционный наконечник, в который на поверхности загружается магний, на насосно-компрессорных трубах спускается в скважину в интервал, выбранный для обработки. По насосно-компрессорным трубам через наконечник прокачивается 15%-ная соляная кислота в объеме от 70 до 100 л на загруженный магний массой 1 кг. Скорость прокачки подбирается таким образом, чтобы за весь процесс в наконечнике расходовалась активность кислоты на реакцию с магнием равномерно тому, чтобы достичь одинакового нагрева и одинаковой остаточной кислотности всего объема кислоты, запланированного на реакцию с магнием. Это важное, но трудно выполнимое условие.
Сложность заключается в том, что условия, определяющие процесс взаимодействия кислоты с магнием, в ходе прокачки ее через наконечник непрерывно изменяются (масса, объем и реагирующая площадь поверхности магния, объем реагирующей в каждый момент кислоты, отношение объема ее к площади поверхности, температура реакционной среды и т. д.). Все это затрудняет расчет режима прокачки кислоты. Поэтому примерный режим прокачки кислоты через наконечник со стружечным магнием во времени определяется на поверхности на специальном стенде, а затем корректируется по данным записи забойного термографа при промысловых обработках.
Приведем параметры режима закачки кислоты через наконечник для стружки, установленный для следующих условий: магния — 30 кг, 15%-ной кислоты — 2350 л (около 80 л на 1 кг магния), давление на уровне установки наконечника (столб жидкости в затрубном пространстве) — 10 МПа . При более высоких давлениях скорость реакции кислоты с магнием сильно замедляется, в связи с чем соответственно уменьшается скорость прокачки. Влияние многих других факторов обусловливает необходимость установления режима для каждых конкретных условий опытным путем с применением термографа.
При использовании стержневого магния режим закачки можно приближенно рассчитать, если известны: площадь поверхности каждого стержня, ее изменения в ходе прокачки, скорость растворения магния при атмосферном давлении при разных отношениях объемов кислоты к площади поверхности, влияние давления на скорость реакции и др.
Приведены расчетные данные о скоростях прокачки кислоты через наконечник с внутренними диаметрами 100 и 75 мм, с загрузкой магния массой 40 кг и при объеме кислоты в 100 л на 1 кг магния.
Для упрощения расчета весь период прокачки кислоты разделен на 10 интервалов времени. По указанному выше условию за каждый интервал времени должно быть прокачано 400 л кислоты и растворено 4 кг магния. Данные приведены для круглых стержней различных диаметров.
Делением объема кислоты, прокачиваемой за один интервал (400 л), на объемный расход за каждый интервал получаем время прокачки за этот интервал. Например, для 75-мм наконечника и стержней диаметром 30 мм имеем для интервалов: 1-400/5,4=1,25 мин; 2-400/5,3 = 1,25 мин; 3- 1,33 мин; 4- 1,83 мин; 8- 2 мин; 9 – 2,5 мин; 10 – 5,5 мин.
Термохимический процесс может совмещаться не только с простыми обработками и обработками под давлением, но, например, и с кислотоструйными. Для этого применяют тот или другой вид наконечника, предназначенного для спуска в скважину при 200-мм обсадной колонне. В отверстиях наружной трубы наконечника нарезается резьба, и в них ввинчиваются сопла с каналом профиля сжатой струи. Для предупреждения засорения каналов предусматривается специальный патрубок, в котором размещается фильтр, обернутый латунной сеткой с отверстиями диаметром 2-3 мм.
Для защиты металла забойного оборудования скважин от разрушения горячей кислотой надежнее всего ингибировать смесь И-1-А — 0,4% + уротропин — 0,8% + йодистый калий от 0,01 до 0,1% (согласно рекомендации Н. И. Подобаева и др. Для раствора кислотной части термокислотной обработки применяются добавки ингибиторов и ПАВ, указанные при описании простых кислотных обработок).
Серийные обработки - представляют собой такой вид кислотной обработки, при котором интервал продуктивного пласта через короткие промежутки времени подвергается двух- и трехкратному воздействию одного и того же или разных видов кислотной обработки с целью вывода скважины на максимальную производительность за короткий срок.
Время, через которое производятся запланированные виды обработок, определяется необходимостью очистки забоя и извлечения отработанного раствора из пласта, если обработка производилась с задавливанием кислоты.
Примеры серийных обработок: а)«ванна-ванна-ванна»;б)«ванна-простая обработка приствольной части призабойной зоны - простая обработка призабойной зоны»; в) «термокислотная обработка - обработка под давлением» и т. д.
Поинтервальные или ступенчатые обработки. При одновременной обработке пласта большой мощности, нескольких пластов или пропластков вследствие избирательного проникновения кислоты в наиболее проницаемые интервалы большая часть из общей мощности продуктивных пород останется фактически не обработанной или в очень малой мере затронутой обработкой.
Для охвата всей мощности продуктивных пород воздействием кислоты необходимо принудительно задавливать кислотный раствор в ограниченные по мощности интервалы пласта или в отдельные его пропластки. После обработки первого интервала и кратковременной его эксплуатации принудительно-направленной обработке подвергается следующий интервал или пропласток и т. д., пока вся мощность пласта или все пропластки не будут охвачены обработкой.
Поинтервальным обработкам могут подвергаться нефтяные, газовые и нагнетательные скважины с открытым забоем, так и закрепленные обсадной колонной. Проводить их целесообразнее в начальный период эксплуатации скважин или после выхода их из бурения.
В скважинах с зацементированным пластом направленное задавливание кислоты в заданный интервал обеспечивается установкой пакера, например обычного шлипсового типа ПШ-5 или ПШ-6, в зависимости от диаметра колонны. Успех обработки будет во многом зависеть от целостности и герметичности цементного кольца за колонной.
В скважинах с открытым стволом большой мощности задача направленного задавливания кислоты в каждый из интервалов пласта наиболее просто решается для скважин, в которых пласт вскрывается бурением после цементирования обсадной колонны в его кровле. Такая конструкция позволяет обособлять любые интервалы для обработки с использованием пакерных устройств, например применяемых в испытателях пластов или пакеров ГрозНИИ (ПК-6, ПК-8). При этом следует предварительно расточить нижний торец резиновой манжеты по форме смоуплотнения.
При неравноразмерной конструкции скважины с открытым стволом, т. е. когда диаметр открытого ствола значительно больше диаметра обсадной колонны, спущенной и зацементированной после бурения всей скважины, обособление отдельных интервалов и более сложно, и менее надежно. Здесь можно применить установку герметичного цементного моста из кислоторастворимого цемента, заливку вязкой водонефтяной эмульсии и др.
Кислотные обработки скважин с терригенными коллекторами (песчаники, алевролиты и др.).
При планировании кислотных обработок скважин, пласты которых сложены терригенными коллекторами, необходимо учитывать следующие особенности.
1) Если в карбонатных породах кислота формирует каналы растворения, проникающие в пласты на различную глубину, то в песчаниках (в пределах отдельного элементу разреза пласта, не загрязненного какими-либо материалами) она проникает радиально от фильтрующей поверхности, образуя круговой или близкий к нему контур проникновения. При этом породы по глубине радиального проникновения подвержены сильному изменению по вертикали в связи с их неоднородностью по коллекторским свойствам. В горизонтальном же направлении, в пределах тех небольших расстояний, на которые планируется задавливание кислоты в пласт, в незагрязненном пласте мы можем рассматривать породы как однородные для различных по мощности элементов разреза. Это важная особенность песчаных коллекторов, позволяющая расчетным путем устанавливать такие основные параметры технологии, как необходимые объемы кислотных растворов и их концентрацию, если известны данные о распределении пористости и проницаемости пород, степени карбонизации их и пр. по разрезу пласта.
2). Если в карбонатных пластах кислота в процессе задавливания в пласт и во время выдерживания ее на реагировании все время находится в контакте с неограниченным количеством карбонатной породы и поэтому полностью нейтрализуется, то при обработке терригенных коллекторов с более или менее равномерно рассеянными частицами карбонатов головная часть кислоты полностью их растворяет и, продвигаясь вглубь, полностью нейтрализуется. Хвостовая же часть кислоты поступает уже в зону, полностью освобожденную от карбонатов головной частью кислоты. Поэтому после прекращения задавливапия кислоты в приствольной части пород создается зона кислоты с полностью сохранившейся начальной концентрацией НС1. И чем меньше степень карбонизации песчаников, тем больше раствора останется в форме неизрасходованной кислоты.
Физико-химические основы кислотного воздействия на призабойную зону скважин
Одним из распространенных способов обработки ПЗС является применение соляной кислоты. Обработка скважин соляной кислотой характеризуется сравнительной простотой технологических операций, дешевизной и достаточной эффективностью.
При закачке водных растворов соляной кислоты в породу происходит растворение карбонатных породообразующих минералов, а также различных привнесенных в пласт загрязняющих частиц.
При закачке водных растворов соляной кислоты в породу происходит растворение карбонатных породообразующих минералов, а также различных привнесенных в пласт загрязняющих частиц.
Кроме соляной кислоты при химических методах воздействия можно применять уксусную, сульфаминовую, фтористоводородную и другие кислоты. Взаимодействие растворов кислот с составляющими порода происходит по следующим реакциям:
1) раствор соляной кислоты с известняком и с доломитом
СаСО3 + 2HCl = СаСl2 + Н2О + CО2;
СаМg (CО3)2 + 4HCl = CaCl2 + MgCl2 + 2H2O + 2CO2;
2) раствор уксусной кислоты с карбонатными составляющими породы
СаСО3 + 2СН3СООН = Са(СH3CОО)2 + H2O + CO2;
3) раствор сульфаминовой кислотой с карбонатными составляющими
CaCO3 + 2NH2SO3H = Ca(NH2SO3)2 + H2O + CO2.
Хлористый кальций (СаС12) и хлористый магний (MgCl2) — это соли, хорошо растворимые в воде — носителе кислоты, образующейся в результате реакции. Углекислый газ (СО2) также легко удаляется из скважины либо при соответствующем давлении (свыше 7,6 МПа) растворяется в той же воде.
Однако в кислоте всегда присутствуют примеси, которые при взаимодействии с ней могут образовать не растворимые в растворе нейтрализованной кислоты осадки. Выпадение этих осадков в порах пласта снижает проницаемость ПЗС.
К числу таких примесей относятся следующие.
1. Хлорное железо (РеС13), образующееся в результате гидролиза гидрата окиси железа [Fe(OH)3], выпадающего в виде объемистого осадка.
2. Серная кислота H4SO2 в растворе при ее взаимодействии с хлористым кальцием СаС12 образует гипс (CaSO4* 2H2O), который удерживается в растворе лишь в незначительных количествах. Основная масса гипса выпадает в осадок в виде волокнистой массы игольчатых кристаллов.
3. Некоторые реагенты, вводимые в раствор кислоты в качестве антикоррозионных добавок (например, ингибитор ПБ-5).
4. Фтористый водород и фосфорная кислота, которые при некоторых технологических схемах производства соляной кислоты в ней присутствуют и при реагировании с карбонатами образуют в пласте нерастворимые осадки фтористого кальция (CaF2) и фосфорнокислого кальция (Саз(РО4)2).
Для обработки скважин обычно готовится раствор соляной кислоты с содержанием чистой НС1 в пределах 10—15%, так как при большом ее содержании нейтрализованный раствор получается очень вязким, что затрудняет его выход из пор пласта. Температура замерзания 15%-ного раствора НС1 равна минус 32,8 °С.
Рецептуру приготовления раствора отрабатывают либо в промысловых лабораториях, либо в исследовательских институтах.
К раствору НС1 добавляют следующие реагенты:
1. Ингибиторы — вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование, с помощью которого раствор НС1 транспортируют, перекачивают и хранят. Обычно ингибиторы добавляются в количестве до 1 % в зависимости от типа ингибитора и его исходной концентрации.
В качестве ингибиторов используют:
формалин (0,6%), снижающий коррозионную активность в 7—8 раз;
уникол - липкую темно-коричневую жидкость (например, уникол ПБ-5) (0,25-0,5 %), снижающую коррозионную активность в 30—42 раза. Однако поскольку уникол не растворяется в воде, то из нейтрализованной (отреагированной) кислоты он выпадает в осадок, поэтому его концентрацию уменьшают до 0,1 %, что снижает коррозионную активность только до 15 раз.
Для высоких температур и давлений разработан ингибитор - реагент И-1-А (0,4%) в смеси с уротропином (0,8%), снижающий коррозионную активность (при t = 87 °С и р = 38 МПа) до 20 раз. Ингибитор катапин А считается одним из лучших. При дозировке 0,1 % от объема рабочего кислотного раствора он в 55—65 раз снижает коррозионную активность раствора, при 0,025% (0,25 кг на 1 м3 раствора)—в 45 раз. Однако его защитные свойства сильно ухудшаются при высоких температурах. Поэтому при t = 80—100 °С его дозировка увеличивается до 0,2 % с добавкой 0,2 % уротропина. Кроме того, катапин А является хорошим катионоактивным ПАВ.
Имеются и другие реагенты, используемые для снижения коррозионной активности раствора НС1.
2. Интенсификаторы — поверхностно-активные вещества (ПАВ), снижающие в 3—5 раз поверхностное натяжение на границе нефти — нейтрализованная кислота, ускоряющие и облегчающие очистку призабойной зоны от продуктов реакции и от отреагировавшей кислоты. Добавка ПАВ увеличивает эффективность кислотных обработок. Некоторые ингибиторы, такие как катании А, катамин А, мервелан К (0), одновременно выполняют роль интенсификаторов, так как являются и активными ПАВами. В качестве интенсификаторов используют также такие ПАВы, как ОП-10, ОП-7, 44—11, 44—22 и ряд других. Учитывая потерю ПАВ на поверхности породы в результате абсорбции в головной части нагнетаемого раствора НС1, концентрацию реагента увеличивают примерно в 2—3 раза.
3. Стабилизаторы — вещества, необходимые для удерживания в растворенном состоянии некоторых продуктов реакции примесей раствора НС1 с железом, цементом и песчаниками, а также для удаления из раствора соляной кислоты вредной примеси серной кислоты и превращения ее в растворимую соль бария
H2SO4+ ВаС12 = BaSO4 + 2HC1.
В этом случае раствор НС1 перед закачкой в скважину обрабатывают раствором хлористого бария (ВаС12). Образующийся сернокислый барий (BaSO4) легко удерживается в растворе и удаляется из пор пласта в жидком состоянии вместе с другими продуктами реакции.
Соляная кислота, взаимодействуя с глинами, образует соли алюминия, а с цементом и песчаником — гель кремниевой кислоты, выпадающие в осадок. Для устранения этого и используют стабилизаторы — уксусную (СН3СООН) и плавиковую (HF) (фтористоводородную) кислоты, а также ряд других (лимонная, винная и др.).
Добавление плавиковой кислоты (HF) в количестве 1—2 % предупреждает образование геля кремниевой кислоты, закупоривающего поры коллектора, и способствует лучшему растворению цементной корки. Уксусная кислота (СНзСOОН) удерживает в растворенном состоянии соли железа и алюминия и сильно замедляет реакцию раствора НС1 с породой, что позволяет закачатвать концентрированный раствор НС1 в более глубокие участки пласта.
Рис.6 Схема закачки кислотного раствора при проведении кислотных ванн.
2.6 План проведения работ
1 Переезд бригады КРС на скважину.
2 Глушение скважины.
3 Монтаж подъемника АПРС-40.
4 Разборка фонтанной арматуры, монтаж ПВО, опресовка.
5 Подъём УЭЦН с глубины 1860 м.
6 Спуск НКТ до нижнего интервала перфорации 1935 м.
7 Изоляция зумпфа СаCl2 в объеме V = 0,59 м3
8 Емкость с раствором кислоты или кислотник, автоцистерна, 2 агрегата УНЦ1-160-50К устанавливаются на территории скважины с соблюдением правил техники безопасности.
9 Обвязка техники между собой и устьем скважины осуществляется согласно схеме.
10 Производится опрессовка нагнетательных линий и устья скважины на полуторократное рабочее давление в процессе обработки.
11 На нагнетательной линии от агрегата устанавливается обратный клапан.
12 Прокладывается выкидная линия от затрубья к емкости для сбора задавочной жидкости.
13 Закачивается промывочная жидкость до устойчивого перелива из затрубного пространства.
14 Закачивается кислотный раствор в скважину на произвольной скорости при открытом затрубном пространстве в V = 5,96 м3.
15 Закрыть задвижку на отводе из затрубного пространства и продолжить закачку кислоты в объеме V = 7,03 м3
16 Задавка кислоты нефтью в V = 5,96 м3 при наименьшей скорости.
17 Закрыть скважину и оставить на реакцию в течении 4 часов.
18 Промывка скважины нефтью в объеме V = 40 м3 с допуском до забоя 1970 м.
19 Подъем НКТ с глубины 1935 м.
20 Спуск УЭЦН до 1860 м.
21 Демонтаж ПВО.
22 Монтаж фонтанной арматуры.
23 Пуск и вывод на режим
24 Демонтаж подъемника.
25 Уборка территории.
3 Охрана труда и противопожарная защита
3.1 Основные правила техники безопасности при проведении кислотной обработки
Капитальный ремонт скважин отличается многообразием и трудоемкостью, выполняемых операций, возможностью многих опасных моментов.
Основные причины несчастных случаев неправильные и опасные приемы работы, неисправность оборудования и инструмента, плохая организация рабочего места, неудовлетворительная организация обучения рабочих, отсутствие необходимого технического надзора за работой. На основании накопленного опыта разработан комплекс мероприятий по охране труда, включающий вопросы технологии и оборудования, организации труда и создания нормальной производственной обстановки. Для безопасного ведения работ каждый работник капитального ремонта скважин должен знать основные правила обращения с оборудованием, механизмами и инструментами, правила пользования ими и правила поведения работника во время проведения работ.
Каждую вышку необходимо периодически осматривать и испытывать на прочность статистической нагрузкой превышающей номинальную на 50 %.
До начала работ необходимо проверить состояние рабочего места, используемого оборудования, инструментов, приспособлений и в случае их обнаружения принять меры к их устранению путем ремонта или замены.
Категорически запрещено стоять под поднимаемыми грузами. Главное внимание должно уделяться состоянию рабочей площадки у устья скважины, т.к. она должна быть всегда чистой, без посторонних предметов.
Кислотную обработку проводят только под руководством инженерно-технических работников. До начала работ проверяют исправность оборудования. Нагнетаемая линия опрессовывается на ожидаемое пластовое давление с коэффициентом запаса прочности. Опрессовку производят водой, во время закачки раствора кислоты в скважину, запрещается ремонтировать трубопроводы.
При необходимости ремонта, прекращают закачку кислоты, снижают давление до атмосферного и промывают водой.
На месте проведения работ, при закачке агрессивных реагентов должен быть:
- запас чистой, пресной воды;
- нетрализационные компоненты для раствора.
Запрещается закачивать кислоту при силе ветра 12 м/сек., в тумане и в темное время суток.
Правила техники безопасности при проведении СКО.
1. Химическая обработка скважин (кислотная, растворителями, поверхностно-активными веществами) должна осуществляться под руководством мастера или другого инженерно-технического работника по плану, утвержденному главным инженером предприятия.
2. Рабочие бригады должны быть обеспечены защитными средствами, предусмотренными при работе с кислотами.
3. Слив кислоты, растворителей из бидонов в емкости (автоцистерны) должен быть механизирован.
4. Сосуды, предназначенные для хранения и транспортирования кислот, и запорные устройства к ним должны быть кислотостойкими и герметичными.
5. Бутыли с кислотами должны храниться, перевозиться переноситься в плетеных корзинах или деревянных ящиках с ручками.
6. На крышке мерника, используемого для приготовления раствора кислоты, должно быть не менее двух отверстий: одно для залива кислоты, другое для отвода ее паров. У отверстий должны быть козырьки или защитные решетки. Для выливания кислоты из бутылей в мерник должна быть оборудована удобная площадка, позволяющая работать на ней двум рабочим. Переносить бутыли необходимо по траппам с перилами.
8. При приготовлении раствора во избежание разбрызгивания кислоту следует вливать в воду, а не наоборот.
9. При наполнении автоцистерны кислотой оператор должен следить за ее уровнем, находясь с наветренной стороны. В случае перелива кислота, растворители и раствор ПАВ должны засыпаться песком или смываться водой. Плавиковая кислота смывается только водой.
10. Сальники насосов для перекачки кислоты должны быть закрыты специальными щитками, которые снимаются только во время ремонта.
11. Для закачки раствора кислоты (растворителей, ПАВ) в скважину, нагнетательная линия должна быть спрессована на полуторакратное ожидаемое рабочее давление, но не выше давления, указанного в паспорте насоса.
12. Запрещается ремонтировать, ударять по нагнетательной линии в процессе закачки химреагента. При необходимости ремонта нагнетательной линии следует прекратить закачку кислоты (растворителей, ПАВ), снизить давление до атмосферного, а линию промыть водой.
13. Запрещается производить химическую обработку скважин при силе ветра более 12 м/с, при тумане и в темное время суток.
14. После окончания работ по закачке кислоты в скважину все оборудование и коммуникации должны быть промыты водой. Перед разборкой трубопроводов давление должно быть снижено до атмосферного.
15. На местах работы с химреагентами должен быть необходимый запас воды и песка.
3.2 Пожаробезопасность
Не допускать разлива нефти на землю. При подъеме труб обеспечить слив в приспособление, предупреждающее разбрызгивание нефти и обеспечивающее ее сбор.
Не допускать замазученности территории скважин, загрязнения ее мусором и различными стройматериалами.
Курить только в специально отведенных местах.
При выходе из культбудки всех членов бригады вы¬ключать освещение и электропечь. Если печь топится каким-либо видом топлива, ее загасить.
Хранить ГСМ на расстоянии не менее чем 20 м от двигателей внутреннего сгорания.
Для определения уровня горючего в баках применять мерную линейку. Подносить к баку открытый огонь запрещает¬ся.
При ремонтных работах применять открытый огонь для разогревания замерзших трубопроводов и оборудования запрещается.
Члены бригады обязаны хорошо знать правила проти¬вопожарной безопасности, расположение пожарного инвента¬ря, оборудования и телефонов, при пожаре умело пользовать¬ся ими, постоянно следить за их исправностью.
Средства пожаротушения использовать в других це¬лях запрещается.
При возникновении пожара немедленно сообщить его точное место и до прибытия пожарной команды приступить к тушению, используя для этого пожарные стояки и имеющий¬ся пожарный инвентарь.
В случае выброса или открытого фонтанирования нефти или газа необходимо:
- потушить находящиеся вблизи технические и бытовые топки, не курить;
- отключить силовую и осветительную линии, которые могут оказаться в загазованных участках;
- запретить пользование инструментами, которые дают искры;
- вызвать пожарную охрану;
- перекрыть движение на прилегающих к фонтану про¬езжих дорогах;
- ограничить время работы у устья фонтанирующей скважины (не более 15 мин), делать перерывы для от¬дыха, равные времени пребывания в газовой среде;
- рабочие должны быть в непромокаемой спецодежде, иметь рукавицы и противогазы;
- на рабочем месте должны быть противопожарные средства (инструмент, огнетушители и т. Д.).
4 Охрана недр и окружающей среды
4.1Источники загрязнения окружающей среды при кислотной обработке
При проведении работ по соляно-кислотной обработке пластов должны строго соблюдаться требования по охране окружающей среды.
Соляно-кислотная обработка проводится под высоким давлением, поэтому, во избежание утечек кислотного раствора, нефти или других реагентов, перед применением этого метода необходима предварительная опрессовка всего оборудования и трубопровода.
Если в результате прорыва трубопровода или по другой причине произошел разлив химических реагентов, то место, подвергшееся загрязнению нужно дезактивировать.
При разливе кислот дезактивацию осуществляют щелочной или гашеной известью, подавая их в места скопления кислоты. Щелочи можно дезактивировать подкисленной водой. Не допускается разлив и попадание в реки, озера, и другие природные объекты нефти, химреагентов и жидкость, промывки оборудования.
4.2 Мероприятия по охране окружающей среды при кислотной обработке
1. При выполнении работ по обработке СКО необходимо руководствоваться Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности, М., "Недра", 1993г. с дополнениями и изменениями утверждёнными Госгортехнадзором России 06.06.96г, постановлением 22 и Типовым проектом организации рабочих мест при подземном и капитальном ремонте скважин, Уфа, НИС АНК Башнефть, 1993г.
2. Для хранения алюмохлорида и соляной кислоты предназначаются определенные места хранения (базы химических реагентов), которые должны быть ограждены, недоступны для посторонних лиц, иметь обваловку, обеспечены указателем о ядовитости, аншлаги об ответственном лице за их хранение и отпуск
3. Запрещается налив реагентов в емкости свободно падающей струей. Налив должен производиться под уровень реагента снизу емкости. При этом используются резиновые шланги с металлическими наконечниками.
4. Не допускается разлив реагентов на поверхность земли.
5. Спецодежда при работе с реагентами должна состоять из:
-костюмов мужских для защиты от кислот по ГОСГ 27653-38;
- рукавиц специальных по ГОСТ 5.4.010-75.
6. Перед началом работ все рабочие и ИТР, участвующие в процессе обработки, должны быть ознакомлены с порядком ведения процесса, проинструктированы о мерах безопасности при выполнении операции, о чем делается соответствующая запись в журнале регистрации инструктажа по технике безопасности на рабочем месте с росписью инструктируемого и инструктирующего.
7. Технологический процесс освоения проводится только в светлое время суток.
8. При расстановке передвижной техники в пределах обваловки вокруг скважины необходимо учитывать направление ветра для исключения попадания кислоты, газов и нефти на людей и технику. Расстояние между объектами должно быть:
- от передвижной техники (насосный агрегат, автоцистерна) до устья скважины и приемной емкости - не менее 10 м;
- между автоцистернами и насосным агрегатом - не менее 1 м, а кабины их не должны быть обращены к устью скважины.
9. При опрессовке нагнетательных линий все люди должны быть удалены на безопасное расстояние ( не менее 25 м от устья скважины).
10. Запрещается проводить ремонтные работы и докрепление соединений трубопроводов и арматуры, находящихся под давлением.
Подземный и капитальный ремонт скважин является одним из источников загрязнения окружающей среды нефтью, пластовой водой, а также различными химреагентами или их растворами, составляющими основу рабочих и промывочных жидкостей. В подготовительно – заключительный период ремонтных работ из–за нарушения режимов глушения скважины или её освоения возможны выбросы скважинной жидкости вплоть до неуправляемого фонтанирования.
Предотвращение загрязнения окружающей среды при проведении работ по подземному ремонту скважин достигается проведением следующих мероприятий:
- использование закрытой системы циркуляции промывочной жидкости, включающей слив отработанной или оставшейся жидкости в специальную ёмкость, нефтеловушку или канализацию;
- сбор, вывоз или обезвреживание на месте продуктов ремонта (углеводорода, оказавшиеся на территории вокруг скважины должны быть собраны и утилизированы либо сожжены, если утилизация невозможна);
- обваловка площади вокруг скважины, особенно в случаях возникновения неуправляемого фонтанирования;
- применение устьевых малогабаритных противовыбросовых устройств;
- рекультивация территории примыкающей к скважине, для сельскохозяйственного и иного пользования, в случае причинения ущерба движением агрегатов.
Список использованных источников
1. Акульшин А. И. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М, Недра, 1989.-480 с.
2. Муравьев В. М. Справочник мастера по добыче нефти. М., Недра, 1975.-260 с.
3. Бухаленко Е. И. Нефтепромысловое оборудование. М., Недра, 1990.-559 с.
4. Гиматудинов Ш. К. Справочная книга по добыче нефти. М., Недра, 1974.-704 с.
5. Уметбаев В. Г. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин. М., Недра, 1989.-215 с.
6. Пантелеев А.С. Геологическое строение и нефтегазоносность Оренбургской области. Оренбург., ОНАКО, 1997-270с.
7. Данные полученные в ЦДНГ-5.