Скачать: diplom.zip [3,76 Mb] (cкачиваний: 246)

3Технологическая часть

3.1 Кислотные методы повышения нефтеотдачи пластов на Бавлинском месторождении

3.1.1 Основные причины снижения фильтрационных способностей коллекторов

Повышение производительности скважин является неотъемлемой частью процесса разработки нефтяного месторождения. Многочисленными исследованиями доказано существенное отличие фактической проницаемости призабойной зоны, оказывающей основное влияние на дебит нефтяных и приемистости нагнетательных скважин, от естественной [5]. К призабойной прискважинной зоне обычно относят область пласта, в которой происходят наибольшие изменения коллекторских свойств в процессе строительства и эксплуатации скважины. Снижение природной емкостно-фильтрационной характеристики призабойной зоны пласта (ПЗП) в основном обусловлено следующими причинами:

а) частичная или полная кальматация поровых каналов глинистым раствором или его фильтром.

При первичном вскрытии в процессе бурения в пласт проникают глинистые частицы, которые коагулируя, значительно сужают просвет поровых каналов или мелких трещин. Попавший в ПЗП фильтрат бурового раствора (а это в основном глинистый раствор) оказывает блокирующее действие, связанное с капиллярными явлениями, удерживающими его в низкопроницаемых зонах и резко снижающими фазовую проницаемость для нефти. Кроме того, проникновение фильтрата вызывает набухание глинистых компонентов коллектора.

б) засорение призабойной зоны пласта при ремонтных работах в процессе эксплуатации скважин.

При подземных ремонтах в принципе происходят те же процессы, что и первичном вскрытии пласта, но степень отрицательного влияния их зависит от соотношения гидростатического давления столба промывочной жидкости и пластового давления. Закупорка поровых каналов может происходить и за счет образования нерастворимых осадков при взаимодействии промывочной жидкости с пластовыми флюидами.

в) выпадение в призабойной зоне пласта и адсорбция асфальтосмолистых и парафинистых частиц на поверхности поровых и перфорационных каналов из-за изменения термических условий в процессе эксплуатации.

г) наличие капиллярно - удержанной пленочной нефти и физико- химические превращения пластовых жидкостей внутри системы нефть - газ - вода - порода.

В нагнетательных скважинах, кроме перечисленных, отрицательное влияние на приемистость оказывают также факторы:

- кольматация поровых и перфорационных каналов механическими примесями, нефтепродуктами, сульфидами железа, продуктами коррозии и взаимодействия ингибиторов, присутствующих в больших количествах в закачиваемой сточной воде;

- набухание глинистых составляющих при использовании для целей ППД пресной воды.

На проницаемость ПЗП могут влиять и другие факторы, однако рассмотренные играют преобладающую роль. В результате отрицательного влияния вышеперечисленных факторов из разработки могут быть выключены пропластки и зоны, наиболее чувствительные к изменениям в ПЗП, что в конечном итоге приводит к снижению степени нефтеизвлечения. Поэтому практически все методы, направленные на сохранение или восстановление емкостно - фильтрационных свойств призабойной зоны пласта необходимо рассматривать как прямые методы повышения нефтеизвлечения пластов.

3.2.1 Анализ эффективности кислотных методов увеличения нефтеотдачи карбонатных коллекторов месторождении НГДУ «Бавлынефть»

В Татарии запасы нефти в карбонатных залежах составляют значительную долю, а добыча нефти из этих объектов равна 4 – 6 % от общей добычи.

Низкая выработка запасов нефти из карбонатных коллекторов (коэффициент нефтеизвлечения в среднем составляет 0,1 - 0,15) объясняется, прежде всего их сложным геологическим строением, наличием закрытой пористости и кавернозности, геологической микро- и макро неоднородности основных параметров. В связи с этим нефтяные залежи в карбонатных отложениях правомерно относят к категории сложно построенных объектов, а запасы нефти в них к трудноизвлекаемым. Отложения турнейского яруса развиты в пределах всего Бавлинского месторождения.

В НГДУ «Бавлынефть» всегда большое внимание уделялось внедрению различных методов ОПЗ скважин с карбонатными коллекторами – создание искусственных каверн накопителей нефти (ИКНН), направленная солянокислотная обработка (НСКО), глубокая солянокислотная обработка (ГСКО), термохимическая обработка (ТХО).

При опробовании скважин, вскрывшие карбонатные коллекторы, установлено, что без солянокислотной обработки их дебиты обычно не превышают 1 т/с, т. е. эксплуатация этих объектов без обработки призабойных зон нерентабельна. Повышение эффективности разработки карбонатных пластов-коллекторов, содержащих значительный объем запасов нефти, имеет большое научно-практическое значение.

До 1977 г при разработке залежей нефти в карбонатных коллекторах применялись ТХО и солянокислотные обработки (СКО). Эффективность их была сравнительно низкой (прирост дебита на 50%).

Термохимический метод воздействия основан на использовании нагретой за счет химической реакции соляной кислоты с магнием. Растворяющая способность кислоты при этом значительно повышается. В60-х годах соляную кислоту прокачивали через специальный контейнер, наполненной магниевой струж­кой, который спускали на НКТ в интервал продуктивного пласта. Смесью магния с кварцевым песком заполняли ствол скважины против продуктивного пласта и через нее прокачи­вали соляную кислоту. Однако в процессе ОПЗ часто происхо­дило «спекание» магния с песком, что значительно осложняло заключительные работы.

С появлением гранулированного магния технология упро­стилась. В пласт одновременно закачивали ки­слоту и гранулированный магний, т. е. химическая реакция и нагревание кислоты происходило непосредственно в призабойной зоне — внутрипластовая термохимическая обработка (ВПТХО).

Несмотря на широкое применение (89 обработок) эффектив­ность термохимического метода составляет всего 47%.

При СКО воздействию подвергаются вначале крупные поровые каналы и трещины, по которым активная кислота, закачиваемая под давлением и с большой скоростью, проникает в карбонатный коллектор, увеличивая общую трещинную проницаемость на значительные расстояния от забоя скважин. В зоне воздействия кислоты проницаемость трещин резко возрастает. Однако неравномерная трещиноватость коллектора при таких обработках способствует ещё большему повышению степени его неоднородности и обуславливает ускорение темпов обводнения. Следовательно, солянокислотная обработка под давлением усугубляет неоднородность пласта - это главная геологическая причина, с которой связана трудность разработки этих залежей.

С 1980 г. в НГДУ «Бавлынефть» получил распространение еще один новый метод воздействия на карбонатные коллектора — направленная солянокислотная обработка, раз­работанный в ТатНИПИнефти. Сущность его технологии заключается во временном блокировании наиболее проницаемых каналов и последующем солянокислотном воздействии на низ­копроницаемые прослои. В качестве материала для блокирова­ния используются гидрофобно-эмульсионные растворы (ГЭР). Из-за несоразмерности глобул водной фазы эмульсии и пор коллектора эмульсионный раствор фильтруется лишь в трещины или прослои с повышенной проницаемостью и не поступает в низкопроницаемые зоны коллектора, в связи с чем доступ в них кислоты, закачиваемой следом, остается свободным.

По истечении определенного времени эмульсия разрушается с разделением на углеводородную и водную фазы, после чего при­ток нефти в скважину осуществляется как из низкопроницаемых зон пласта, так и из трещин.

С 1981 г. направленная солянокислотная обработка (НСКО) проведена на 73 скважинах в различных геолого-технических условиях, результаты проведения по семи скважинам Бавлинского месторождения представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1

Результаты воздействия направленной солянокислотной обработки призабойной зоны пласта

Эффективность этого метода зависит от степени неоднородности пла­ста и наличия естественной трещиноватости. Чем неоднород­нее пласт, тем выше эффективность. Специально проведенные исследования глубинным дебитомером через межтрубное про­странство до и после ОПЗ показали, что НСКО значительно уве­личивает работающую толщину пласта за счет подключения в разработку низкопродуктивных прослоев. Примене­ние НСКО в скважинах, где ранее созданы ИКНН также дает положительные результаты, но для этого требуется повышен­ный расход используемых реагентов.

Для подключения в активную разработку слабопроницаемых зон, удаленных от призабойной зоны пласта, в последнее время в ТатНИПИнефти разработана технология глубокой солянокислотной обработки (ГСКО). Технологией решается доставка со­ляной кислоты в активном состоянии за пределы призабойной зоны.

По состоянию на 1.01.94 г. в НГДУ проведено 29 ГСКО. Ре­зультаты проведения ОПЗ по семи скважинам Бавлинского месторождения показаны в таблице 3.2. Как видно из таблицы дополнительная добыча оказалась значительно ниже ИКНН и НСКО.

Таблица 3.2

Результаты глубокой солянокислотной обработки призабойной зоны пласта

Наиболее эффективным и широко применяемым методом в 1977-1995 г.г. являлось создание каверн-накопителей нефти (метод профессора К.Б. Аширова). Отличием этого метода от СКО является многократные (4-7 раз) обработки со все возрастающими (на 15-20%) объёмами соляной кислоты, которая закачивается без давления (кислотная ванна). Это способствует увеличению диаметра, степени совершенства призабойной зоны и приведённого радиуса скважин. В результате ОПЗ увеличивается дебит скважин. Всего было проведено 129 операций по созданию ИКНН, прирост дебита на одну скважину 1,5 т/сут., средняя продолжительность эффекта 485 сут. Но в последние годы эффективность создания ИКНН снижает­ся. Годовая добыча нефти на 1 скважину уменьшилась до 400 т. Причина снижения эффективности связана: с истощением запасов на некоторых участках, разрабаты­ваемых длительное время, с нарушением технологии в условиях острого дефицита спецтехники, с отсутствием обоснованных критериев подбора скважин. Результаты воздействия каверн-накопителей на призабойную зону пласта по семи скважинам Бавлинского месторождения приведены в таблице 3.3.

Таблица 3.3

Результаты воздействия каверн-накопителей на призабойную зону пласта

При обработках же скважин с перфорированной толщиной менее 6 м эффективность резко падает. Поэтому при выборе интервала перфорации следует учитывать этот фактор. Стремление как можно выше от ВНК расположить нижние перфорационные отверстия приводит к потерям нефти. Опыт показывает, что в условиях, например Бавлинского месторождения расстояние нижних отверстий перфорации от ВНК оказывает в большинстве случаев незначительное влияние на обводненность продукции. Но обвод­ненность продукции, несомненно отрицательно сказывается на эффективности обработки ПЗП.

Несмотря на высокую эффективность, метод ИКНН имеет несколько существенных недостатков:

отсутствие надёжного способа извлечения кольматантов – продуктов реакции после каждого цикла. При простой промывке продукты реакции частично задавливаются в пласт. Компрессирование частично решает проблему, но технология значительно удорожается. Лучшие результаты даёт метод свабирования, однако не полностью прореагировавшая кислота быстро выводит из строя дорогостоящий кабель-трос, значительно удлиняется процесс ОПЗ;

недостаточный контакт соляной кислоты с породой вследствие отложения на поверхности порового пространства различного рода органических осадков (например, АСПО), выделяющих из состава нефти в процессе эксплуатации скважины.

Для повышения эффективности обработки призабойной зоны пласта и исключения недостатков способа образования каверн-накопителей творческой группой специалистов предложена комплексная волновая технология воздействия на карбонатные и терригенные коллектора. Она позволяет не только сохранить все преимущества метода создания каверн-накопителей, но и значительно повысить их эффективность за счет очищения каналов от АСПО, дополнительного волнового воздействия, что приводит к увеличению скорости и степени растворения карбонатов (создание виброволновых полей) и эффективного принудительного выноса продуктов реакции из призабойной зоны пласта после каждого цикла солянокислотной обработки.

С 1996 года в НГДУ «Бавлынефть» проводятся опытно-промышленные испытания комплексного кислотно-имплозионного воздействия (КИВ) на призабойную зону пласта

Продолжительность эффекта данного воздействия в среднем по скважинам составляет 593 суток, эффект по многим из них продолжается (рисунок 3.1).

Технология кислотно-имплозионного воздействия разработана для восстановления или увеличения продуктивности скважин на месторождениях, относящихся к категории низкопродуктивных, содержащих низкопроницаемые и неоднородные пласты и коллекторы, в том числе с высоковязкой нефтью.

Кислотно-имплозионное воздействие позволяет более эффективно очищать призабойную зону пласта, как по толщине, так и по простиранию.

В результате увеличивается продуктивность скважины (дебит, приемистость), снижается обводненность, подключаются невыработанные пропластки.

Технология может применяться, как в скважинах, вышедших из бурения, так и в скважинах, где уже применялись все виды существующих солянокислотных обработок, а также позволяет производить кислотную обработку карбонатных коллекторов в призабойной зоне пласта при высокой неоднородности его по толщине, при вязкости нефти от 1 до 200 мПа/с, пластовым давлением не ниже 0,7 МПа с, и обводненностью не более 50 %.

Технология не требует изменения применяемой системы разработки.

Дополнительная добыча некоторых скважин, от проведения обработки ПЗП методом КИВ показана в таблице 3.4, а общее сравнение методов по воздействию на карбонатные коллектора представлена в таблице 3.5.

Таблица 3.4

Результаты кислотно-имплозионного воздействия на призабойную зону пласта

Таблица 3.5

Эффективность методов ОПЗ в карбонатных коллекторах Бавлинского месторождения

Из анализа полученных данных по таблице 3.5 видно, что наиболее эффективным методом воздействия на карбонатные коллектора Бавлинского месторождения является метод кислотно-имплозионного воздействия (КИВ). Число успешных скважино-операции достигло 72,2%, средний прирост нефти на одну скважину составил 1,63 т/сут, что привело к 37556 тоннам дополнительной добычи нефти с начала внедрения этого метода ПЗП (рисунок 3.2).

Далее более подробно рассмотрим анализ эффективности, технологию проведения метода КИВ и выберем скважины для обработки ПЗП этим методом.

3.1.3 Сущность кислотно-имплозионного воздействия на призабойную зону пласта.

Сущность кислотно-имплозионного метода заключается в следующем. В зону продуктивного пласта на колонне НКТ спускается корпус кислотно-имплозионного устройства (два цилиндра штангового насоса соединенных между собой втулкой), затем закачивается обрабатывающий состав, 20-30% состава продавливается в пласт, на штангах спускаются 2-3 соединенных между собой плунжера и начинается работа насоса, осуществляемая с помощью подъемного агрегата. В связи с тем, что насос не имеет всасывающего клапана, при ходе вверх, под плунжером, создается разряжение, а при проходе бокового отверстия в цилиндр, в разряженное пространство, мгновенно врывается обрабатывающий состав. При этом возникает многофакторное физическое явление – гидроудар и локальная депрессия, которые в свою очередь создают кратковременное состояние имплозии и волновой импульс с широкой гаммой частот и амплитуд. Многократное повторение движений плунжера создает и многократное ударно-депрессионно-волновое воздействие, которое распространяется на породу пласта и продукты, находящиеся в поровом пространстве пласта. Многократные гидроудары, возникающие при каждом движении плунжера вверх, способствуют появлению микротрещин в ПЗП, а следовательно повышается проницаемость этой зоны. Многократные импульсы депрессии способствуют перемещению загрязнений из пласта в ствол скважины, после чего они втягиваются в цилиндр насоса, а затем через плунжер поступают в колонну НКТ и поднимаются на поверхность.

Предложенная технология воздействия на призабойную зону пласта, основана на использовании энергии пласта, проявляющихся при искусственном нарушении гидродинамического равновесия системы «скважина – прискважинная зона – пласт». Путем создания упругих волн. При этом в поровом объеме коллекторов ПЗП возникают попеременно изменяющиеся градиенты гидродинамических давлений, т.е. возникают силы сдвига, направленные из пласта в скважину, что приводит к расформированию сложной многокомпонентной смеси поровых флюидов и зоны кольматации, а также и другие изменения в самой породе.

В результате всех обработок призабойной зоны скважин методом КИВ дебиты нефти растут. Средний прирост дебита на одну скважину составляет

1,63 т/сут.

Продолжительность эффекта по скважинам, обработанным с 1996 года составляет 593 суток, эффект по многим из них продолжается.

Имеющиеся данные промысловых исследований позволяют отнести этот метод к физико-химическим методам повышения нефтеотдачи пласта. Это положение обосновывается увеличением работающих толщин пласта (обычно в 2 раза), ростом пластовых давлений на 1 - 2 МПа (даже при применении на залежах, работающих на естественном режиме), увеличением коэффициентов продуктивности и приведённого радиуса скважин. Это свидетельствует о подключении в эксплуатацию ранее не работавших участков, т.е. о повышении охвата залежи воздействием.

3.1.4 Анализ эффективности кислотно-имплозионного воздействия на ПЗП в НГДУ «Бавлынефть»

Бавлинские верхнетурнейские карбонаты характеризуются низкими коллекторскими свойствами по сравнению с месторождениями, расположенными западнее. Коллекторская характеристика отложений определялась как по керну так и по результатам геофизических исследований.

В результате анализа опробования скважин, вскрывших карбонатные коллекторы, установлено, что без соляно-кислотных обработок их дебиты обычно не превышают 0,5 т/с, т.е. эксплуатация этих объектов без обработки призабойных зон нерентабельна.

Опытно-промышленные испытания комплексного кислотно-имплозионного воздействия (КИВ) на призабойную зону пласта в НГДУ «Бавлынефть» проводятся с 1996 года. Обработки проводились по скважинам, находящихся в эксплуатации от 1 до 25 лет. На некоторых из них в процессе эксплуатации применялись разнообразные методы ОПЗ. Описанная технология внедрена на

131 скважине НГДУ «Бавлынефть» и ЗАО «Алойл».

Для примера рассмотрим эффективность проведения КИВ на скважинах № 3057 и №3061.

Скважина № 3057 введена в эксплуатацию на верхнетурнейский подъярус в феврале 1993 года с дебитом жидкости 2 м³/сут., нефти 1,6 т/сут., обводненностью 12,8 %, пористостью 12,1%. Через 2 года дебит жидкости снизился до 1 м³/сут, нефти 0,8 т/сут. В августе 1997 года на скважине произвели кислотно-имплозионное воздействие. Закачали 14 тонн соляной кислоты в 4 цикла с последующей работой вакуумным насосом. Дебиты жидкости и нефти увеличились соответственно до 5,5 м³/сут и 4,6 т/сут.

Несколько иная технология предлагается при обработке призабойной зоны пласта горизонтальных скважин.

Горизонтальная часть ствола условно делится на несколько зон и по технологии последовательно обрабатывается каждый участок, от цикла к циклу объем кислоты увеличивается по мере создания каверн и создания упругих колебаний по длине участка воздействия. Вынос отработавшей кислоты контролируется отбором проб на устье. Общее число циклов достигает 6 – 8, расход соляной кислоты до 35 м3.

Скважина № 3061 пробурена в 1992году, горизонтальный ствол имеет длину 265 м, обводненность 19%, пористость по участкам изменяется в пределах 6,2 - 11,1 %, нефтенасыщенность – 45 - 78 %. После окончания бурения горизонтальный ствол находился под воздействием глинистого раствора в течение 3-х лет, т.к. буровики проводили ремонтно-изоляционные работы по ликвидации заколонных перетоков выше 752 м. В процессе освоения была проведена СКО в щадящем режиме с предварительной промывкой 2 % раствором ТПФН, в результате которой удалось получить приток нефти дебитом 2 т/сут. В мае 1995 г с таким дебитом скважина вступила в эксплуатацию и работала в этом режиме до 1997 года. Комплексная технология была проведена в 6 циклов, общий расход кислоты составил 35 м³, дебит нефти возрос с 1,6 до 10,9 т/сут.

Перспективным представляется и применение технологии для площадного воздействия на карбонатные коллектора, в отличие от обработки единичных скважин, в этом случае увеличивается охват воздействия не только по толщине, но и по площади.

3.2 Проектирование КИВ на Бавлинском месторождении

3.2.1 Условия выбора скважин

Технология разработана для терригенных и карбонатных коллекторов нефтяных месторождений РТ в скважинах с не корродированными обсадными колоннами при отсутствии заколонных перетоков между нижними продуктивными пластами и верхними питьевыми горизонтами.

Из анализа промысловых данных наибольший эффект данного метода возникает на скважинах со следующими характеристиками. Расстояние между нижними отверстиями перфо­рации и водоносным пропластком должно быть не менее 3 м, интервалы перфорации должны быть свободны от осадков и инородных объектов. Расстояние от обрабатываемого пласта до водоносного горизонта должна быть не менее двух метров. Расстояние от подошвы обрабатываемого пласта до забоя скважины должно быть не менее пяти метров. Пластовое давление не должно быть ниже 0,7МПа от гидростатического и обводненностью не более 50%. Ограничения по проницаемости пласта нет. Эксплуатационную колонну опрессовывают при давлении, превышающем ожидаемое рабочее давление. Внутренний диаметр эксплуатационной колонны не менее 90 мм. Цементное кольцо за эксплуатационной колонной должно быть поднято выше "башмака" кондуктора.

Конструкция скважины должна исключать перетоки ме­жду нижними продуктивными и верхними питьевыми горизонтами . Не допускается наличие заколонных перетоков. Запрещается проводить работы в скважинах, где проводились работы по герметизации эксплуатационной колонны или долговременное (в одной точке) фрезе­рование торцевой фрезой. Контроль при выполнении обработки осуществляется стандартными метрологическими средствами. Наземное и скважинное оборудование, трубопроводы должны быть готовы к запуску скважины сразу после проведения работ. Геолого-физические параметры пласта для успешного проведения КИВ приведены в таблице 3.6.

Таблица 3.6

Геолого-физические параметры пласта для применения кислотно-имплозионного воздействия

Данным условиям для достижения увеличения нефтеотдачи методом кислотно-имплозионного воздействия соответствуют требованиям скважины №2733, 2735, 412. Данные приведены в таблице 3.7.

Таблица 3.7

Геолого-физические параметры скважин 2733, 2735, 412

3.2.2 Технологические средства, материалы и химреагенты, необходимые для выполнения технологического процесса

Для проведения КИВ используют подъемные установки, применяемые при ремонте скважин (А-50У, Азинмаш-37А, АР-32, УПИ-60А и др.); насосный агрегат ЦА-320 (ТУ 26-02-30-75) или подобные другие; автоцистерна АЦ-10 (ТУ 26-13-32-77), АНК-50, СИН 37; насосно-компрессорные трубы (ГОСТ 633-80); штанги насосные (ГОСТ 1054-74М, ГОСТ 633-80); штанговые глубинные насосы (ОСТ 26-16-06-86) диаметром 44 или 56 мм; емкость металлическую объемом 15 - 20 м³; нефть товарную в объеме скважины; дистиллят (широкая фракция легких углеводородов, получаемая на установках подготовки нефти) 4 - 5 м³; универсальное моющее средство МЛ-81Б ТУ 2481-007-48482528-99; соляную кислоту 24 % концентрации (ТУ 2458-264-05765670-99).

НКТ и муфты к ним изготавливают двух типов: с гладкими и высаженными наружу концами, на которых нарезают наружную резьбу, а на один конец навинчивают соединительную муфту.

Подъемные установки Азинмаш-37А и Азинмаш-37А1 предназначены для спускоподъемных операций с укладкой труб и штанг на мостки.

Техническая характеристика Азинмаш-37А (Азинмаш-37А1).

Лебедка

Скорость подъема крюка при намотке второго ряда каната на барабан, м/с:

1 передача 0,34 (0,48)

2 передача 0,70 (0,99)

3 передача 1,45 (1,58)

задний ход 0,92 (1,45)

Грузоподъемность, т:

1 передача 32 (32)

2 передача 15,1 (15,7)

3 передача 7,5 (9,8)

задний ход -- (--)

Размер бочки барабана (диаметр х длина), мм 420 х 800 (420 х 750)

Емкость барабана, м:

при намотке каната диаметром 15 мм 2000 (2000)

при намотке каната диаметром 13 мм 2300 (2300)

Тормозной шкив:

количество 1 (1)

диаметр, мм 1000 (1000)

Тормозные ленты:

количество 2 (1)

ширина колодок, мм 120 (230)

Вышка

Высота от земли до оси кронблока, м 18 (18)

Наибольшая длина поднимаемой трубы, м 12,5 (12,5)

Расстояние от оси опорных домкратов до оси скважины, м 1,2 (1,2)

Оснастка талевой системы 3х2 (четырехструнная)

Диаметр, мм:

канатного шкива (по дну желоба) 580 (580)

каната 22 (22)

Привод установки

Тяговый двигатель-дизель автомобиля ЯМЗ-238М (ЯМЗ-238Л)

Мощность (при n=35 1/с), кВт 176 (220)

Электрооборудование

Напряжение, В 24 (24)

Питание От генератора автомобиля

через аккумуляторную батарею

Габаритные размеры установки ( в транспортном

положении), мм 10050х2750х4300

(10320х2750х4300)

Масса установки (полная), кг 19600 (21135)

Комплект поставки.

Подъемная установка в сборе. Автомат типа АПР с гидроприводом для свинчивания и развинчивания НКТ. Механический ключ КШЭ с электроприводом для свинчивания и развинчивания насосных штанг. Запасные части и инструменты к установке и автомобилю.

Кислотовоз СИН 37 предназначен для транспортировки, временного хранения и перекачки растворов кислот. Внутренняя поверхность емкости покрыта углестеклопластиком, что позволяет транспортировать смеси кислот, в том числе и плавиковой. В емкости установлен электронный датчик уровня жидкости с выводом показаний в кабину водителя. Срок службы покрытия емкости не менее 5 лет.

Технические характеристики СИН 37.01 (СИН 37.02)

Монтажная база «КрАЗ-65101» («Урал-4320»)

Объем емкости, м3 9 (7,5)

Транспортируемые жидкости растворы кислот (соляной,

плавиковой, уксусной)

Насос (устанавливается по желанию заказчика):

тип центробежный, химостойкий

марка КМХ 65-40-20

подача, м3/час 14,6…34,0

давление, МПа 0,5

Полная масса, кг 21400 (20000)

Габаритные размеры, мм 10075х2500х3100 (9100х2500х3200)

3.2.3 Технология кислотно-имплозионного воздействия на призабойную зону карбонатного продуктивного пласта

В нефтяных регионах там, где не решены проблемы качественного первичного вскрытия пластов, а также глушения скважин с целью проведения подземного ремонта скважин; там, где в нагнетательные скважины закачивается не фильтрованная вода, всегда существует проблема восстановления проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта (ПЗП). Кроме загрязнений привносимых в результате производственной деятельности при строительстве и эксплуатации скважин в ПЗП постепенно накапливаются продукты асфальто-смолистого происхождения, выделяющиеся из нефти при переходе из области пластового давления в область забойного. Таким образом, снижение фильтрационно-емкостной характеристики ПЗП – явление многофакторное, а поэтому и решение проблемы восстановления и улучшения фильтрационных свойств ПЗП должно решаться технологиями комплексного воздействия на пласт.

Данный вариант технологии предназначен для обработки карбонатных пластов и представляет собой комплекс способов обработки призабойной зоны пласта, включающий одновременное воздействие соляной кислотой, гидроударом, волновое в широком диапазоне частот и многократное имплозионное воздействие.

Схема проведения кислотно-имплозионного воздействия приведена на рисунке 3.2.

Данный вариант технологии заменяет широко известную технологию каверн-накопителей и превосходит ее по технологическим и экономическим показателям, одновременное многократное воздействие на ПЗП в интенсивном динамическом режиме обеспечивает эффективную очистку пласта и улучшает фильтрационную характеристику призабойной зоны.

Устройство для проведения кислотно-имплозионного воздействия представляет собой цилиндрическую плунжерную пару. Его можно изготовить на базе скважинных насосов НСН-56, 43, 38 и 32. Цилиндры двух насосов соединяют патрубком. В корпусе патрубка прорезаются два диаметрально противоположных прямоугольных окна. Вместо всасывающего клапана устанавливается заглушка (рисунок 3.3). В зависимости от длины хода собирают удлиненный плунжер. Например, нужно собрать удлиненный плунжер, состоящий из трех плунжеров стандартной длины (1400 мм) одинакового типоразмера. У одного из них отворачивают и удлиняют нижний нагнетательный клапан, у другого – верхний, а у третьего – оба клапана. Затем все три плунжера соединяют в один при помощи двух переводников. Удлиненный плунжер имеет два нагнетательных клапана. Собранное имплозионное устройство спускается в НКТ обычным способом на необходимую глубину по возможности в зону перфорации.