Глава 9 Обработка скважины

В процессе подготовительных работ скважина промыта и заполнена нефтью.

1. Нижний интервал продуктивного пласта изолируют закачкой бланкета — концентрированного раствора хлористого кальция. Трубы опускают до забоя и при небольшой подаче насоса Азинмаш-ЗОА закачивают раствор СаС1₂ плотностью 1200 кг/м³.

Объем закачиваемого бланкета составляет

V_бл = 0,785D²h ' = 0,785*0,22² *10 = 0,38м³.

Для получения 1 м³ раствора СаС1₂ плотностью 1200 кг/м³ требуется 540 кг СаС1₂ и 0,660 м³ воды. Для изоляции нижнего интервала необходимо 540*0,38 = 205 кг СаС1₂ и 0,660*0,38 = 0,25 м³ воды. Транспортировка бланкета осуществляется про-давкой нефтью в объеме выкидной линии длиной 20 м с внутренним диаметром d_B = 0,05 м и насосно-компрессорных труб длиной 1600 м.

Объем выкидной линии V_B = 0,785 d_B² *20 = 0,04 м³.

Объем 1м НКТ

V'_HKT = 0,785d²*1 - 0,0030175 м³/м. Объем нефти для продавки бланкета V = V^/_в + V_HKTL = 0,04 + 0,0030175-1600 = 4,868 м³.

2. Трубы приподнимают, устанавливая башмак на глубине 1590 м, размещают и обвязывают оборудование.

3. Закачивают кислотный раствор в объеме выкидной линии, насосно-компрессорных труб и ствола скважины от башмака НКТ до кровли пласта

V^/_к = V_b + V^/_НКТ (L -h') + 0,785 (D² - d²₁) (h - h') = 0,04 +

+ 0,0030175(1600— 10) + 0,785 (0,22² — 0,073²) (27 — 10) =5,413 м³,

где d₁ — наружный диаметр НКТ.

4. Закрывают задвижку на затрубном пространстве и насосом агрегата закачивают остальной кислотный раствор

V"_K= W_p — V_K = 17— 5,413= 11,587 м³.

5. Для задавливания кислоты в пласт закачивают нефть (нагрузку V_н) в объеме выкидной линии, насосно-компрессорных труб и ствола скважины от подошвы НКТ до кровли пласта

V_H = V'_K = 5,413 м³.

6. Затем закрывают задвижку на выкидной линии. Буферное давление падает. Продолжительность реагирования кислоты 1,5—2 ч.

7. Приток вызывают свабированием или с помощью компрессора, производится отработка скважины и очистка призабойной зоны от продуктов реакции.[3]

Заключение

Kислотная обработка скважин заключается в заливке или закачке в скважину и продавливании в приствольную зону водоносного или нефтеносного пласта жидкостью или воздухом под давлением (допускаемым прочностью обсадной колонны скважины) ингибированных кислотосодержащих растворов на основе соляной, фтористоводородной, уксусной и сульфаминовой к-т или их смесей. Пласты, сложенные карбонатными породами, обрабатывают водным раствором 12-15%-ной соляной к-ты c добавками 3-5% уксусной к-ты, 0,1-0,5% поверхностно-активных веществ или 15-20%-ным водным раствором сульфаминовой к-ты. Обработка песчано-глинистых пластов проводится тем же солянокислым раствором c добавкой 2-3% фтористоводородной к-ты.

Ha время взаимодействия кислотного раствора c породой скважину герметизируют клапанной задвижкой в устьях, пакером или одинарным тампоном в призабойном интервале. Время реагирования кислотного раствора при обработке карбонатных пластов 2-3 ч, песчано-глинистых - 24 ч. Объём кислотного раствора на 1 м толщины обрабатываемого нефтеносного пласта 0,5-2,5 м3 и зависит от радиуса обработки приствольной зоны скважины и проницаемости пласта, в слабопроницаемых пластах - 0,5-1,0 м3, в сильнопроницаемых пластах - 1,0-2,5 м3. Если осадки на стенке скважины содержат не только минеральные, но и органич. вещества, то после промывки её соляной к-той фильтр повторно обрабатывается в течение 12-18 ч органич. растворителями (керосин, дизельное топливо), после чего проводится контрольная откачка пластовой жидкости.

Список использованной литературы

1. Справочная книга по добыче нефти. Под ред. Ш.К. Гиматудинова.-М. Недра, 1974.-700с.

2. Н.А. Сидоров. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М. Недра,1982.-376с.

3. В.И.Щуров Технология и техника добычи нефти.-М.Недра,1983.-511с.

4. И.Д. Амелин, Р.С. Андриасов и др. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений. М. Недра,1978-356 с.

23