Растворители и их композиции	Массовое содержание, %	Максимальная эффективность удаления АСВ, %
Абсорбент А1	100	10,1
Абсорбент А2	100	46,4
Нефрас А150/330	100	79,6
А-1 Нефрас А150/330	45/55	92,9
А-2 Нефрас А150/330	45/55	96,9
Кубовые остатки производства бутилового спирта (КО)	100	33,9
КО/ Нефрас А150/330	50/50	95,8

Большинство исследований смесей растворителей обладают максимумом эффективности в достаточно узком интервале концентраций, то есть даже в столь многокомпонентной системе создаются условия для реализации вполне определённого состава переходных комплексов асфальтен-растворителя. Причём максимум эффективности композиционных растворителей наблюдается как в случае чисто углеводородных составов, так и при участии гетероатомных соединений - кубовые остатки производства бутилового спирта, 4,4¹, диметил- 1,3- диоксана и т. д.

Вместе с тем, не все полярные соединения способствуют увеличению эффективности углеводородов (алифатический и ароматических) растворителей. Так, головная фракция производства бутанола оказывает отрицательное действие на эффективность углеводородных растворителей, таких, как абсорбенты А-1, А-2, Нефрас А150/330. Другой кислородосодержащий растворитель 4,4¹, диметил- 1,3- диоксана даёт эффект также не со всеми углеводородными растворителями, в частности, с абсорбентами А-1, А-2 эффект есть, а Нефрасом А150/330 - нет. Указаные факты свидетельствуют, что применение в качестве полярных компонентов составов для удаления АСВ растворителей с высоким содержанием спиртов, простых и сложных эфиров должно осуществляется после провеения тщательных лабораторных экспериментов.

Обработку призабойной зоны пласта растворителями можно осуществлять путем последовательной закачки скважины водо- и нефтерастворимых реагентов.

В качестве растворителя используется нефрас - щелочные растворы (жидкое стекло, аммиачная вода,

Для солянокислотной обработки скважин выбираем соляную кислоту синтетическую, имеющую наибольшую концентрацию и наименьшее количество вредных примесей.

Соляная кислота представляет собой желтоватую, дымящую на открытом воздухе жидкость с резким запахом.

Выбранная нами соляная кислота должна содержать не более 0,03 % сульфатов в пересчете на сульфат SO₄^2-. Большое содержание сульфатов приводит к образованию недопустимого количества гипса и безводного сульфата кальция. Нормированные показатели качества соляной кислоты приведены в таблице 3.2

Таблица 3.2 - Нормы показателей качества соляной кислоты

Соляная кислота	Содержание, %
	, не менее	Fe, не более	H2SO4, не более	Свободный хлор
Техническая синтетическая	31,0	0,020	0,05	-
Техническая 1-го сорта	27,5	0,030	0,04	-
Из абгазов органических производств	22,0	0,030	-	0,1

Выбранная нами соляная кислота должна содержать не более 0,03 % сульфатов в пересчете на сульфат SO₄^2-. Большое содержание сульфатов приводит к образованию недопустимого количества гипса и безводного сульфата кальция.

Хлорное железо может содержать в исходной соляной кислоте по техническим причинам производства кислоты или в результате коррозии ёмкостей, предназначенных для транспорта и хранения.

После нейтрализации карбонатами соляной кислоты до рН=3,5 хлорное железо FeCl₂ гидролизуется и выпадает в объёмный коллоидный осадок в каналах обрабатываемого пласта в виде гидроокиси железа или основных его солей. Поэтому содержание железа в кислоте не должно превышать 0,015 %.

Для предотвращения выпадения трудноудаляемых гелеобразных соединений железа при СКО призабойных зон скважин объекта БС₁₀ в качестве стабилизирующего компонента выбираем уксусную кислоту.

Уксусная кислота СН₄СООН представляет собой бесцветную жидкость с резким специфическим запахом, которая легко смешивается с водой, этиловым спиртом, диэтиловым эфиром, ацетоном и бензолом. Имеет сложный характер изменения плотности и температуры застывания в зависимости от своей концентрации.

Для обеспечения более глубокого проникновения в пласт солянокислотного раствора в активном состоянии применяют гидрофобизаторы, а для снижения поверхностного натяжения - интесификаторы. Гидрофобизаторы, адсорбируясь на поверхности порового пространства ПЗП, снижают смачиваемость её водным раствором соляной кислоты, таким образом уменьшают скорость взаимодействия последней с карбонатными компонентами породы. Интесификатор снижает поверхностное натяжение на границе “отработанная кислота - нефть пласта БС₁₀”, а следовательно, повышает эффективность СКО.

Основным требованием к специальному технологическому оборудованию для проведения работ на скважине растворителями является применение и использование серийно выпускаемых машин и агрегатов.

Растворитель марки Нефрас С₄ 130/350, является продуктом депарафинизации дизельной фракции западно-сибирской нефти и по составу относящейся к концентрату нафтеноароматических соединений.

Обработку призабойной зоны пласта растворителями можно осуществлять путем последовательной закачки скважины водо- и нефтерастворимых реагентов.

Агрегат типа Азинмаш-30А предназначен для транспортирования, смешения и проведения обработок призабойной зоны пласта. Основные параметры агрегата приведены в таблице 3.3

Таблица 3.3 - Характеристика агрегата типа Азинмаш-30А

Скорость	Частота вращения, мин-1	Диаметр плунжера, мм
		100	120
	вала двигателя	вала насоса	Подача, *103 м3/с	Давление, МПа	Подача, *103 м3/с	Давление, МПа
2	1600	49,3	2,24	50,0	3,23	34,4
3		94,0	4,28	25,9	6,16	18,0
4	1600	143,0	6,51	17,1	9,36	11,8
5		215,0	9,78	11,3	14,08	7,9
2	1800	55,5	2,52	47,5	3,63	33,0
3		106,0	4,82	24,8	6,94	17,2
4		161,0	7,32	16,3	10,54	11,3
5		242,0	10,91	10,8	15,85	7,6

Автоцистерны предназначены для транспортирования технической воды, рабочих растворов и нефти. Для проведения технического процесса марки Нефрас применяем широко используемую в подземном ремонте скважин пласта БС₁₀ автоцистерну марки АЦ-11-257. Техническая характеристика автоцистерны марки АЦ-11-257 приведены в таблице 3.4

Таблица 3.4 - Характеристика автоцистерны марки АЦ-11-257

Показатель	Значение
1. Вместимость цистерны, м3	11
2.Привод механизма	Тяговый двигатель
3. Насос	Центробежный
4. Максимальное давление, МПа	0,8
5. Максимальная подача, м3/с	14,4
6. Диаметр линии, мм: нагнетательной всасывающей	50 100

Кислотовоз предназначен для транспортирования кислот. При проведении обработок широко используется кислотовоз марки КП-6,5. Техническая характеристика кислотовоза марки КП-6,5 приведена в таблице 3.5

Таблица 3.5 - Характеристика кислотовоза марки КП-6,5

Показатель	Значение
Вместимость, м3	6
Подача, м3/ч: 1)минимальная 2)максимальная	29 60

Кислотовоз состоит из двух отсеков по 3 м³ каждый и оснащена поплавковым указателем уровня.

Кислотовоз КП -6,5 комплектуется цистерной ЦПК-6 вместимостью также 6м³, установленной на шасси автомобильного прицепа МАЗ-8926. Цистерна имеет наливной трубопровод диаметром 100 мм с пробковым краном и сливной трубопровод диаметром 50 мм с секторным краном.

3.3.3 Выбор скважин для проведения обработки скважин по данным их гидродинамических и промыслово-геофизических исследований.

Основным признаком, определяющим необходимость и последовательность проведения работ по повышению производительности скважин является соотношение гидродинамических характеристик состояния призабойной и удаленной зоны пласта, а также результаты промыслово-геофизических исследований по определению коэффициента действующей толщины пласта.

Промыслово-геофизические исследования на объекте БС₁₀ проводятся по единому комплексу геофизических исследований скважин, в него входят гидро-динамическая дебитометрия с помощью глубинных дебитометров с турбинным датчиком расхода, термоэлектрическая индикация притока СТД; термометрия ТДА; плотностнометрия ГГП; резистивиметрия РИС; влагометрия ВГД; радиоактивный каротаж, в частности гамма-каротаж ГК и нейтронный гамма-каротаж НГК, совместно с магнитной локацией муфт МЛК.

Единым комплексом ГИС охвачена очень малая часть эксплуатационного фонда и небольшая часть нагнетательных скважин. Коэффициент действующей толщины определялся только в трех добывающих скважинах, во всех трех он оказался равным единице. Поэтому, в целом, можно сказать, что при выборе скважин для проведения обработки скважин композицией: растворитель Нефрас-раствор ингибированной соляной кислоты использовался только один критерий - определение численных значений гидродинамических исследований путем дифференцированной обработки начального и конечного линейных участков кривой восстановления давления КВД.

После проведения обработки скважин композицией: растворитель Нефрас-раствор ингибированной соляной кислоты вывода скважины на режим снова проводят исследование методом КВД с целью оценки технологического эффекта.

В качестве объекта для гидродинамического исследования методом КВД берем скважину № 724/44 пласта БС₁₀, дебит которой после третьей обработки растворителем и соляной кислотой спустя три месяца упал с 18 до 10,2 т/сут. Пластовое давление определили расчетным путем по замерам статического уровня, поскольку скважина механизирована, оно оказалось равным 22,3 МПа. Забойное давление равно 21,9 МПа. Толщина пласта, определявшаяся по ГИС, равна 12 м. По данным исследования пластовых жидкостей и кернов породы определены по скважине № 724/44; плотность нефти в поверхностных условиях 880 кг/м³; вязкость нефти в пластовых условиях ; коэффициент объемной упругости нефти Па^-1, породы Па^-1; пористость пласта БС₁₀ 0,21; объемный коэффициент нефти 1,13. Радиус скважины по долоту равен 0,073 м; радиус контура питания, исходя из плотности сетки скважин, принимается 330 м.

После проведения исследований и построения КВД была произведена обработка результатов.

О необходимости проведения обработок можно судить и по конфигурации кривых восстановления давления, которые в зависимости от состояния призабойной и удалённых зон пласта (ПЗП и УЗП) имеют различные конфигурации.

По пласту БС₁₀, необходимо заметить, разнообразия конфигураций КВД в скважинах с упавшим дебитом, не отмечается. Форма КВД на данном объекте при тщательной расшифровке начального периода восстановления давления имеет вид пересекающихся прямых с большим уклоном начального участка, она характеризует ухудшенное состояние пласта призабойной зоне.

При обработке КВД в скважине № 724/44 выяснилось, что наклон начального участка равен 1,7, а наклон конечного участка 1,3. Перегиб кривой произошёл по истечении времени после остановки скважины, равном 248 630 с. При прохождении конечного участка КВД в сторону оси изменения давления получили отрезок от нуля до точки пересечения этой оси с продолжением конечного участка КВД, он равен 0,45 МПа.

Гидродинамические характеристики необходимые для оценки состояния призабойной и удаленной зоны пласта, а также для расчета технологических параметров композиции: растворитель Нефрас-раствор ингибированной соляной кислоты (например, радиус обработки и необходимого объема растворителя) необходимо рассчитывать в следующем порядке:

-определяется гидропроводность пласта БС₁₀ в призабойной и удаленной зонах , для чего используют соотношение:

(3.6)

где- гидропроводность пласта,

- дебит скважины, т/сут;

- объёмный коэффициент нефти;

- угловой коэффициент КВД;

- плотность нефти в поверхностных условиях,

для скважины №724/44, подставляя значения соответствующих угловых коэффициентов, получаем гидропроводность ПЗП

.

и гидропроводностьУЗС

, .

определив значения гидропроводности призабойной и удаленной зон пласта, соответственно определяется их проницаемость:

, м² (3.7)

имеем проницаемость ПЗП

6,12 м² ,

и проницаемость УЗП

м².

определяются пьезопроводности участков по формуле В.Н.Щелкачева:

, (3.8)

гдеm - пористость, доли единицы;

_н - коэффициент объемной упругости нефти, Па^-1;

_п - коэффициент объемной упругости пласта, Па^-1

подставляя численные значения, получаем пьезопроводность ПЗП

м²/с,

и пьезопроводность УЗП

м²/с;

для определения радиуса измененной проницаемости призабойной зоны пласта используется выражение:

, м,(3.9)

гдеR - радиус измененной проницаемости в ПЗП, м;

t - время, соответствующее точке перегиба начального участка КВД,

подставляя в формулу вычисленное значение пьезопроводности призабойной зоны пласта и время t, имеем

, м;

приведенный радиус скважины равен:

, м, (3.10)

где - отрезок, отсекаемый на оси изменения давления, МПа/10,

получаем коэффициент продуктивности определим по формуле

, (3.11)

получаем

коэффициент гидродинамического совершенства определяется по формуле:

, (3.12)

где - радиус контура питания скважины, м;

- радиус скважины по долоту, м,

подставляя данные в формулу, вычислим величину :

.

Вся вышеописанная методика расчета гидродинамических характеристик по КВД и данным исследований пластовых флюидов и кернов, исходит из следующих допущений:

- пласт рассматривается как бесконечный по протяженности;

- в районе исследуемой скважины пласт рассматривается как однородный, следовательно, параметры пласта, определяемые путем исследований в силу этого допущения можно рассматривать лишь как осредненные на участке в районе исследуемой скважины;

- изменение дебита скважин при остановке считается мгновенным, это допущение вносит довольно таки большую погрешность при определении гидропроводности и приведенного радиуса скважин.

По значению радиуса измененной проницаемости ПЗП определяют радиус обработки и необходимый объем растворителя на единицу мощности пласта по таблице 3.6

Таблица 3.6- Зависимость объемного расхода растворителя на единицу мощности от радиуса обработки ПЗП при различной пористости

Радиус обработки, м	Пористость, %
	17	19	21	23	25	27
	Объем растворителя, м3
0,5	0,13	0,15	0,16	0,18	0,19	0,21
0,6	0,19	0,21	0,23	0,26	0,28	0,30
0,7	0,26	0,29	0,32	0,35	0,38	0,41
0,8	0,34	0,38	0,42	0,45	0,50	0,54
0,9	0,43	0,48	0,53	0,58	0,64	0,68
1,0	0,53	0,49	0,66	0,72	0,78	0,84

Из расчета гидродинамических характеристик пласта БС₁₀, вскрытого скважиной № 724/44, видно, что гидропроводность, проницаемость, пьезопроводность в призабойной зоне пласта в 1,31 раза ухудшены по сравнению с соответствующими характеристиками в УЗП. Велик и загрязненный радиус. Приведенный радиус скважины меньше фактического радиуса скважины. Учитывая все это, несмотря на достаточно высокое гидродинамическое совершенство скважины № 3363, рекомендуется проведение СКО призабойной зоны пласта.

Аналогичным образом были исследованы ещё пять скважин объекта БС₁₀, основные параметры даны в таблице 3.7

Таблица 3.7-Данные исследований скважин объекта БС₁₀

Наименование параметров	Номера скважин объекта БС10
	5055	1352	1548	497	1776
Дебит до обработки, т/сут	22,00	26,00	21,70	27,50	12,90
Давление: пластовое, МПа; забойное, МПа;	21,50 20,40	21,60 19,60	21,70 20,80	20,10 18,40	24,00 22,40
Толщина пласта, м	14,0	7,10	11,20	13,80	15,00
Объёмный коэффициент нефти	1,10	1,19	1,03	1,13	1,13
Плотность нефти в поверхностных условиях, 1000кг/м3	0,89	0,83	0,82	0,85	0,84
Вязкость нефти в пл. условиях *10-3 Па*с	3,20	2,50	4,90	3,40	3,90
Пористость пласта БС10, доли ед.	0,19	0,26	0,19	0,21	0,20
Коэффициент объёмной упругости: нефти, Па-1, *106; породы, Па-1, *106;	10,20 3,80	9,80 3,50	9,90 3,80	10,00 3,90	9,10 3,10
Диаметр скважины, м	0,146	0,146	0,146	0,146	0,146
Наклон участка КВД: 1) начального; 2) конечного	1,41 1,15	3,01 2,89	5,40 5,00	4,90 4,61	2,00 1,80
Время точки перегиба КВД, с	144590	143506	305408	261791	183422
Точка пересечения КВД с осью Р, МПа/10	3,50	5,50	10,00	10,50	6,00

Результаты расчёта гидродинамических характеристик пласта БС₁₀, вскрытого скважинами № 5055, 1352, 1548, 497, 1776 приведены в таблице 3.8

Таблица 3.8-Гидродинамическая характеристика пласта

Наименование расчётных параметров	Номера скважин объекта БС10
	5055	1352	1548	497	1776
Гидропроводность: ПЗП, м2*м/(Па*с); *1010; УЗП, м2*м/(Па*с); *1010	4,091 5,013	6631 2,731	1,830 1,984	1,583 1,684	1,842 2,044
Проницаемость: ПЗП, м2; *10-14; УЗП, м2; *10-14	9,343 11,464	9,313 9,701	8,002 8,641	3,791 4,032	4,784 5,310
Пьезопроводность: ПЗП, м2/с; *106; УЗП, м2/с; *106	5,092 6,242	6,160 6,412	2,880 3,114	1,913 2,034	2,491 2,801
Радиус загрязнённой зоны, м	1,540	1,694	1,693	1,270	1,220
Приведённый радиус скважины, м	0,019	0,045	0,030	0,018	0,007
Коэффициент продуктивности, т/(сут.*МПа)	20,000	13,000	41,222	16,176	8,063
Коэффициент гидравлического совершенства скважины	0,860	0,947	0,906	0,859	0,783

Проанализировав гидродинамические параметры в ПЗП и УЗП вышеназванных скважин, рекомендации сводят к уравнению основных характеристик в призабойной зоне и удалённой зоне. Учитывал, что эти все скважины до этого уже проводились обработкой растворителями и соляной кислотой и наблюдался эффект, следует ожидать эффект и после последующих обработок. Необходимо заметить, что после каждой обработки растворителем и соляной кислотой (по мере возрастания их количества) эффект снижается. Из пяти названных скважин только скважина №5055 работает в периодическом режиме, остальные находятся в постоянной эксплуатации.

Дебиты этих скважин, замеренные сразу же после обработки с целью оценки эффективности, таковы:

- скважина №5055 - 24 т/сут;

- скважина №1352 - 26,5 т/сут;

- скважина №2548 - 39 т/сут;

- скважина №497 - 30,5 т/сут;

- скважина №1776 - 16 т/сут.

Учитывая всё вышесказанное все пять скважин рекомендуется для обработок растворителем и соляной кислотой.

3.4. Технический и технологический расчёт.

Определить необходимое количество реагентов и составить план обработки ПЗ растворителем Нефрас и соляной кислотой для следующих условий: скважина 3363; глубина скважины 2290 м; толщина пласта h= 12 м; пластовое давление Р_пл. = 22,3 МПа; удельный объём на 1 м толщины пласта 1,5 м³.

Примем V_уд. = 1,5 м³/м.

V_раст. = h * V_уд. = 18 м³ . (3.13)

После этого составляется план обработки ПЗП в скважине № 3363. Обычно для этого рассчитывается объём растворителя, закачиваемый соответственно без давления и под давлением.

В процессе подготовительных работ скважина промыта и заполнена нефтью.

Объём растворителя, закачиваемой без давления:

V₁ = V_пт + V_нкт + V_{скв. пзп}, м³ (3.14)

гдеV_пт -объём выкидной линии (при диаметре d_пт = 0,0503 м и длине l=100 м), м³;

V_нкт - объём колонны насосно-компрессорных труб (при диаметре

d_нкт= 0,075 м и длине НКТ L= 2290 м), м³;

V_{скв. пзп} - объём скважины в интервале обрабатываемой зоны пласта, м³.

V_пт = 0,785* d_пт²*l = 0,198 м³ (3.15),

V_нкт = 0,785* d_нкт²*L = 10,111 м³ (3.16),

V_{скв. пзп} = 0,785*(2r_с)²*h = 0,200 м³ (3.17),

2. Трубы приподнимают, устанавливая башмак на глубине 2280 м, разме-щают и обвязывают оборудование.

3. Закачивают растворитель в объёме выкидной линии, нососно-ко-мпрессорных труб и ствола скважины от башмака НКТ до кровли пласта.

V₁ = 10,509 м³.

4. Затем объём растворителя, закачивают под давлением, то есть закры-вают задвижку на затрубном пространстве и насосом агрегата закачивают оста-льной растворитель

V₁₁ = V_р - V₁ = 7,491 м³ (3.18)

5. Для задавливания растворителя в пласт закачивают нефть (нагрузку V_прод.) в объём выкидной линии, насосно-компрессорных труб и ствола сква-жины от подошвы НКТ до кровли пласта

V_прод = V₁ = 10,509 м³ (3.19)

6. Затем закрывают задвижку на выкидной линии. Время выдержки со-ставляет 24 часа.

После обработки растворителем Нефрас с целью растворения АСПО с поверхности пород продуктивного пласта проведём обработку солянокислотным раствором для разрушения твердых частиц мехпримесей и расширения пор коллектора.

Первоначально обрабатывают хорошо проницаемый пористый карбонатный пласт 15% - ным раствором соляной кислоты из расчёта 1,5 м³/м толщины пласта. Плотность кислоты при 25 ⁰С ₂₅ = 1134 кг/м³.

Необходимый объём раствора W_р = 18 м³.

Для определения объёма товарной кислоты обычно пользуются таблицами и пересчётными коэффициентами. Методику расчёта можно упростить, учитывая, что плотность кислоты обусловлена её концентрацией. При известной объёмной доле кислоты её W_к определяем по формуле

W_k = W_p*x_p * (5,09 * x_p + 999)/ [x_k * (5,09 * x_k + 999)] (3.20)

где x_k, x_p объёмные доли товарной кислоты, кислотного раствора со-ответственно, %.

При объёмной доле товарной кислоты 27,5% найдём её объём

W_k= 9,206 м³.

Если при перевозке и хранении кислоты ее концентрация изменилась, то объём товарной кислоты рассчитывается по формуле

W_k = W_p * 5,09 x_p *(5,09 * x_p + 999)/[_к(_к-999)] (3.21)

где _к - плотность товарной кислоты при 15 ⁰С.

Плотность товарной кислоты при 15 ⁰С определяется по формуле

₁₅ = _t +(2,67 * 10^-3 * _t - 2,52)*(t-15),

где _t, ₁₅ - плотности кислотного раствора при температурах t и 15 ⁰С соответственно, кг/м³.

Находим плотность кислоты при 15 ⁰С по формуле

₁₅ = 1139 кг/м³.

Объём товарной кислоты

W_k= 9,206 м³.

В качестве замедлителя реакции и стабилизатора окисных соединений железа используем уксусную кислоту, объем которой определим по формуле

W_ук = b_ук * W_p/с_ук = 0,675 м³ (3.22)

гдеb_ук - норма добавки 100 %-ной уксусной кислоты, b_ук = 3%;

с_ук - объёмная доля товарной уксусной кислоты, равная 80%.

В качестве ингибитора коррозии выбран реагент В-2, объём которого

W_и = b_и *W_p/c_и = 0,036 м³ (3.23)

где b_и - выбранная объёмная доля реагента в растворе, %;

c_и - объёмная доля товарного продукта (ингибитора).

Количество интесификатора (принимаем Марвелан- К (О)):

W_инт. = b_инт.*W_p/100 = 0,054 м³ (3.24)

Где b_инт - норма добавки интесификатора, принятая равной 0,3%.

Объём воды для приготовления кислотного раствора

W_в = W_p - W_к - W_pеаг. = 8,029 м ³(3.25).

Порядок проведения кислотного раствора.

Наливают в мерник 8,029 м³ воды, добовляют к воде 0,036 м³ ингибитора В-2; 9,206 м³ товарной кислоты. Полученный раствор тщательно перемешивают и замеряют его плотность ареометром. При правильной дозировке плотность должна соответствовать заданной концентрации при температуре замера. Зна-чение соответствующей плотности _р можно найти в справочных материалах или расчитать по формуле:

W_к = W_p*_р*(_р - 99)/[_к*(_к - 999)] (3.26)

Для условий задачи:

_р = 999/2 + кг/м³ (3.27)

Для определения _р плотность товарного растворителя нужно брать по замеру ареометром при той же температуре, при которой измеряется плотность раствора.

Из опыта применения удельный объём закачки солянокислотного раствора состаляет V_уд. = 0,5-1,5 м³/м.

Примем V_уд.=1,5 м³/м.

Объём закачиваемого реагента рассчитывается по формуле (3.13)

V_р = V_уд * h

Для скважины № 3363 h = 12 м³.

Следовательно V_р = 18 м³.

Закачивают кислотный раствор в объёме выкидной линии, нано-компрессорных труб и ствола скважины от башмака НКТ до кровли пласта

V₁ = 10,509 м³.

Закрывают задвижку на затруюном пространстве и насосом агрегата за-качивают остальной кислотный раствор:

V₁₁ = V_р - V_1. = 7,491 м³.

Для задавливания кислоты в пласт закачивают нефть (нагрузку V_прод.) в объёме выкидной линии, насосно-компрессорных труб и ствола скважины от башмака НКТ до кровли пласта:

V_прод = V₁ = 10,509 м³.

5. Затем закрывают задвижку на выкидной линии Время выдержки со-ставляет 24 часа.

6. Приток вызывают свабированием или с помощью компрессора, прои-зводится отработка скважины и очистка призабойной зоны пласта от продуктов реакции.

На первый взгляд кажется, что скважина должна самозапуститься. При открытии задвижки на выкидной линии жидкость начнёт поступать из пласта. Но через некоторое время, после частичной замены нефти в стволе скважины продуктами реакции, приток прекратится.

Для увеличения эффективности кислотного воздействия на породу желательно, чтобы активный растворитель и кислота проникали на большее расстояние от скважины. Радиус обработанной зоны увеличивается с ростом скорости закачки. Кроме того, увеличение подачи насоса при закачке снижает время контакта растворителя и кислоты с оборудованием и уменьшает коррозию последнего.

Расчёт обработок растворителем и соляной кислотой для скважин

№ 5055, 1352, 1548, 497, 1776 проведён по анлогичной методике.

Необходимые данные для расчёта приведены в таблице. Результаты расчёта приведеы в таблицах 3.9 и 3.10

Таблица 3.9- Исходные данные для расчёта обработки растворителем и соляной кислотой призабойных зон пласта БС₁₀

Наименование данного параметра	Номера скважин объекта БС10
	2540	1100	2790	1110	1117
Норма расхода растворителя и кислотного раствора на один метр толщи и пласта, м3	1,43	2,33	1,70	1,10	1,03
Глубина скважины, м	2304,5	2348,3	2313,4	2306,0	2301,1
Диаметр НКТ, м	0,075	0,075	0,075	0,075	0,075
Диаметр выкидной линии, м	0,0503	0,0503	0,0503	0,0503	0,0503
Длина НКТ, м	2290	2339	2300	2290	2285
Длина выкидной линии, м	100	100	100	100	100

Таблица 3.10- Результаты расчёта обработкой растворителем и соляной кислотой ПЗП БС₁₀

Наименование расчётных параметров	Номера скважин объекта БС10
	2540	1100	2790	1110	1117
Объём кислотного растворителя и кислотного раствора, закачивае-мый без давления, м3	10,01	10,10	14,69	10,01	6,91
Объём колонны НКТ, м3	9,58	9,78	14,30	9,58	6,46
Объём выкидной линии, м3	0,20	0,20	0,20	0,20	0,20
Объём скважины в интервале ПЗП, м3	0,23	0,12	0,19	0,23	0,25
Объём кислотного растворителя и соляной кислоты, закачиваемый под давлением, м3	10,01	6,65	4,35	5,17	8,54

3.5 Оценка технологического эффекта.

Технологический эффект растворителя и кислотной обработки оценивается сопостовлением производительности скважины до и после обработки растворителем и соляной кислотой и её гидродинамическими характеристиками. После обработки растворителем и соляной кислотой вышеуказанных скважин были проведены замеры и исследования методом КВД. Результаты исследований представлены в таблице 3.11

Таблица 3.11 - Эксплутационные и гидродинамические параметры пласта БС₁₀ и скважин после обработки растворителем и соляной кислотой.

Наименование параметров	Номера скважин объекта БС10
	3363	2540	1100	2790	1110	1117
Гидропроводность: 1) ПЗП, м2*м/(Па*с), *1010; 2) УЗП, м2*м/(Па*с), *1010	1,906 2,242	4,804 5,240	1,905 2,005	1,810 1,902	2,048 2,099	2,852 3,196
Проницаемость: 1) ПЗП, м2, *1014; 2) УЗП, м2, *1014	7,148 8,033	10,981 11,977	6,755 7,110	7,919 8,321	5,047 5,173	7,420 8,239
Пьезопроводность: 1) ПЗП, м2/с, *106; 2) УЗП, м2/с, *106	3,131 3,518	5,980 6,520	4,468 4,702	2,854 3,000	2,474 2,536	3,864 4,294
Радиус загрязнённой зоны, м	0,958	1,657	1,702	1,748	0,641	0,536
Приведённый радиус скважины, м	0,026	0,020	0,044	0,026	0,025	0,013
Коэффициент продуктивности, т/(сут*МПа)	35,0	20,0	12,5	39,0	17,5	9,4
Коэффициент гидродинамического совершенства скважины	0,890	0,870	0,943	0,891	0,887	0,829

Если сравнить параметры скважины и пласта БС₁₀ до обработки растворителем и соляной кислоты (см. таблицу 3.2 - дебит скважины до обработки растворителем и соляной кислотой и таблица 3.3 - гидродинамические параметры) и после обработки растворителем и соляной кислотой (см. таблица 3.11), можно сделать выводы:

- после обработки растворителем и соляной кислоты прирост дебита и увеличения коэффициента продуктивности наблюдались в скважинах № 724, 497, 1776, одновременно с этим улучшились характеристики ПЗП в этих скважинах, но как видно загрязнённое пространство (по расчётам) “очистились” не полностью, в лучшем случае радиус загрязнённой зоны уменьшился в два раза, что и дало увеличение дебита на незначительные величины порядка 2 т/сут;

- скважина №5055 осталась почти с теми показателями, но вышла на постоянный режим работы (до этого находилась в периодической экслуатации);

- скважины № 1352, 1548, ухудшили свои показатели; это, возможно, вызвано составом пород пласта в этих скважинах (содержание кальцитового цемента выше, чем в скважинах № 724, 5055, 497, 1776, следовательно время нейтрализации кислотного раствора уменьшается по сравнению с вышеуказаными скважинами - это вызывает выпадения железистых осадков и гелеобразных осадков).

Оценка дополнительно добытой нефти в результате обработки производится, исходя из динамики дебита по скважине до и после обработки таблица 3.12

Таблица 3.12 - Эксплутационные характеристики скважины № 724

Время работы скважин, Т,сут	Среднесуточный дебит до и после обработки, qср., т/сут	Прирост добычи нефти ?Q, т/сут.	Обводненность до и после обработки, %
январь февраль март апрель май июнь июль август сентябрь октябрь ноябрь декабрь	10,2/10,0 9,8/13,0 10,1/14,0 9,7/16,0 9,9/12,0 10,0/13,8 9,6/15,2 9,6/13,8 9,4/15,2 9,3/13,8 9,2/14,3 9,2/14,1	-0,2 3,2 3,9 6,3 2,1 3,8 5,6 4,2 5,6 4,5 5,1 4,9	62/40 58/43 63/42 57/38 58/45 61/30 56/32 57/39 55/39 54/40 52/37 52/35

1. Рассчитываем среднесуточную базовую добычу нефти до обработки за 3 месяца:

q_баз. = 9,2 т/сут.

2. Рассчитываем накопленную добычу нефти за 12 месяцев после обработки:

Q_нак ⁰ = 4523,6 т.

3. Рассчитаем время работы в сутках скважины после обработки:

t = 324 сут.

4. Рассчитаем базовую добычу нефти скважины, если бы не было обработки за расчётный период:

Q_баз. = q_баз. * t = 2980,8 т.

5. Найдём количество дополнительно добытой нефти от обработки скважины:

Q = Q_нак. ⁰- Q_баз. = 1542,8 т (3.28)

Вывод: Оценка дополнительно добытой нефти в результате обработки растворителем Нефрас - соляной кислоты составляет 1542,8 т.

Размещено на Allbest.ru

...