CC BY
20смотренного механизма зенитного угла искривления скважин. Иначе говоря, принцип регуляции зенитного угла представляется следующим образом.
Установлено, что зенитное искривление самовы-полаживающихся скважин не происходит только в тех случаях, когда компоновка ВЗД уравновешена одной (1 • Ьг) полуволной нижней свечи бурильной колонны, т.е. длина компоновки ВЗД (Ьквзд) адекватна соответственно первой (Ьсг1) стабилизирующей длине.
Вывод из состояния равновесия КНБК приводит к самопроизвольному отклонению оси ствола скважины, причем: к набору кривизны, т.е. к выпо-лаживанию, если длина компоновки колеблется в пределах Ьсп < Ь квзд < Ьсг2, Ь сг2 < Lkвзд < Ьсгз к спаду кривизны, т.е. к выкручиванию скважины, если длина компоновки больше половины, но меньше первой стабилизирующей, т.е. 0,5 Ьсп < Ь квзд < Ьсп.
Список литературы
1. Смирнов А.П. Современное состояние и направления развития бурения наклонно-направленных скважин в СССР и за рубежом. - М.;, 1984. -(обзор.информ./ ВНИИОЭНГ. Сер. «Бурение», Вьш.9 (71).
2. Козловский Е.А., Питерский В.М., Комаров М.А. Кибернетика в бурении. -М.: Недра, 1982, 298 с.
3. Абугалиев С.К. Параметры полуволны забойного винтового двигателя Д5-172 при бурении наклонно направленной скважины. Труды Межд. конфер. «Информационные технологии и автоматизация производственных процессов». - Алматы, КазНТУ: 2002. С.: 493-496.
4. Новиков Г.П., Буглов Н.А., Новожилов Б.А., Воробьев Г.А., Козловский А.Е., Карпиков А.В. Основные принципы оптимизации параметров нижней части бурильной колонны при алмазном бурений геологоразведочных скважин в анизотропных породах.- М.,1990. с. 71
ХАРАКТЕРНЫЕ ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА С КИСЛОТНЫМИ РАСТВОРАМИ
Суюнгариев Г.Е.
Доцент, кандидат технических наук, Некоммерческое Акционерное Общество
«Атырауский университет нефти и им. С.Утебаева»
Нурпесов Е.Т.
Доцент, кандидат технических наук, Некоммерческое Акционерное Общество
«Атыраускийуниверситет нефти и им.С.Утебаева»
Шаяхметова Ж.Б.
Доцент, кандидат технических наук, Некоммерческое Акционерное Общество
«Атыраускийуниверситет нефти и им.С.Утебаева»
CHARACTERISTIC FEATURES OF PROCESS PARAMETERS CALCULATION THE INTERACTION OF BOTTOM-HOLE FORMATION ZONE WITH ACIDIC SOLUTIONS
Suyungariyev G.
Associate Professor, candidate of technical Sciences. Non-profit joint Stock Company «Atyrau University of oil and gas S. Utebaeva»
Nurpeisov E.
Associate Professor, candidate of technical Sciences. Non-profit joint Stock Company «Atyrau University of oil and gas S. Utebaev»
Shayahmetova Zh. ssociate Professor, candidate of technical Sciences. Non-profit joint Stock Company «Atyrau University of oil and gas S. Utebaev»
Аннотация
Обсуждаются проблемы совершенствования физико-химических методов интенсификации добычи нефти. Одним из перспективных способов рекомендуется воздействовать на дно горного слоя кислотными растворами. Приведены наиболее эффективные виды компонентов, применяемых для приготовления раствора.
Abstract
This paper discusses the debatable problem of improving the physico-chemical methods of intensifying oil production. As one of the promising methods, an impact on the bottomhole formation zone with acid solutions is proposed. Recommended ingredients for solution preparation are given.
Ключевые слова: кислотная ванна, карбонатность, механическая очистка, рабочий раствор, приза-бойная зона, гидромониторные насадки.
Keywords: аcid bath, сarbonation, мechanical cleaning, working solution, bottom-hole zone, hydro-monitor nozzles.
Эффективность воздействия кислотных и некислотных рабочих растворов на призабойную зону пласта зависит от правильного проектирования состава закачиваемого раствора, оптимального технологического режима закачки и надежности функционирования специальной техники и промыслового оборудования, связанного с процессом закачки [1].
Необходимо соответствие выбранного состава рабочего раствору типу пластовой системы (породе с насыщающими флюидами). Солянокислотные обработки практически без ограничений применимы для карбонатных коллекторов, а также в терриген-ных породах с высоким содержанием карбонатов (10-25%). Глинокислотное воздействие используют для обработки терригенных коллекторов с невысокой карбонатностью. При этом тесно взаимосвязаны способ воздействия и рецептура закачиваемых растворов.
Существуют следующие способы: кислотные ванны, простые (обычные) кислотные обработки, воздействие под давлением, воздействие через гидромониторные насадки и т.д. Рассмотрим некоторые из них по отдельности.
Кислотная ванна. Метод предназначен для очистки забоя скважин, вскрытых открытым забоем, и обычно осуществляется перед последующей закачкой растворов в ПЗП. Основные этапы реализации метода кислотных ванн следующие [2].
Этап I. Механическая очистка основной массы загрязнений (например, цементной или глинистой корки) из полости скважины в зоне продуктивного пласта.
Этап II. Определение пластового давления, статического уровня.
Этап III. Подача солянокислотного раствора в зону продуктивного пласта. Раствор продавливается через насосно-компрессорные трубы (НКТ) водой, отбираемой из мерника заливочного агрегата. Темп продавки - замедленный, для обеспечения равномерного поршневого вытеснения кислотного раствора из НКТ в целевую зону.
Этап IV. Реагирование. Кислотный раствор в течение (16...24) ч (период реагирования) должен занимать только интервал пласта.
Этап V. Шлам и отработанный раствор удаляют закачкой нефти в затрубное пространство.
Если статический уровень ниже отметки устья скважин, то в этап II включают также процесс понижения уровня жидкости ниже статического отбором ее в объеме, равном сумме объемов закачиваемого кислотного раствора и насосно- компрессорных труб от их башмака до статического уровня. Такая операция обеспечивает расположение кислоты в интервале воздействия, т.е. от забоя скважины до кровли пласта (либо башмака обсадной колонны). При возможности заметного притока из скважины объем этой предварительно отбираемой жидкости должен быть выше расчетного.
Подачу раствора в целевую зону контролируют по количеству закачиваемой вслед за раствором воды:
V = V + 0,785d2 L
в наг э нкт нкт '
где Кнаг - объем нагнетательной линии заливочного агрегата, м3; dHKT - внутренний диаметр НКТ, м; ZHKT - длина колонны НКТ, м.
Объем раствора контролируют по мерной емкости агрегата либо по времени закачки:
t = Кг + 0,785d2 нкт LHKT )/ Q,
где Q - подача агрегата, м3/мин.
Ниже приведены более детальные описания этапов реализации метода кислотных ванн.
Этап I (подготовительный). Извлечение из скважины подъемного оборудования и НКТ; шаб-лонировка полости; промывка забоя; проведение специальных исследований, включая измерение профиля приемистости ПЗП; испытание эксплуатационной колонны на герметичность; спуск НКТ до подошвы продуктивного горизонта.
Этап II. Расстановка спецтехники у скважины; опрессовка нагнетательной линии на давление, равное 1,5 р раб (рраб- рабочее давление закачки).
Этап III. Закачка кислоты агрегатом кислото-воза; продавка кислоты в пласт; снижение давления в нагнетательной линии с предварительным перекрытием скважины задвижкой. Темп закачки и про-давки обычно устанавливают по возможности высокий.
Этап IV. Выдерживание скважины для протекания химической реакции в ПЗП. Время выдержки при температуре 15-300С составляет 2 ч и при температуре 30-600 С - 1-1,5 ч. При более высоких температурах этап выдержки исключается. В таблицах 1 и 2 показаны процентные содержания компонентов в растворах при различных способах обработки ПЗП.
Высоконапорная обработка. Метод обработки под высоким давлением используют для воздействия на слабопроницаемые интервалы продуктивного горизонта. Для этого в ПЗП предварительно подают высоковязкую нефтекислотную эмульсию, которая, следуя по пути наименьшего сопротивления в зоны высокой проницаемости, блокирует их. При этом гидродинамическое сопротивление ПЗП растет, что создает предпосылки для развития высокого давления и охвата воздействием слабопроницаемых пропластков. Высоконапорную обработку часто проводят и без применения вязких эмульсий, при помощи межпластовых разобщителей - пакеров.
Составы и объемы рабочих растворов зависят от способа кислотной обработки.
При кислотных ваннах объем рабочего раствора равен объему полости скважины, высотой, равной толщине обрабатываемой зоны пласта, а концентрация основного компонента повышена. Типовые составы растворов для кислотных ванн при обработке карбонатных коллекторов приведены в таблице 1.
При простых кислотных обработках карбонатных коллекторов объем раствора берется из расчета на 1 м толщины пласта, м3: для слабопроницаемых пород - 0,4-0,6; для высокопроницаемых пород -0,6-1,0; для трещиноватых пород - 0,6-0,8.
При вторичных обработках норма расхода увеличивается на 50%.
Содержание компонентов в растворе при различных способах обработки ПЗП
Таблица 1.
Показатели Содержание компонентов в растворе (%) при способе обработки
КИСЛОТНАЯ ВАННА
Номер раствора компонента 1 2 3
Соляная кислота 20 15 15
Уксусная кислота - 3 3
Ингибиторы: - катапин-А - В-2 - И-1-А 0,3 0,2 -
Уротропин - - -
Поверхностно-активные вещества: - марвелан-4 (О) - катапин-А - 0,5 0,5
Типовые составы растворов для обработки карбонатных коллекторов слабой и высокой проницаемости даны в табл. 2 (раствором номер 1 проводят кислотную ванну и первичную обработку; остальными растворами ведут внутрипластовую обработку ПЗП).
Для терригенных коллекторов нормы расхода (мз/м) соляно-кислотного раствора при простой обработке приведены ниже:
При первичной обработке после бурения 0,751,0
При первичной обработке в период эксплуатации 1,50-2,0
При вторичных обработках экспериментально. При высоконапорной кислотной обработке составы основных растворов и нормы закачки примерно такие же, что и при простой обработке. В составе же нефтекислотной эмульсии для сохранения ее устойчивости не допускается содержание уксусной кислоты, а содержание ПАВ не превышает 0,10,15%.
Таблица 2.
Содержание компонентов в растворе при различных способах обработки ПЗП
Показатели
Содержание компонентов в растворе (%) при способе обработки Простая кислотная обработка коллекторов: КАРБОНАТНЫХ
Номер раствора компонента
1
2
3
Соляная кислота
20/15
20/15
15/15
Уксусная кислота
5/3
Ингибиторы:
- катапин-А
- В-2
- И-1-А
0,5/0,3
0,3/0,2
Уротропин
Поверхностно-активные вещества:
- марвелан-4 (О)
- катапин-А
0,8/0,5
0,5/0,5
Номер раствора компонента
Соляная кислота
15
15
12
Уксусная кислота
Ингибиторы:
- катапин-А
- В-2
- И-1-А
0,3
0,2
Уротропин
0,4
Поверхностно-активные вещества:
- марвелан-4 (О)
- катапин-А
0,3-0,5
0,3-0,5
0,2
Список литературы
1. Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хиса-мутдинов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. - М.: «Недра», 1991. - 383 с.
2. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. - М.: «Наука», 2000. - 414 с.
1
2
3
