госы_1 / 26

ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ № 26

1. Назначение и технологии проведения кислотных обработок добывающих скважин.

СКО - один из методов увеличения продуктивности доб.скважин, увеличения приемистости нагн.скважин.

Область применения СКО – обработка ПЗП, содержащих в породе карбонатов кальция, магния и других минералов, активно реагирующих с

кислотой.

Для обработки карбонатных коллекторов наибольшее распространение получила соляная кислота, а для обработки терригенных коллекторов - смесь соляной и плавиковой кислот (глиняная кислота).

Виды СКО	Область применения
кислотные ванны	при освоении для очистки поверхности забоя от глинистой корки
СКО под давлением	проникающие обработки ПЗП для образования глубокопроникающих каналов
глинокислотная обработка	для растворения глинистых пропластков, запрещается для проведения в карбонатных породах
пенокислотная обработка	для замедления реакций в 4-5 раз, тем самым увеличивая глубину проникновения
Термокислотная обработка(до 80-90^0С)	для плотных кабонатных пород с целью ускорения реакции
обработка нефтекислотными эмульсиями	для увеличения глубины проникновения в ПЗП

Кислотные ванны применяются во всех скважинах с от­крытым забоем после бурения и при освоении, для очистки по­верхности забоя от остатков цементной и глинистой корки, продуктов коррозии, кальцитовых выделений из пластовых вод и др. Для скважин, забой которых обсажен колонной и перфо­рирован, кислотные ванны проводить не рекомендуют. Объем кислотного раствора должен быть равен объему скважины от забоя до кровли обрабатываемого интервала, а башмак НКТ, через который закачивают раствор, спускается до подошвы пласта или забоя скважины. Применяется раствор НС1 повы­шенной концентрации (15—20%), так как его перемешивания на забое не происходит.

Время выдержки для нейтрализации кислоты для данного месторождения устанавливается опытным путем по замерам концентрации кислоты в отработанном и вытесненном на по­верхность через НКТ растворе.

Обычно время выдержки составляет 16—24 ч.

Простые кислотные обработки наиболее распространен­ные, осуществляются задавкои раствора HCL в ПЗС.

При многократных обработках для каждой последующей операции растворяющая способность раствора должна увели­чиваться за счет наращивания объема закачиваемого раствора, повышения концентрации кислоты, а также и за счет увеличе­ния скорости закачки. Исходная концентрация раствора — 12 %, максимальная — 20 %.

Простые кислотные обработки, как правило, осуществляются с помощью одного насосного агрегата в тщательно промытой и подготовленной скважине без применения повышенных темпе­ратур и давления. При парафинистых и смолистых отложениях в НКТ и на забое их удаляют промывкой скважины соот­ветствующими растворителями: керосином, пропан-бутановыми фракциями и другими нетоварными продуктами предприятий нефтехимии. При открытом забое кислотная обработка прово­дится только после кислотной ванны. После закачки расчетного объема раствора кислоты в НКТ закачивают продавочную жидкость в объеме, равном объему НКТ.

В качестве продавочной жидкости обычно используется нефть для добывающих скважин и вода с добавкой ПАВ типа ОП-10 для нагнетательных скважин. В процессе закачки рас­твора ПО уровень кислоты в межтрубном пространстве под­держивается у кровли пласта.

Кислотная обработка под давлением. При простых соляно-кислотных обработках (СКО) кислота проникает в хорошо про­ницаемые прослои, улучшая их и без того хорошую проницае­мость. Плохо проницаемые прослои остаются неохваченными. Для устранения этого недостатка, связанного со слоистой не­однородностью пласта, применяют кислотные обработки под повышенным давлением. При этом четко выраженные высоко­проницаемые прослои- изолируются пакерами или предвари­тельной закачкой в эти прослои буфера -- высоковязкой эмуль­син типа кислота в нефти. Таким способом при последующей закачке кислотного раствора "можно значительно увеличить ох­ват пласта по толщине воздействием кислоты.

СКО под давлением обычно является третьей операцией после ванн и простых СКО. Область применения СКО – обработка ПЗП, содержащих в породе карбонатов кальция, магния и других минералов, активно реагирующих с кислотой.

Ступенчатая (или поинтервальная) обработкасквиспольз-ся для скввскрывших залежь большой толщины или экс-рующих 2 и более продуктивных пласта. Суть данного приема: продуктивный пласт по толщине разбивается на интервалы по 10-20м и обрабатывается поочередно, начиная с нижнего участка. Для повышения эффективности обработки заданный интервал пласта изолируют пакером. Здесь используют различные хим.изолирующие материалы, например ВУС на основе ПАА, перекрывают нижний интервал песком или закачивают в скв капроновые шарики. Поинтервальную обработку рекомендуется проводить также в нагнетательныхскв, что приводит к увеличению общей премистостискв и выравниванию профиля приемистости по всей толщине заводняемого пласта.

Многократные кислотные обработки заключаются в многократном кислотном воздействии на один и тот же продуктивный пласт или его отдельный интервал. Они применяются, когда единичного кислотного воздействия недостаточно для достижения намеченной цели.

2. Схема предварительного разгазирования нефти. Понятие сепарации и ступеней сепарации.

I –нефтегазовая смесь

II –разгазированная нефть

III –газ с конденсатом

IV –«сухой» газ

1 – Нефтегазовый сепаратор

2 – газовый сепаратор

Разгазирование нефти при определенных Р и Т, называется сепарацией нефти. Сепарация начинается, как только Р в потоке снижается до Рнас нефти газом это может произойти и в стволе, и в пласте, и в трубопроводе.

Выделение газа из нефти будет увеличиваться с уменьшением Р. Объем выделившегося газа по мере снижения Р увеличивается и превышает объем жидкости в несколько десятков раз.

Сепарацию нефти осуществляют, как правило, в несколько ступеней.На промыслах З.С. принята 4х ступ.сепарация.Первые 2 стадии осущ-ся на ДНС,3 и 4 на УПН.

Ступенью сепарации, называют отделение нефти от газа при определенных Р и Т. Нефтегазовую смесь сепарируют сначала при высоких Р на 1-ой ступени сепарации, где выделяется основная масса газа, затем нефть поступает на сепарацию при среднем и низком Р-х, где она окончательно разгазируется.

В технологических режимах, когда перед разгазированием нефть подогревают, такая сепарация называется горячей.

От проведения процессов сепарации зависят потери легких фракций нефти при последующем транспорте и хранении. При однократном, т.е с резким снижением Р, с потоком газа уносится тяжелые углеводороды (С6 и выше).

При ступенчатой сепарации подбором Р на ступенях можно достигнуть выделение только свободного газа, что приводит к минимальным потерям бензиновых фракций нефти, число ступеней сепарации зависит от физико-химической характеристики пластовой нефти, требований предъявляемых к товарной нефти, и в каждом конкретном случае определяется расчетом исходя из условия достижения наилучших технико-экономических показателей.

3. Классификация месторождений по величине извлекаемых запасов.

Принятый документ классифицирует также месторождения. Так, по величине извлекаемых запасов месторождения углеводородов подразделяются на: -уникальные (более 300 млн тонн нефти, 500 млрд м³ газа); — крупные (от 30 млн до 300 млн тонн нефти, от 30 млрд до 500 млрд м³ газа); — средние (от 3 млн до 30 млн тонн нефти, от 3 млрд до 30 млрд м³ газа); — мелкие (от 1 млн до 3 млн тонн нефти, от 1 млрд до 3 млрд м³ газа); — очень мелкие (менее 1 млн тонн нефти, менее 1 млрд м³ газа). Более детально по сравнению с временной классификацией проведено подразделение мелких месторождений. Если в классификации 1983 года мелкими считались месторождения с запасами менее 10 млн тонн нефти, менее 10 млрд м³ газа (в документе от 2001 года эту границу подняли еще выше), то теперь группа мелких и очень мелких месторождений более соответствует мировой практике.