ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ.html

Работа добавлена на сайт samzan.net:

PAGE 14

ГЛАВА 1 ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ ПО ГЕОЛОГИИ И РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ. . . . 3

ГЛАВА 2 НАЗНАЧЕНИЕ И КЛАССИФИКАЦИЯ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ. . . . . . . . . 8

ГЛАВА 3 МЕХАНИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН. . . . . . . . . 15

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТОВ (ГРП). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

НАЗНАЧЕНИЕ И УСЛОВИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГРП. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

МАТЕРИАЛЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИ ГРП. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

ТЕХНИКА, ПРИМЕНЯЕМАЯ ПРИ ГРП. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ГРП. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24

ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГРП. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .27

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОВЕДЕНИЯ ГРП. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

ГИДРОПЕСКОСТРУЙНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ СКВАЖИН (ГПП). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

НАЗНАЧЕНИЕ И УСЛОВИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГПП. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

МАТЕРИАЛЫ, ОБОРУДОВАНИЕ И ТЕХНИКА ПРИ ГПП. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

ТЕХНОЛОГИЯ И ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОВЕДЕНИЯ ГПП. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38

ТОРПЕДИРОВАНИЕ СКВАЖИН. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

НАЗНАЧЕНИЕ И УСЛОВИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ТОРПЕДИРОВАНИЯ СКВАЖИН. . . . . . . . . . . . 41

ТОРПЕДИРОВАНИЕ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТОВ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

ТОРПЕДИРОВАНИЕ ДЛЯ ОЧИСТКИ ПЕРФОРАЦИОННЫХ ОТВЕРСТИЙ (ИЛИ ОТВЕРСТИЙ ФИЛЬТРАТА). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ТОРПЕДИРОВАНИЯ СКВАЖИН. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

ГЛАВА 4 ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН. . . . . . . . 44

КИСЛОТНЫЕ ОБРАБОТКИ НАЗНАЧЕНИЕ И УСЛОВИЯ ПРОВЕДЕНИЯ КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .44

типы кислот и их свойства. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46

ТИПЫ ИНГИБИТОРОВ И ИХ СВОЙСТВА. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48

ТЕХНИКА И ОБОРУДОВАНИЕ ПРИ КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТКАХ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 ВИДЫ КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59

ТЕРМОКИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70

ТЕРМРГАЗОХИМИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .74

ПЕНОКИСЛОТНЫЕ ОБРАБОТКИ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76

ЭФФЕКТИВНОСТЬ КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89 ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .92

ПРИМЕНЕНИЕ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ. . . . . . . . . . . . . . . . . .95

ТИПЫ ПРИМЕНЯЕМЫХ ПАВ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 96

ТЕХНОЛОГИЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТОВ. . . . . . . . . . . . . . . 98

ГЛАВА 5 ФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН. . . . . 100

ТЕПЛОВЫЕ ОБРАБОТКИ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .100

ОБРАБОТКА ПЗП ГОРЯЧЕЙ НЕФТЬЮ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101

ОБРАБОТКА ПЗС ПАРОМ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102

ОБРАБОТКА ПЗП ЭЛЕКТРОНАГРЕВАТЕЛЯМИ. . . . . . . . . . . . . . . . . . 108

ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ЦИКЛИЧЕСКОГО ЭЛЕКТРОПРОГРЕВА. . . . . . . . . . . . 111

СТАЦИОНАРНЫЙ ЭЛЕКТРОПРОГРЕВ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 114

ТЕРМОАКУСТИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 116

ВЫСОКОЧАСТОТНОЕ ЭЛЕКТРОМАГНИТНО-АКУСТИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ. . . . . . . 120

ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .122

ВИБРАЦИОННАЯ ОБРАБОТКА. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 123

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ВИБРАЦИОННОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ. . . . . . . . . . . . . . . . 124

ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ВИБРАЦИОННОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ. . . . . . . . . . . . . .129

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВИБРАЦИОННОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ И ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ. . . . 132

ГЛАВА 6 ДОСТРЕЛ И ПЕРЕСТРЕЛ ПЛАСТОВ. ПРИОБЩЕНИЕ ПЛАСТОВ. . . . . . . . . 133

ДОСТРЕЛ И ПЕРЕСТРЕЛ ПЛАСТОВ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 133

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 133

ТЕХНИКА И ОБОРУДОВАНИЕ ПРИ ДОСТРЕЛЕ И ПЕРЕСТРЕЛЕ ПЛАСТОВ. . . . . . . . 135

ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ДОСТРЕЛА И ПЕРЕСТРЕЛА ПЛАСТОВ. . . . . . . . . 147

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ДОСТРЕЛА И ПЕРЕСТРЕЛА ПЛАСТОВ. . . . . . . . . . . . . 148

ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 149

ПРИОБЩЕНИЕ ПЛАСТОВ. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ. . . . . . . . . . . . . . . .151

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИОБЩЕНИЯ ПЛАСТОВ. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ. . . . . . . 154

ГЛАВА 7 МЕТОДЫ БОРЬБЫ С ОТЛОЖЕНИЕМ НЕОРГАНИЧЕСКИХ

СОЛЕЙ, АСФАЛЬТО-СМОЛИСТЫХ ВЕЩЕСТВ И ПАРАФИНА

В СКВАЖИНАХ. ОТЛОЖЕНИЯ НЕОРГАНИЧЕСКИХ СОЛЕЙ. . . . . . . . . . .155

ПРИЧИНЫ ОБРАЗОВАНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ НЕОРГАНИЧЕСКИХ СОЛЕЙ. . . . . . . . . 155

СПОСОБЫ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЯ НЕОРГАНИЧЕСКИХ СОЛЕЙ. . . . . . . 160

СПОСОБЫ УДАЛЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ НЕОРГАНИЧЕСКИХ СОЛЕЙ. . . . . . . . . . 175

ЭФФЕКТИВНОСТЬ УДАЛЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ НЕОРГАНИЧЕСКИХ СОЛЕЙ. . . . . . . 178

АСФАЛЬТО-СМОЛИСТЫЕ И ПАРАФИНОВЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ (АСПО). . . . . . . . . . . . 178

МЕТОДЫ БОРЬБЫ С АСПО. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 179

УДАЛЕНИЕ АСПО. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 180

ЭФФЕКТИВНОСТЬ УДАЛЕНИЯ АСПО. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 181

ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 182

ГЛАВА 8 УВЕЛИЧЕНИЕ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН

ПУТЕМ ИЗМЕНЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ НАСОСОВ. . . . . . . . . . . . . . . . 184

УСТАНОВКА СКВАЖИННЫХ ШТАНГОВЫХ НАСОСОВ (УСШН). . . . . . . . . . . . . . 184

ПОДАЧА УСТАНОВКИ ШСН. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 186

РАБОТА НАСОСНЫХ ШТАНГ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 186

ВЫБОР ПАРАМЕТРОВ РАБОТЫ УСШН. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 187

ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМА ЭКСПЛКАТАЦИИ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ УСНШ. . . . .189

ГЛАВА 1

ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ ПО ГЕОЛОГИИ И РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Нефть и газ содержатся в основном в песках, песчаниках, известняках, являющихся хорошими коллекторами для жидкостей и газов.

Коллектором называют горную породу, обладающую способностью вмещать жидкости и газы и пропускать их через себя при наличии перепада давления.

Скопления нефти (газа) в природе встречаются в пластах пористой породы. Такие пласты называют нефтяными (газовыми) пластами или горизонтами.

Пласт представляет собой однородные относительно маломощные отложения, отличающиеся какими-либо признаками, ограниченные более или менее ясно от ниже- и вышележащих отложений и занимающие определенное положение в разрезе.

Выклинивание пласта — постепенное уменьшение мощности пласта \у по площади со сближением кровли и подошвы пласта вплоть до их слияния на границе выклинивания.

Горизонт в промысловой геологии — один значительный по мощности пласт, в основном представленный коллектором, или группа пластов-коллекторов, обычно в той или иной степени гидродинамически связанных.

Прослой — тонкий слой горной породы, имеющий подчиненное значение, заключенный между основными, обычно более мощными слоями иного цвета или иного состава.

Продуктивный горизонт (пласт, прослой) — горизонт (пласт, прослой), полностью или в значительной мере представленный породой-коллектором (песчаником, известняком и т. п.) с промышленным нефтегазонасыщением.

Залежь (углеводородов) — естественное скопление нефти, газа, газоконденсата в ловушке, образованной породой-коллектором под покрышкой из непроницаемых пород.

Нефтяная залежь представляет собой залежь, содержащую только нефть (с некоторым количеством растворенного газа).

Нефтегазовая залежь — двухфазная залежь, в которой газовая часть (газовая шапка) превышает по объему подстилающую нефтяную часть залежи.

Газонефтяной залежью называют двухфазную залежь, содержав нефть и газ, в которой запасы нефти преобладают над запасами

Газовая шапка — газовая часть газонефтяной залежи.

Месторождение (углеводородов)—одна или несколько залежей одной площади, связанные с благоприятной тектонической структуры с ловушками другого типа

Месторождение нефти и газа — месторождение, состоящее нефтяных и газовых залежей.

Объект разработки - один или несколько продуктивных пластов месторождения, выделенные по геолого-техническим условиям и экономическим соображениям для разбуривания и эксплуатации единой системой скважин.

Сетка скважин — характер взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин на эксплуатационном объекте с указанием расстояний между ними.

Под разработкой нефтяного месторождения понимают управление процессом движения жидкостей и газа в пласте к забоям добывающих скважин при помощи размещения скважин, установления их числа и порядка ввода в эксплуатацию, режима их работы и баланса пластовой энергии.

Первая стадия разработки нефтяных месторождений характеризуется увеличением добычи нефти при небольшой обводненности продукции; вторая стадия — высоким уровнем добычи нефти и одновременно нарастанием обводненности добываемой продукции к концу периода; третья стадия— значительным снижением добычи нефти, увеличением обводненности продукции; четвертая (завершающая) стадия — низкими, медленно снижающимися уровнями добычи нефти, высокой обводненностью всех скважин и добываемой продукции.

Гидродинамически совершенной называется скважина, в которой пласт вскрыт на всю мощность и забой открыт» так что жидкость может свободно притекать через всю поверхность её стенок.

Скважина, гидродинамически несовершенная по степени вскрытия,— скважина с открытым забоем, вскрывшая пласт не на полную мощность.

Скважина, гидродинамически несовершенная по характеру вскрытия,— скважина, вскрывшая пласт на всю его мощность, но сообщающаяся с пластом только через отверстия в колонне труб (специальный фильтр или перфорационные отверстия),

Важнейшим свойством любой жидкости, в том числе и нефти, является вязкость, то есть свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении.

Различают динамическую и кинематическую вязкость.

За единицу динамической вязкости (мю) принимают вязкость такой жидкости, при движении которой возникает сила .внутреннего трения в 1 Н (ньютон) на площади 1 м2 между слоями, движущимися на расстоянии 1 м с относительной скоростью 1 м/с.

[μ] = Па-с (паскаль-секунда).

Вязкость пластовых жидкостей, в том числе и нефти, намного ниже 1 Па* с, поэтому в промысловой практике пользуются единицей вязкости, в 1000 раз меньшей 1 Па-с, то есть мПа-с (миллипаскаль-секунда).

Вязкость пластовых нефтей изменяется в широких пределах — от 0,2 до 2000 мПа -с и более. Наиболее распространенными являются значения вязкости 0,8—50 мПа-с.

Вязкость пресной воды при температуре +20° С равна 1 мПа-с.

Кинематическая вязкость (отношение динамической вязкости к плотности) измеряется в м2 с-1

Породы-коллекторы характеризуются определенными свойствами: пористостью, проницаемостью и трещиноватостью.

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (пор). Коэффициентом полной (или абсолютной) пористости тп называется отношение суммарного объема пор Vпор в образце породы к видимому его объему Vобр

mп= Vпор/ Vобр

Пористость измеряют в долях единицы или в процентах (например 0,20 или 20%).

Эффективную пористость определяют только исходя из объема открытых, т. е. связанных между собой, пор, насыщенных нефтью или газом, за исключением содержания связанной воды в порах.

Под проницаемостью горной породы понимают ее способность пропускать через себя жидкости и газы. Движение жидкостей или газов через пористую среду называют фильтрацией.

Возможность фильтрации жидкостей и газов зависит от размеров пор и поровых каналов, а также от свойств самих жидкостей и газов.

Породы нефтяных и газовых месторождений по размерам поровых каналов условно разделяют на три группы:

больше 0,5 мм — сверхкапиллярные, фильтрация жидкостей в них происходит свободно;

от 0,5 до 0,0002 мм — капиллярные, фильтрация жидкости происходит под действием силы, большей чем капиллярные силы (силы прилипания и сцепления), газы перемещаются легко;

меньше 0.0002 мм — субкапиллярные, жидкости практически не могут фильтроваться.

Коэффициент проницаемости породы определяют по формуле

K=Q* μ *L / Δ P*F

где К — коэффициент проницаемости, м2;

Q — расход жидкости, м3/c

μ —динамическая вязкость, Па-с;

L—длина образца, м;

Δ P—перепад давления, Па;

F- площадь поперечного сечения образца, м2.

Следовательно, за единицу проницаемости принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м2 и длиной 1 м при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па*с составляет 1 м3/c

В промысловой практике пользуются единицей проницаемости, в 1012 раз меньшей 1 м2, то есть 1 мкм2 (квадратный микрометр).

Различают абсолютную, эффективную и относительную проницаемость.

Абсолютная проницаемость — проницаемость пористой среды при движении в ней только одной однородной жидкости или газа, т. е. одной фазы.

Эффективная (фазовая) проницаемость — проницаемость порода для одной из жидкостей или газа при одновременном движении нескольких жидкостей и газа, т. е. при движении многофазных систем.

Относительная проницаемость — отношение эффективной проницаемости к абсолютной.

Эффективная и относительная проницаемости изменяются в процессе разработки нефтяных месторождений. По мере падения пластового давления и выделения газа из нефти, а также обводнения добываемой продукции эффективная проницаемость для нефти уменьшается.

Трещиноватость горных пород определяется густотой развития в них трещин.

Жидкости и газы находятся в пласте под определенным давлением, которое называют пластовым.

Пластовое давление — основной источник энергии в пластах: напор краевой, подошвенной вод; давление газа в газовой шапке; давление растворенного газа в нефти в момент выделения газа из раствора; сила тяжести; упругость пласта и насыщающих его нефти, воды и газа. Перечисленные показатели проявляются раздельно или совместно. Чем выше пластовое давление, тем больше запасы энергии в пласте.

Начальное пластовое давление, т. е. величину давления в продуктивном пласте до начала его разработки, приближенно определяют по формуле

Р пл.н = H*ρ*g = 104 H

где Р пл. н — начальное пластовое давление. Па;

Н — глубина залегания пласта, м;

ρ — плотность воды, кг/м3;

g — ускорение свободного падения, равное 9,81 м/с2 (в приближен

ных расчетах равно 10 м/с2);

104 — переводной коэффициент, Па/м.

Как видно из формулы, величина пластового давления соответствует гидростатическому давлению воды. Однако известны месторождения, где пластовое давление превышает гидростатическое. Тогда используют выражение «аномально высокое пластовое давление» (АВПД).

Более точно величину пластового давления определяют глубинным манометром.

Забойное давление — давление столбов жидкости и газа -на забой работающей или простаивающей скважины.

Перепад давления (депрессия) —разность между пластовым и забойным давлением. Перепад давления (репрессия) — разность между забойным и пластовым давлением. Забойное давление также определяют глубинным манометром. Однако для приближенных расчетов используют определенные зависимости.

Статический уровень — уровень жидкости в остановленной скважине.

Водонефтяной контакт — граничная поверхность (горизонтальная или наклонная) в переходной зоне нефтяной залежи, выше которой фазовая проницаемость для воды равна нулю, т. е. выше этой границы из пласта получают практически безводную нефть.

Подошвенная вода— вода, залегающая под нефтяной или газовой залежью в одном пласте непосредственно под нефтью и не отделенная от нефти водонепроницаемыми породами.

Краевая вода—вода, находящаяся в том же пласте, что и залежь, либо покрывающая её сверху (верхняя краевая), либо подпирающая снизу (нижняя краевая).

ГЛАВА 2

НАЗНАЧЕНИЕ И КЛАССИФИКАЦИЯ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ

Геолого-технические мероприятия (ГТМ) — работа по интенсификации добычи нефти и газа путем воздействия на продуктивные пласты (восстановление или увеличение проницаемости, охват пласта притоком и закачкой; регулирование депрессии, отборов жидкости; изоляция обводненных пластов и их интервалов) и применения технико-технологических способов улучшения (облегчения) условий транспортирования нефти с забоя на устье скважины.

Необходимость проведения ГТМ обусловливается всем технологическим процессом вскрытия и освоения продуктивного пласта, эксплуатации скважин, в различных гидро- и термодинамических (изменение давления и температуры в пласте и стволе) условиях, восполнения пластовой энергии (заводнение различными по химическому составу и степени подготовки водами, применение новых методов увеличения нефтеотдачи) и т. д.

До вскрытия бурением продуктивный пласт находится в относительно равновесном состоянии. После вскрытия бурением продуктивного пласта по всей его толщине вокруг ствола скважины образуется призабойная зона пласта (ПЗП). Размеры ПЗП изменяются от долей метров до десятков метров. В этой зоне и возникают различные явления, зависящие от геолого-физической характеристики коллектора, физико-химических свойств! насыщающих его жидкостей и способа воздействия на пласт в процессе вскрытия и эксплуатации скважины.

Форма, размеры и гидродинамические параметры (проницаемость, коэффициент продуктивности) ПЗП, постоянно изменяющиеся в процессе эксплуатации скважины, определяют степень совершенства гидравлической связи скважины с пластом и значительно влияют на ее производительность.

Если пласт вскрывается без присутствия промывочной жидкости (например, ударным способом), то равновесное состояние структуры породы-коллектора и насыщающих его жидкостей может быть нарушено только в результате изменившегося соотношения пластового и забойного давлений. В этом случае сохраняется естественная проницаемость коллектора, так как в пористую среду не вносится ничего постороннего.

Однако в большинстве случаев продуктивные пласты вскрывают с применением промывочных жидкостей на водной основе. Такие же жидко- I сти используют и при вскрытии пласта перфорацией, при освоении скважин , и проведении ремонтных работ. Таким образом, продуктивный пласт многократно подвергается воздействию промывочной жидкости, поэтому естественная проницаемость ПЗП ухудшается.

Все факторы, вызывающие ухудшение ПЗП, подразделяют на четыре группы.

I. Факторы, вызывающие механическое загрязнение ПЗП:

А. Засорение пористой среды ПЗП твердой фазой промывочного раствора при бурении, а также при капитальном и подземном ремонтах скважин. Глубина проникновения глинистых частиц в песчаниках в зависимости от размеров пор и фильтрационных каналов составляет 1—20 мм.

2. Закупорка тонкого слоя породы вокруг забоя глиной или тампонаж-ным , цементом при цементировании' эксплуатационных колонн. Путем перфорации заглинизированный и зацементированный слой песчаников обычно пробивается, но в крупнозернистых песках проницаемость ПЗП по этой причине может существенно ухудшиться.

3. Проникновение глинистого и особенно тампонажного растворов в трещины, что в несколько раз может снизить среднюю проницаемость ПЗП.

4. Загрязнение ПЗП нагнетательных скважин илистыми частицами, содержащимися в закачиваемой воде. В этом случае проницаемость может снизиться в десятки раз.

5. Обогащение ПЗП мельчайшими частичками за счет кольматажа и суффозии (выноса мелких минеральных частиц и растворенных веществ водой) при возвратно-поступательном движении фильтрата и пластовой жидкости во время спуско-подъемных операций.

6. Кольматаж ПЗП минеральными частицами, приносимыми жидкостью из удаленных зон пласта.

II. Физико-литологические факторы, обусловленные действием пресной воды на цемент и скелет породы:

1. Проникновение в ПЗП фильтрата глинистого раствора или воды при капитальном и подземном ремонте скважин.

2. Закачивание воды в пласт для поддержания пластового давления.

3. Закачивание в пласт сбросовой жидкости.

4. Прорыв посторонних пластовых слабоминерализованных вод в продуктивный пласт.

5. Прорыв закачиваемой в водонагнетательные скважины воды в ПЗП в добывающих скважинах.

III. Физико-химические факторы:

1. Проникновение в пористую среду воды, что приводит к увеличению водонасыщенности и созданию «блокирующей» преграды фильтрации нефти и газа за счет разности поверхностных натяжений воды и пластовой жидкости.

2. Образование в ПЗП устойчивой эмульсии из-за периодического изменения гидродинамического давления на стенки скважины и поэтому взаимного диспергирования (измельчения) воды (фильтрата) и нефти. Этому способствует наличие в нефти асфальто-смолистых веществ, являющихся эмульгатором. Нефтяные эмульсии обладают высокой вязкостью и малотекучестью, в состоянии покоя они больше похожи на упругий гель, чем на жидкость. Из-за того, что вязкость эмульсии во много раз выше вязкости нефти, образование эмульсии в ПЗП всегда приводит к существенному снижению проницаемости пористой среды.

3. В водонагнетательных скважинах выпадение солей на скелете пород ПЗП при контакте пластовых и закачиваемых вод в начальный период нагнетания вод.

IV. Термохимические факторы:

1. Отложение парафина на скелете пород пласта в залежах с низкой пластовой температурой. Этот процесс происходит при охлаждении при-забойной зоны во время вскрытия пласта, при длительной эксплуатации скважин и при закачивании воды в пласт.

2. Проникновение в продуктивный пласт нижних высокотемпературных и сильноминерализованных вод и последующее их охлаждение, что способствует отложению солей и ухудшению проницаемости ПЗП.

3. Образование гидратов в газовых скважинах.

Большинство перечисленных выше причин ухудшения проницаемости ПЗП возникают уже в процессе бурения и освоения скважин.

(Ухудшение проницаемости ПЗП происходит и при эксплуатации скважин. Из-за интенсивного выделения растворенного газа и снижения давления и температуры в призабойных зонах выпадают твердые частицы карбоната кальция, сульфата кальция и бария, т. е. образуются отложения неорганических солей. Этому же способствуют современные методы разработки нефтяных месторождений с широким внедрением интенсивных систем заводнения и с применением поверхностных пресных и сточных вод для поддержания пластового давления. В этих условиях отложение неорганических солей происходит и на подземном оборудовании. Особенно интенсивное отложение солей наблюдается при механизированных способах добычи нефти, т. к. именно этими способами добывается наиболее обводненная продукций.

Солевые отложения значительно осложняют эксплуатацию скважин, оборудованных установками погружных центробежных электронасосов (УЭЦН). Например, на поверхностях электронасосов иногда образуется камнеобразный осадок, толщина которого достигает 1 мм. Такие явления нарушают теплообмен, приводят к заклиниванию электродвигателя, поломке вала и выхода насоса из строя.

В скважинах, оборудованных установками скважинных штанговых насосов (УСШН), ниже приема насоса образуются солевые пробки, высота которых иногда достигает 500 м и более; при этом внутренний диаметр насосно-компрессорных труб (НКТ) сужается на 10-12 мм. Солевые отложения полностью выводят из строя насосы, приводят к частому обрыву насосных штанг, порче НКТ и другим осложнениям. Все это на продолжительное время нарушает нормальный режим работы нефтяных скважин и приводит к потере добычи нефти. |

Взвешенные твердые частицы и эмульгированная нефть, различные микроорганизмы и водоросли, содержащиеся в закачиваемых водах, загрязняют поверхность фильтрации, закупоривают поровые каналы продуктивного пласта и снижают приемистость водонагнетательных скважин.

Заводнение продуктивных пластов иногда сопровождается появлением в них сероводорода, связанного с деятельностью сульфатвосстанав-ливающих бактерий (СВБ). СВБ восстанавливают сульфаты воды до сероводорода.

СВБ практически содержатся во всех поверхностных и подземных источниках воды, при закачивании которых неизбежно загрязнеяие ПЗП водонагнетательных скважин. Жизнедеятельность СВБ протекает без доступа кислорода. Источником энергии для их развития в нефтяном пласте служат углеводороды, поэтому СВБ развиваются только в нефтеносных пластах.

Активная жизнедеятельность СВБ при разработке нефтяных месторождений снижает приемистость водонагнетательных скважин в результате выпадения в ПЗП карбонатных осадков (при замещении сульфатных ионов воды карбонатными), осадков сульфида железа (при использовании воды с большим содержанием железа) или закупоривания колониями микроорганизмов поровых каналов продуктивного пласта в ПЗП.

Заметное ухудшение проницаемости ПЗП происходит при капитальном ремонте скважин. Например, при изоляции притока воды с задавли-ванием тампонажного раствора через перфорированные интервалы последние могут загрязниться по всей толщине.

При отключении нижних пластов без применения пакера тампонажный раствор также может загрязнить соседний верхний перфорированный интервал.

Во всех перечисленных выше случаях для восстановления или увеличения проницаемости ПЗП применяют геолого-технические мероприятия (рис. 1.): методы ОПЗ, способы удаления отложений неорганических солей и АСПО. Кроме того, проводят работы с целью очистки подземного оборудования, что способствует восстановлению нормального режима эксплуатации скважин или пуску скважины в эксплуатацию после выхода ее -из строя вследствие солеотложений или АСПО.

При обработке призабойной зоны (ОПЗ) применяют механические, химические и физические методы воздействия на пласт.

Выбор метода ОПЗ зависит от строения продуктивного пласта, состава слагающих его пород и других пластовых условий, а также от причин снижения продуктивности скважин.

При механическом методе создаются новые каналы и трещины, которые соединяют ствол скважины с пластом.

Рис. 1. Классификация геолого-технических мероприятий

К механическим методам относятся гидравлический разрыв пласта 1 (ГРП), гидропескоструйная перфорация (ГПП) и торпедирование скважин. Механические, методы применяют в плотных породах.

Химический метод основан на реакции взаимодействия закачиваемых химических веществ (в основном кислот) с некоторыми породами (карбонатными породами и песчаниками, содержащими карбонатные вещества) пласта и загрязняющими пласт привнесенными отложениями.

К химическим методам относятся и обработки пластов поверхностно активными веществами (ПАВ).

К физическим методам отнесены тепловые обработки и вибровоздействие, механизм действия которых основан на физических явлениях.

При тепловых методах прогрев ствола скважины и ПЗП обеспечивает расплавление АСПО и облегчает их вынос на поверхность. Вибровоздействие основано на создании пульсирующего давления на продуктивный пласт, в результате чего в ПЗП образуется сеть трещин.

Для удаления отложений солей применяют следующие методы: механические способы (скребки, разбуривание), термогазохимическое воздействие (ТГХВ), основанное на создании в течение короткого времени высокого давления в результате горения порохового заряда; химические обработки с использованием различных растворителей; комбинированные обработки (например, сочетание химической обработки с ТГХВ).

К геолого-техническим мероприятиям относятся также приобщение, дострел и перестрел пластов, оптимизация режима работы скважин, изменение способа добычи нефти, ввод скважин из бездействия и ремонтно-изоляционные работы (см. рис. 1).

Приобщение пласта (пластов) — работы по перфорации и освоению пластов в скважине, уже эксплуатирующей другой пласт (пласты). Приобщение пластов осуществляют на основании проектов совместной разработки многопластовых месторождений.

Дострел пласта производят с применением различных перфораторов для вовлечения в работу всей нефтенасыщенной толщины, а перестрел — для восстановления или увеличения проницаемости ПЗП после различных ремонтных работ.

Оптимизация режима работы скважин — прирост добычи нефти при минимальных затратах, т. е. при минимальной величине себестоимости удефти (денежное выражение текущих затрат предприятия на добычу нефти и ее реализацию).

I. Затраты на добычу нефти зависят от условий эксплуатации скважин, установленного режима эксплуатации и режима откачивания жидкости ^ из скважин.

Условия эксплуатации скважин — это ее геолого-физическая характеристика: глубина залегания продуктивного пласта, высота подъема жидкости, состав откачиваемой нефти, воды, газа, наличие песка в жидкости и т. д.

Режим эксплуатации скважины — скорость притока жидкости из пласта в скважину, т. е. дебит скважины. Режим эксплуатации скважин во времени меняется из-за изменения условий притока жидкости из пласта в скважину, снижения производительности насоса по мере его износа, остановки для ремонта оборудования и т. д.

Режим откачивания — режим работы УСШН, УЭЦН, газлифта и т. д. Например, режим откачивания УСШН определяется тремя основными параметрами: диаметром насоса, длиной хода плунжера и числом качаний балансира.

Следовательно, один и тот же режим эксплуатации может осуществляться различными режимами откачивания. Поэтому цель ГТМ по оптимизации режима эксплуатации скважин — выбор наивыгоднейшего сочетания параметров УСШН.

Правильный подбор электроцентробежного насоса к скважине заключается в выборе из стандартного ряда такого насоса, характеристика которого соответствует условной характеристике скважины по дебиту и напору, а затраты при этом минимальные. Одним из основных параметров при выборе и определении режима работы УЭЦН является давление, развиваемое насосом. Поэтому при расчете параметра «напор» исходят из реального процесса откачивания жидкости при заданном режиме работы скважины.

В ряде случаев выбор оптимального оборудования для добычи нефти не только менее капиталоемкий, но и более эффективный. Поэтому прежде чем наметить ГТМ по увеличению дебита скважины, необходимо рассчитать максимально возможный дебит.

Если дебит скважины ограничен, то в качестве критерия оптимизации принимают другие параметры, наиболее сильно влияющие на себестоимость добываемой продукции.

Эффективность применения механизированных способов эксплуатации скважин оценивают как при проектировании системы разработки нефтяного месторождения, так и в процессе его эксплуатации.

Для экономической оценки механизированных способов эксплуатации скважин на месторождении определяют капитальные вложения и годовые эксплуатационные расходы.

В большинстве нефтяных районов после прекращения фонтанирования скважины переводят на эксплуатацию УСШН. В этот период еще недостаточно осваивается система поддержания пластового давления, поэтому перевод скважин на эксплуатацию УЭЦН, обеспечивающую большие отборы жидкости, считается еще преждевременным из-за необеспеченности отборов закачкой воды.

При развитой системе заводнения пластов с целью поддержания пластового давления скважины после фонтанного периода эксплуатации сразу же могут переводиться на эксплуатацию УЭЦН. На практике перевод скважин из эксплуатации УСШН на эксплуатацию УЭЦН в основном осуществляют в конце третьей и на четвертой стадии разработки. Цель данного перевода — форсирование (усиление, ускорение) отборов жидкости из обводненных скважин. При этом еще больше увеличивается обводненность продукции, но в то же время обеспечивается увеличение добычи нефти (нефтеотдача) в условиях маловязкой нефти, неоднородного строения и пониженной проницаемости продуктивных пластов.

На месторождениях с повышенной вязкостью нефти перевод скважин на эксплуатацию УЭЦН для форсирования отборов жидкости из обводненных скважин осуществляют еще в больших масштабах. Это способствует значительному увеличению добычи нефти.

ГТМ по вводу скважин из бездействия связаны в основном с проведением в скважинах различных ремонтных работ. В сокращении бездействующего фонда скважин заложен значительный резерв увеличения добычи нефти на любом месторождении.

Определенные виды ремонтно-изоляционных работ (КИР) также относят к ГТМ, направленным непосредственно на увеличение добычи нефти. Такими видами работ являются технологические виды РИР, необходимость проведения которых вызвана требованиями технологии разработки продуктивных пластов и месторождения в целом.

Например, увеличению добычи нефти и сокращению добычи воды способствуют РИР по отключению (изоляции) отдельных обводненных (выработанных) интервалов продуктивного пласта в нефтяных добывающих скважинах и регулированию закачки воды по толщине заводняемых пластов в водонагнетательных скважинах.

Увеличение добычи нефти и сокращение объемов попутно добываемой воды достигается также путем проведения РИР по отключению отдельных обводненных пластов в нефтяных добывающих и водонагнетательных скважинах, одновременно эксплуатирующих несколько пластов.

Среди аварийно-восстановительных РИР технологический эффект по приросту дрбычи нефти и сокращению объемов попутно добываемой воды может быть достигнут также путем проведения работ по исправлению некачественного цементного кольца.

ГЛАВА 3

МЕХАНИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ

ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТОВ (ГРП)

В процессе бурения и эксплуатации скважин породы пласта могут загрязняться даже на большом расстоянии от ствола скважины. В результате этого затрудняются приток жидкости в добывающих скважинах. и поглощение закачиваемой воды в нагнетательных скважинах. Снижение проницаемости ПЗП может происходить за счет перераспределения напряжений после вскрытия пласта бурением, что приводит к снижению проницаемости естественных трещин. Для увеличения или восстановления производительности скважин в перечисленных случаях применяют ГРП.

НАЗНАЧЕНИЕ И УСЛОВИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГРП

В результате ГРП в породах образуются новые или расширяются уже существующие трещины за счет создания на забое скважины высокого давления, превышающего вес вышележащих пород (т, е. величину горного давления). При этом скорость закачивания жидкости для разрыва пласта должна превышать скорость ее поглощения пластом.

При образовании новых (искусственных) трещин давление уменьшается при постоянном темпе закачивания жидкости. При расширении уже существующих (естественных) трещин с увеличением давления расход жидкости изменяется скачкообразно.

Величина горного давления Рг(в МПа) определяется по формуле

Рг=Н*ρ*10-5

где Н — глубина обрабатываемого пласта, м;

ρ— плотность пород, слагающих разрез скважины

(примерно 2600 кг/м3).

В большинстве случаев давление ГРП ниже горного давления. Это объясняют тремя причинами. Во-первых, во время бурения скважины из глинистых пластов, расположенных над и под продуктивным пластом, глины вымываются, и происходит разгрузка горного давления. Таким образом при ГРП преодолевается не полный вес горных пород. Во-вторых, в продуктивных пластах имеются естественные трещины. В-третьих, могут образовываться вертикальные трещины.

Давление ГРП на забое скважины Рз определяется по формуле

Рз=Рг+σр,

где σр — предел прочности пород продуктивного пласта на разрыв, МПа.

Давление ГРП на устье скважины Ру определяется по формуле

Ру = Рг + σр + Ртр - Рпл

где Ртр — потери давления из-за трения жидкости в трубах, МПа;

Рпл — пластовое давление, МПа.

На практике часто пользуются термином «градиент давления разрыва пласта» (отношение величины давления к глубине залегания обрабатываемого пласта). Градиент давления разрыва пласта для каждого месторождения устанавливают опытным путем.

Существует три основных вида ГРП: однократный (создание одной трещины в пласте); многократный (создание нескольких трещин); направленный (места образования трещин регулируются по толщине продуктивного пласта или нескольких пластов)

Процесс ГРП состоит из трех самостоятельных, последовательно проводимых операций: закачивание в пласт жидкости разрыва для образования трещин;

закачивание жидкости-песконосителя с песком, предназначенным для закрепления образовавшейся трещины, т. е. для предупреждения ее смыкания и сохранения в открытом состоянии после снижения давления ГРП; закачивание продавочной жидкости для продавливания песка в трещину

Перечисленные жидкости называют рабочими жидкостями и к ним предъявляют следующие требования:

1. Рабочие жидкости не должны уменьшать ни абсолютную, ни фазовую проницаемости.

Поэтому при ГРП в нефтяных добывающих скважинах применяют жид кости на углеводородной основе (нефть, керосин, соляровое масло и др.), а в водонагнетательных — на водной.

2. Свойства рабочих жидкостей должны обеспечивать наиболее полное удаление их из созданных трещин и порового пространства пород;

рабочие жидкости должны растворяться в пластовых жидкостях.

3. Вязкость рабочих жидкостей должна быть стабильной в пластовых условиях в течение времени проведения ГРП.

Рабочая жидкость, при закачивании которой в ПЗП создается давление, достаточное для нарушения целостности пород пласта, называется жидкостью разрыва.

Для проведения ГРП в породах различной проницаемости и трещиноватости необходимо иметь жидкости разрыва различной вязкости. Обычно жидкости разрыва выбирают с вязкостью от 50 до 500 мПа-с.

При гидравлическом разрыве пластов без естественной трещиноватости применяют жидкости разрыва, хорошо фильтрующиеся через пористую среду. Если ГРП производится в трещиноватых пластах, то выбирают жидкость разрыва, не фильтрующуюся или слабофильтрующуюся в поры пласта.

Рабочая жидкость, используемая для транспортирования песка с поверхности до трещин и их заполнения, называется жидкостью-песконосителем. Эта жидкость должна быть слабофильтрующейся и иметь высокую пескоудерживающуюся способность. Низкой считается фильтруемость менее 10 см3 жидкости за 30 мин (на приборе по определению водоотдачи глинистого раствора). Способность жидкости удерживать песок во взвешенном состоянии зависит от вязкости жидкости. Вязкость жидкостей увеличивают, добавляя в них загустители.

Рабочая жидкость, применяемая для продавливания жидкости разрыва в обрабатываемый пласт (и смеси жидкости-песконосителя с песком—в созданные трещины), называется продавочной жидкостью. Вязкость продавочной жидкости должна быть минимальной.

Гидравлический разрыв дает наилучшие результаты в следующих :

пласты имеют низкую проницаемость;

призабойная зона имеет меньшую проницаемость, чем удаленная I часть пласта;

призабойная зона имеет меньшую толщину по сравнению с толщиной удаленной части пласта, хотя их проницаемости могут быть и одинаковыми;

призабойная зона имеет меньшую проницаемость и меньшую толщину по сравнению с удаленной частью пласта

Во всех перечисленных случаях трещина, образованная в результате ГРП, соединяет удаленную часть пласта со стволом скважины. При этом производительность скважины увеличивается.

Проницаемости призабойной и удаленной зон пласта определяют специальными исследованиями скважин методом построения кривых восстановления (в добывающих скважинах) или кривых падения давления (в нагнетательных скважинах). Для этого скважину останавливают и фиксируют величины забойного давления в ней в течение некоторого времени (от нескольких часов до нескольких суток). Затем строят график изменения давления во времени: по вертикальной оси откладывают величины давления, а по горизонтальной оси — логарифмы времени. В пластах с разной проницаемостью построенная кривая имеет два участка, вначале прямолинейный, а затем — криволинейный. По степени и характеру отклонения полученной зависимости от прямолинейной определяют величины проницаемости в призабойной и удаленной зонах пласта, а также расстояние между этими зонами.

ГРП прежде всего рекомендуют производить в скважинах, для которых характерны следующие условия: слабый приток нефти при освоении после бурения; высокое пластовое давление; заниженный дебит (по сравнению с окружающими скважинами); низкая и неравномерная по толщине продуктивного пласта приемистость.

ГРП должен производиться в технически исправных скважинах. При выборе объекта для ГРП учитывают наличие и толщину непроницаемых пропластков (или пластов) между обрабатываемым и соседними водоносными или газоносными пластами. При недостаточной толщине непроницаемых пропластков трещина может распространиться за пределы обрабатываемого пласта, что приведет к прорыву чужой воды или газа. В водонагнетательных скважинах закачиваемая вода будет поглощаться непродуктивными проницаемыми пластами.

МАТЕРИАЛЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИ ГРП

К материалам, применяемым при ГРП, относятся рабочие жидкости и песок.

Рабочие жидкости для ГРП. Рабочие жидкости представляют собой жидкости на углеводородной и водной основах и эмульсии.

Наиболее часто в процессе ГРП на промыслах применяют следующие рабочие жидкости:

на углеводородной основе—дегазированная нефть, амбарная нефть, загущенная нефть, мазут или его смеси с нефтями, керосин или дизельное топливо, загущенное специальными реагентами;

на водной основе—сульфит-спиртовая барда, вода, растворы соляной кислоты, вода, загущенная различными реагентами, загущенные растворы соляной кислоты;

эмульсии—гидрофобная водонефтяная, гидрофильная водонефтя-ная, нефтекислотные и керосинокислотные.

Дегазированная нефть — нефть, отстоявшаяся в наземных хранилищах в течение не очень продолжительного времени.

Амбарная нефть — нефть, отстоявшаяся в больших земляных амбарах в течение длительного времени. Из амбарной нефти улетучивается часть легких фракций, что приводит к повышению ее вязкости.

Нефть загущается при добавлении мазута или более вязких нефтей других месторождений и горизонтов.

Мазут—густая жидкость темно-коричневого цвета, является остатком после отгона от нефти бензина, лигроина, керосина и дизельного топлива. Плотность мазута 890—1000 кг/м3.

Нефтемазутные смеси Готовят путем простого смешения мазута с дегазированной нефтью. Вязкость таких смесей может изменяться от вязкости исходной нефти до вязкости исходного мазута (до нескольких тысяч мПа*с).

Керосин — смесь углеводородов, выкипающая при температуре 150—300° С. Плотность керосина 800—850 кг/м3.

Дизельное топливо — керосиновые, газойлевые и соляровые фракции прямой перегонки нефти.

Для загущения керосина и дизельного топлива применяют алюминиевые и натриевые соли нефтеновых кислот.

Водные растворы концентратов жидкой сульфит-спиртовой барды (ССБ) применяют для ГРП в водонагнетательных скважинах. ССБ имеет водную основу и поэтому в воде растворяется почти полностью в любых соотношениях без образования осадков.

Вязкость водных растворов ССБ может меняться от 1500 мПа«с (вязкость исходных концентратов ССБ) до 1 мПа-с (вязкость воды). Растворы ССБ готовят простым смешением воды с жидкой ССБ.

Поскольку ССБ хорошо растворяется в воде, после ГРП его растворы легко удаляются из перового пространства и трещин с сохранением величины проницаемости.

Для ГРП в основном применяют растворы ССБ вязкостью 250—-800 мПа-с.

К загущенным растворам соляной кислоты НС1 относится смесь жидких концентратов ССБ и концентрированной технической соляной кислоты. Вязкость загущенной соляной кислоты зависит от соотношения исходных продуктов, содержания НС1 в исходной кислоте и вязкости исходных концентратов ССБ. Например, вязкость загущенной соляной кислоты, состоящей из 86,5% ССБ вязкостью 2305 мПа-с и концентрированной соляной кислоты с содержанием НС1 37,2%, при 20° С равна 638 мПа.с.

Для ГРП обычно применяют смесь из 40% концентрированной соляной кислоты и 60% ССБ. В смеси с ССБ соляная кислота медленно реагирует с карбонатами. Например, если обычные водные растворы соляной кислоты нейтрализуются карбонатной породой почти полностью за 30—40 мин, то в аналогичных условиях загущенная соляная кислота нейтрализуется в течение 5—6 сут. Это позволяет задавливать загущенную кислоту с высокой активностью по образовавшейся трещине на большое расстояние от ствола скважины и растворять породы в глубине пласта. Таким образом, при применении загущенной кислоты ГРП совмещается с химическим воздействием на пласт.

Если водные растворы ССБ замерзают уже при температуре минус 4—8° С, то загущенная кислота замерзает при температуре минус 22—43° С. Это облегчает применение загущенной кислоты в зимнее время.

Вода может загущаться путем добавления в нее ПАА, крахмала и других реагентов.

Гидрофобная водонефтяная эмульсия относится к рабочим жидкостям ГРП на углеводородной основе, так как дисперсионной средой этой эмульсии является нефть. Стабильность эмульсии зависит от содержания в нефти смол и асфальтенов и типа воды.

Гидрофильная водонефтяная эмульсия относится к рабочим жидкостям ГРП на водной основе, так как ее внешней средой является вода. Стабильность гидрофильных водонефтяных эмульсий обеспечивается обязательным добавлением в них эмульгаторов (вещества, облегчающие получение эмульсий). Например, известны гидрофильные, водонефтяные эмульсии, состоящие из нефти, воды и ПАВ ОП-10 или ОП-7, а также из керосина, воды и сульфонола (2% объема воды). Вязкость керосино-водной эмульсии, состоящей из 20% воды и 80% керосина, составляет 5000 мПа-с. Увеличение содержания воды до 30% и уменьшение содержания керосина до 70% приводит к уменьшению вязкости эмульсии до 84 мПа-с (в обоих случаях содержание сульфонола 2%). Керосино-водные эмульсии стабильны в течение длительного времени. Даже разбавление водой до более низкой вязкости не приводит к разрушению эмульсии.

Керосино-кислотная эмульсия представляет собой смесь керосина, соляной кислоты и кислого газойля (эмульгатора). Например, вязкость эмульсии из 20% смеси керосина с кислым газойлем и 80% соляной кислоты 10%-й концентрации приблизительно равна 4200 мПа-с. Наименьшую вязкость (около 80 мПа-с) имеет эмульсия из 40% смеси керосина с кислым газойлем и 60% соляной кислоты 10%-и концентрации. В обеих эмульсиях в смеси содержится по 50% керосина и кислого газойля. Эмульсии стабильны в течение недели.

Нефтекислотные эмульсии получают путем смешения нефти с водным раствором соляной кислоты с различным содержанием НС1. Вязкость этой эмульсии увеличивается с увеличением содержания кислоты в смеси и с увеличением вязкости исходной нефти. На величину вязкости концентрация НС1 в кислоте влияет при содержании кислоты в смеси 45% и более. Например, вязкость эмульсий из 20 и 40% кислоты с содержанием НС1 10% и нефти угленосной свиты вязкостью 57,4 мПа-с в количестве 80% равны соответственно 123 и 540 мПа«с, а при вязкости нефти 24,8 мПа* с—соответственно 46 и 214 мПа-с. Эмульсии стабильны в течение 6 часов.

При пластовых температурах 130—150° С вязкость растворов ССБ резко снижается. Поэтому в этих условиях рекомендуют применять водные растворы КМЦ (1,5—2,5%) иногда с добавлением хлористого натрия (до 25%).

В большинстве случаев в качестве жидкости разрыва и жидкости-песконосителя применяют одни и те же жидкости или их смеси с загустителями.

Во всех случаях в нефтяных добывающих скважинах прежде всего рекомендуют применять собственную нефть месторождения. Только при невозможности создания трещин или их крепления песком рекомендуют применять более вязкие жидкости.

В водонагнетательных скважинах воду применяют только в качестве жидкости разрыва. Остальные рабочие жидкости на водной основе применяют как жидкость разрыва и жидкость-песконоситель. Например, загущенную соляную кислоту рекомендуют применять в качестве жидкости разрыва и жидкости-песконосителя в водонагнетательных скважинах с низкой проницаемостью пластов. Гидрофильную эмульсию рекомендуют применять в качестве жидкости разрыва и жидкости-песконосителя при невозможности образования трещин с использованием воды при отсутствии ССБ.

В нефтяных добывающих скважинах в качестве продавочной жидкости в основном применяют собственную дегазированную нефть. Пресную или пластовую воду рекомендуют применять только в тех случаях, когда по технологии ГРП попадание их в поры пласта исключено.

В водонагнетательных скважинах во всех случаях в качестве продавочной жидкости рекомендуют применять закачиваемую воду.

Песок для ГРП. К песку для ГРП предъявляются следующие требования: механическая прочность (достаточная, чтобы не разрушаться под действием веса вышележащих пород); высокая проницаемость; отсутствие широкого разброса по фракционному составу (по размерам частиц песка).

Плотность укладки песка в созданной трещине определяется зазором трещины, фильтруемостью жидкости-песконосителя и концентрацией песка в этой жидкости (количество песка в кг в 1 м3 жидкости-песконоси-теле).

Если применяют нефильтрующуюся жидкость, то концентрация песка в ней остается постоянной во время движения смеси по трещине. При применении фильтрующихся жидкостей концентрация песка в них со временем увеличивается.

Если продуктивные породы, в которых производят ГРП, обладают малой прочностью, то рекомендуется закреплять трещины толстым слоем песка. В очень твердых породах трещина может быть закреплена одним плотным слоем равномернозернистого песка.. Применение разнозернистого песка нежелательно, так как в этом случае даже плотная укладка песка в трещине может привести к смыканию трещины за счет разрушения вначале более крупных песчинок, затем более мелких.

На практике в 1 м3 жидкости-песконосителя вводят 200—250 кг песка. Однако в зависимости от фильтруемости и удерживающей способности жидкости-песконосителя количество песка может изменяться от 100 до 600 кг на 1 м3 жидкости.

Для ГРП чрще всего применяют кварцевый песок фракции 0,5—0,8 мм.

Песок для ГРП выпускается специальными предприятиями в Азербайджанской ССР и Волгоградской области. Например, в Азербайджанской ССР выпускается песок следующих фракций: 0,2—0,5; 0,5—0,8; 0,8—1,2 и 1,2 – 2,0 мм; в Волгоградской области: 0,4—0,7; 0,7—1,2; 1,2— 2,0 и 2,0—7,0 мм.

В песке фракций 0,4—0,7 мм содержится 13% частиц диаметром 0,01—0,25 мм; 44% — 0,25—0,50 мм; 41%—0,5—0,7 мм и 2% — 0,7— 1,2 мм. В песке фракции 0,7—1,2 мм содержится 6% частиц с диаметром 0,25—0,50 мм; 14% — 0,5—0,7 мм; 71% — 0,7—1,2 мм и 9% — 1,2—2,0 мм.

Кварцевый песок предприятия-изготовители поставляют в вагонах в виде россыпи и в многослойных крафт-мешках.

В качестве закрепляющего агента применяют также скорлупу грецкого ореха, стеклянные и пластмассовые шарики, корунд. За рубежом в качестве закрепляющего агента применяют оксид циркония (в виде шариков с максимальным диаметром 1,7 мм).

ТЕХНИКА, ПРИМЕНЯЕМАЯ ПРИ ГРП

К технике ГРП относятся: установка насосная УН1-630Х700А (4АН-700), пескосмесительный агрегат 4ПА и установка песко-смесительная УСП-50, автоцистерны ЦР-20 и АЦПП-21-5523А.

Установка насосная УН1-630Х700А

Установка насосная УН1-630Х700А предназначена для нагнетания различных жидкостей при ГРП и состоит из силового агрегата, коробки передач, насоса, трубопровода и системы управления. Оборудование смонтировано на общей раме силового агрегата. Трехплунжерный насос 4Р-700 имеет сменные плунжеры двух типоразмеров. Приемная линия насосов оборудована двумя выводами с противоположных (боковых) сторон. На напорной линии насоса ^устанавливается предохранительный клапан. Установкой управляют из кабины автомобиля.

Техническая характеристика УН1-630Х700А

Автошасси

Модель............................................................................ КрАЗ-257Б1А

Грузоподъемность, т ......................................................... 12

Наибольшая скорость передвижения, км/ч .................... 60

Тяговый двигатель ............................. 4-х тактный дизель ЯМЗ-238

Мощность, кВт .................................................................. 176,5

Силовой агрегат

Шифр ............................................................................... 9УС-800

Двигатель ........................................................................ В2-800ТК-СЗ

Наибольшая мощность, кВт (п ==2000 об/мин) ............ 588

Эксплуатационная мощность, кВт (п =1800 об/мин) .... 544

Насос

Шифр ................................................................................. Р-700

Наибольший расход, л/с .................................................. 22

Наибольшее давление, МПа ............................................ 70

Полезная мощность, кВт .................................................. 452

Диаметр сменных плунжеров, мм ................................... 100; 120

Длина хода плунжера, мм ............................................... 200

Наибольшее число двойных ходов в минуту .................. 192

Диаметр (условный проходной) трубопроводов:

приемного ................................................................. 100

напорного .................................................................. 50

Вспомогательный трубопровод

Диаметр (условный проходной), мм ............................... 50

Число труб ......................................................................... 6

Число шарнирных колен ................................................... 6

Общая длина, м ……………………………………. 23,5

Размеры, мм

длина ………………………………………………. 9800

ширина ……………………………………………….. 2900

высота ……………………………………………..... 3320

Масса, кг

без заправки ………………………………………. 22140

заправленный ……………………………………… 22540

Установки пескосмесительные

Агрегат 4ПА и установка УСП-50 предназначены для транспортирования песка, приготовления песчаножидкостной смеси и подачи ее на прием насосных установок при ГРП (табл. 1).

Агрегат 4ПА состоит из бункера и прикрепленных к его стенкам двух пневмовибраторов, загрузочного и рабочего шнеков, камеры гидравлического смешения, смесителя с поплавковым регулятором уровня, приемного и раздаточного коллекторов и центробежного пескового насоса.

Бункер агрегата имеет днище конической формы и разделен продольной перегородкой на два одинаковых отсека для транспортирования песка двух фракций. Для осмотра и очистки бункера каждый отсек имеет люки в крышке. Люки снабжены металлическими решетками для предотвращения попадания в бункер крупных твердых частиц.

Пневмовибраторы прикрепляются к коническому днищу бункера и служат для улучшения условий поступления песка в рабочий шнек.

Загрузочный шнек является составным и служит для загрузки бункера песком на базе цеха капитального ремонта скважин. Во время переезда загрузочный шнек отводится в сторону и крепится к монтажной раме.

Песчано-жидкостную смесь небольшой концентрации приготавливают следующим образом. Через приемный коллектор жидкость поступает в камеру гидравлического смешения. Сюда же рабочим шнеком из бункера подается песок (или другой сыпучий материал). Количество подаваемого песка регулируется частотой вращения рабочего шнека и регулятором уровня в смесителе, соединенным с поворотной заслонкой в верхнем конце рабочего шнека. Избыточное количество песка по отводящему патрубку поступает обратно в бункер. После гидравлической камеры смесь требуемой концентрации поступает в смеситель, где поддерживается равномерность концентрации песка с помощью лопастной мешалки. Далее приготовленная смесь Песковым насосом через раздаточный коллектор подается в насосную установку.

Песчано-жидкостную смесь большой концентрации приготавливают путем подачи песка и жидкости непосредственно в смеситель. При этом камера гидравлического смешения заменяется патрубком.

Привод узлов установки осуществляется от тягового двигателя, а управление узлами — из кабины автомобиля.

Агрегат 4ПА можно обвязать одновременно двумя автоцистернами и четырьмя насосными установками (по две с каждой стороны).

Автоцистерны

Автоцистерны ЦР-20 и АЦПП-21-5523А предназначены для транспортирования неагрессивных жидкостей и подачи их в пескосмесительные или насосные установки при ГРП в районах с умеренным климатом (табл. 2).

ЦР-20 смонтирована на автомобильном прицепе ЧМЗАП-5523, а АЦПП-21-5523А—на полуприцепе ЧМЗАП-5523А и автотягаче КрАЗ-528. Транспортной базой для обеих автоцистерн является автотягач КрАЗ-258.

ЦР-20 состоит из цистерны, насосов (трехплунжерного 1В и центробежного 8К-18), силовой установки с двигателем ГАЗ-51 и трансмиссией, манифольда.

АЦПП-21-5523А состоит из цистерны, центробежного насоса 4К-6 с трансмиссией и манифольда.

ЦР-20 и АЦПП-21-5523А позволяют производить следующие операции: наполнять собственные цистерны из посторонней емкости, подавать жидкость из собственной цистерны на прием насоса высокого давления обслуживаемой насосной установки и из посторонней емкости, минуя собственную цистерну.

Для транспортирования неагрессивных жидкостей с температурой до 80° С и подачи их насосным и смесительным установкам при ГРП могут применяться также автоцистерны АЦН-11-257, АЦН-7,5-5334, Цр-7АП, Цр-7АПС (табл. 3). Первые три автоцистерны применяются в районах с умеренным климатом, а автоцистерна Цр-7АПС — в районах с умеренным и холодным климатом.

Цистерны сварные, овальной формы и оборудованы волногасителями и поплавковыми указателями уровня. Жидкость в автоцистерне Цр-7АПС подогревается специальным подогревателем через жаровые трубы, а в остальных автоцистернах — от постороннего источника тепла через имеющийся в них трубопровод.

Насосы приводятся в действие тяговыми двигателями автомобилей.

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ГРП

К наземному оборудованию для ГРП относятся блоки манифольдов и арматура устья, к подземному оборудованию — НКТ, пакеры и якори.

Блоки манифольдов

Блоки манифольдов предназначены для обвязки насосных установок между собой и с устьевым оборудованием при ГРП. Блоки манифольдов выпускаются для работы в районах с умеренным (1БМ-700) и с умеренным и холодным климатом (1БМ-700С).

Блоки манифольдов смонтированы на шасси автомобиля ЗИЛ-131 и состоят из напорного и приемно-раздаточного коллекторов, комплекта труб с шарнирными соединениями и подъемной стрелы.

Напорный коллектор высокого давления (до 70 МПа) имеет шесть приемных трубопроводов и два отвода. Каждый приемный трубопровод снабжен. обратным клапаном для исключения возможности подачи жидкости к насосной установке, остановленной из-за каких-либо поломок. Условный диаметр подводящих линий 50 мм, отводящих— 100 мм.

Раздаточный коллектор (до 2,5 МПа) служит для подачи жидкости к насосным установкам, имеет 10 подводящих линий диаметром 50 мм и два отвода. К каждой линии присоединен пробковый кран.

Оба коллектора оборудованы предохранительными клапанами на наибольшее давление.

На центральной пробке напорного коллектора высокого давления установлены датчики контрольно-измерительных приборов: плотномер, расходомер, манометр.

Блок манифольда оснащен 23 трубами с условным диаметром 50 мм и общей длиной 85 м, а также 16 шарнирными коленами. Этот вспомогательный комплект труб применяется для соединения напорного коллектора с устьем скважины и подвода различных жидкостей к раздаточному коллектору.

На платформе автомобиля перевозят и арматуру устья. Для ее погрузки и разгрузки блок манифольда снабжен поворотной стрелой (вылет 1,6 м) грузоподъемностью 0,4 т. Длина, ширина и высота блока манифольда соответственно равна 7320, 2500 и 2998 мм, масса в собранном виде — 9250 кг.

Арматуры устья

Арматуры устья 1АУ-700 и 2АУ-700 (для районов с умеренным климатом) и 2АУ-700СУ (для районов с умеренным и холодным климатом) предназначены для обвязки устья скважин с насосными установками (табл. 4)

Таблица 4

Технические характеристики арматур устья для районов с умеренным климатом

Характеристика

1АУ-700

2АУ-700

Трубная головка: максимальное рабочее давление, МПа

число присоединяемых линий

условный проходной диаметр присоединяемых линий, мм

Устьевая головка: максимальное рабочее давление, МПа

число присоединяемых линий

условный проходной диаметр присоединяемых линий, мм

предохранительный клапан на максимальное давление, МПа

Условный проходной диаметр пробковых кранов на линиях, мм: нагнетательных

контрольных

Рис. 2. Схема арматуры устья скважины:

I — манометр; 2— кран с зубчатым сектором;

3—линия сброса давления в трубах после закачивания жидкости; 4 — линия для соединения с агрегатами; 5 — пробковые краны;

б—линия для соединения с затрубным пространством; 7—линия для сброса давления;

8— линия предохранительного клапана 9

и позволяют производить спуск и подъем НКТ без нарушения герметизации устья скважины.

Арматура устья состоит из трубной и устьевой головок и элементов их обвязки (рис. 2).

Трубная головка (верхняя часть рис. 2) предназначена для соединения насосных установок с НКТ, спущенными в скважину.

Устьевая головка (нижняя часть рис. 2) служит для соединения с межтрубным пространством (между НКТ и обсадной колонной).

Пробковые краны с зубчатым сектором позволяют открывать их при большом давлении в линиях после закачки жидкости перед отсоединением насосных установок. Обратные шариковые клапаны позволяют подключать в нагнетательную линию любое число насосных установок, а также не прерывать работы при остановке одного из них за счет автоматического перекрытия линии остановленной установки.

Пакеры и якори

Пакеры, применяемые для ГРП, предназначены для предохранения эксплуатационной колонны от воздействия высокого давления.

Пакер должен выдерживать максимальный перепад давлений, действующий при проведении обработок.

Для ГРП применяют пакеры следующих типов:

ПНМШ — пакер, воспринимающий усилие от перепада давлений, направленного вниз (ПН), способ посадки и освобождения механический (М), т. е. уплотнение происходит под действием веса колонны труб, шлип-совый (Ш);

ПНГК—способ посадки гидравлический (Г); т. е. уплотнение и освобождение происходит за счет перепада давлений, сероводородостойкого исполнения (К);

ПНГС — самоуплотняющийся (С).

Уплотнение двух резиновых манжет шлипсового пакера ПНМШ происходит под действием веса НКТ при опоре конуса на шлипсы пакера.

Для посадки пакера его приподнимают на 0,3—0,5 м с последующим поворотом труб вправо на 1-1,5 оборота.

Уплотнение гидравлической манжеты пакера ПНГК происходит за счет давления жидкости. Уплотнение двух резиновых манжет пакера ПНГС происходит как и у пакера ПНГК.

Во время ГРП перепад давлений создает усилия, действующие на пакер и стремящиеся вытолкнуть его вверх вместе с колонной труб. Для предотвращения скольжения пакера и разгрузки колонны труб применяют якори.

Якори платкового типа гидравлического действия ЯПГ выпускают трех типов для эксплуатационных колонн диаметром 146, 168 и 219 мм.

Головка якоря заканчивается муфтой для присоединения к колонне НКТ. Хвостовик, находящийся в нижней части корпуса якоря, имеет резьбу (левого направления) бурильных труб для соединения с пакером. Внутри якоря находится стальной патрубок, предохраняющий резиновую трубку от разбухания. В корпусе якоря также расположены плашки, выпадение которых предотвращают шпонки, прикрепленные к корпусу винтами.

Под действием перепада давлений внутри и вне якоря резиновая трубка выдвигает плашки до упора во внутренние стенки эксплуатационной колонны. Врезаясь острыми концами зубьев плашек в колонну, якорь воспринимает усилие от пакера.

После снижения давления резиновая трубка принимает первоначальное положение, и плашки свободно входят внутрь корпуса якоря.

Технические характеристики пакеров ПНМШ, ПНГК и ПНГС и якорей ЯПГ приведены в табл. 5, 6.

Таблица 6 Технические характеристики якорей

Характеристика

ЯПГ-146-500

ЯПГ-168-500

ЯПГ-219-300

Внутренний диаметр эксплуатационной колон

124—132

148—154

197—203

ны, мм

Максимальный перепад давления, МПа

Максимальное усилие, воспринимаемое якорем, кН

900

1200

800

Число плашек

Диаметр проходного отверстия, мм

53,5

Присоединительная резьба верхнего конца для соединения с НКТ, мм

Присоединительная резьба (левого направления) бурильной трубы на нижнем конце, мм

114

Длина, мм

810

904

1014

Масса, кг

ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГРП

В скважине, выбранной для ГРП, определяют дебит (приемистость), забойное и пластовое давление, содержание воды в добываемой продукции, газовый фактор.

Осуществляют мероприятия по очистке забоя и ПЗП путем промывки растворителями (керосин, бензин, побочные продукты и отходы химических и нефтехимических производств и др.), ПАВ (катионоактивные: катапин-А, катамин-А, марвелан-КО и др. в нефтяных добывающих, неионогенные:

ОП-10, УФЭв, тержитол и др. в водонагнетательных скважинах), кислотных обработок.

Хорошие результаты дает предварительная перфорация в узком интервале пласта, намеченном для гидравлического разрыва. Для этих целей используют кумулятивный перфоратор ПК-103 или гидропескоструйную перфорацию. Перечисленные мероприятия снижают давление разрыва и повышают его эффективность.

Проверяют герметичность эксплуатационной колонны и цементного кольца.

Спускают НКТ (как можно большего диаметра для уменьшения потерь давления) с пакером и якорем. Пакер устанавливают на 5—10 м выше разрываемого пласта против плотных непроницаемых пород (глина, аргиллит и т. д.). Ниже пакера устанавливаются НКТ (так называемый «хвостовик») с заглушенным концом и перфорированными отверстиями в нижней части. Длину хвостовика выбирают максимально возможной для того, чтобы песок двигался к трещине снизу вверх и не выпадал в зумпф скважины.

Промывают и заполняют скважину до устья собственной дегазированной нефтью в нефтяных добывающих и нагнетаемой водой — в водонагнетательных скважинах.

Производят посадку и опрессовку пакера путем закачки нефти или воды в НКТ при открытом затрубном пространстве. При обнаружении пропусков в пакере его срывают и производят повторную посадку и опрессовку. Если и в этом случае не достигается герметичность пакера, то изменяют место посадки или его заменяют.

Устанавливают арматуру устья, обвязывают установки насосные, пе-скосмесительные и емкости.

Схемы расположения подземного и наземного оборудования при ГРП приведены на рис. 3, 4.

Закачивают жидкость разрыва минимальной вязкости одной насосной установкой на 2—3 режимах работы насоса. При этом замеряют давление, приемистость и определяют коэффициент приемистости скважины на каждом режиме. Затем ту же жидкость разрыва закачивают несколькими насосными установками при максимально возможной производительности насосов. Определяют величину четвертого коэффициента приемистости. Если при последнем режиме нагнетания достигается увеличение коэффи-^ циента приемистости в 3—4 раза по сравнению с первым режимом нагнетания одной насосной установкой на низшей скорости и зависимость расхода жидкости от давления нагнетания имеет вид, показанный на рис. 5

Рис. 3. Схема расположения подземного оборудования при гидравлическом разрыве пласта (ГРП):

I — эксплуатационная колонна; 2— цементное кольцо; 3—насосно-компрессорные трубы (НКТ);

4—якорь; 5—пакер; 6—глинистые пласты;

7—продуктивный пласт песчаника; 8—трещина; 9—башмак эксплуатационной колонны;

10— хвостовик

то делают вывод о наличии трещин в разрываемом пласте. Если по данным закачивания жидкости разрыва с минимальной вязкостью трудно однозначно установить образование трещин и достигнутое давление намного ниже развиваемого насосными установками, то работы повторяют с использованием жидкости разрыва повышенной вязкости.

На длительно разрабатываемых месторождениях величина давления разрыва (или его градиента) и наиболее эффективный тип жидкости разрыва уже известны. Поэтому нет необходимости проведения перечисленных исследований в полном объеме на каждой скважине.

После установления признаков наличия трещин в разрываемом пласте имеющимися на скважине насосными установками приступают к их закреплению. Для дальнейшего развития трещин и облегчения ввода в них песка перед жидкостью- песконосителем закачивают 3—4 м3 слабофильтрующейся жидкости повышенной вязкости. Затем закачивают жидкость с песком при максимально возможных производительности и давления для обеспечения максимального раскрытия созданных трещин. Продавочную жидкость закачивают непосредственно за песчано-жидкостной смесью без снижения темпов закачивания. Объем продавочной жидкости должен быть равным или больше (в зависимости от длины «хвостовика») объема НКТ, на которых спущен пакер.

Если в нефтяных добывающих скважинах в качестве продавочной жидкости используют воду, то после окончания подачи песчано-жидкостной смеси в НКТ закачивают «пробку» чистой жидкости-песконосителя или собственной дегазированной нефти. После этого приступают к закачиванию воды.

Для предупреждения выноса песка из трещин и образования песчаных пробок на забое после завершения продавливания песчано-жидкостной смеси в трещину устье скважины закрывают до момента снижения давления до атмосферного. Одновременно демонтируют насосные установки и другое наземное оборудование.

После снижения давления на устье скважины срывают и извлекают пакер с якорем, отбивают забой скважины для определения количества осевшего песка.

Рис. 4. Схема расположения наземного оборудования при гидравлическом разрыве пласта (ГРП):

1 — пескосмеситель; 2 — насосные агрегаты УН1-630Х700А (или 4АН-700); 3 — цементировочные агрегаты; 4 — резервуар для рабочих жидкостей; 5— устье скважины

Рис. 5. Соотношение расхода жидкости О (1) и коэффициента приемистости К (2) с давлением Р при гидравлическом разрыве пласта

После ГРП нефтяные добывающие скважины осваивают путем спуска в них глубинного насоса или предварительного снижения уровня жидкости поршневанием, компрессором и т. д. Водонагнетательные скважины промывают до чистой воды и подключают к водоводу. Если в водонагнета-тельных скважинах величины давления разрыва и продавливания песка близки к величине давления нагнетания воды от КНС, то после окончания закачивания продавочной жидкости продолжают нагнетать воду насосными установками в течение 2—3 ч при постепенном снижении давления закачивания до давления КНС. После этого скважину сразу же подключают к водоводу. Если давления разрыва и продавливания песка высоки, то после подъема НКТ с пакером и якорем рекомендуют извлекать жидкость-пес ко-носитель из пласта и трещин свабированием или другими методами.

Для повышения эффективности ГРП иногда рекомендуют применять способ закрепления трещин рассредоточенным слоем песка, сохраняющим высокую остаточную проницаемость трещин. Это достигается поочередным закачиванием определенных объемов песка и поваренной соли, растворяющейся впоследствии водой. Аналогичный эффект достигается при закреплении трещин смесью крупнозернистого кварцевого песка с гранулированным металлическим магнием или его опилками с последующим закачиванием соляной кислоты. В результате взаимодействия магния с кислотой увеличивается пропускная способность трещины. Дополнительный эффект достигается под действием тепла, выделившегося при реакции магния с кислотой: в нефтяных добывающих скважинах растворяются и удаляются парафиновые и асфальтосмолистые вещества, в водонагнетательных — продукты коррозии, привнесенные в пласт при нагнетании воды.

В скважинах, эксплуатирующих несколько перфорированных продуктивных пластов, производят поинтервальный многократный ГРП. Для этого применяют несколько технологических схем.

По первой схеме сначала производят гидравлический разрыв самого ^нижнего пласта. Затем обработанный интервал засыпают песком и поочередно производят гидравлический разрыв среднего и верхнего пластов (рис. 6).

По второй схеме поступление жидкости в уже созданную трещину ограничивается путем использования специальных материалов. Для этого в последние порции закачиваемой жидкости-песконосителя добавляют в нефтяных добывающих скважинах гранулированный нафталин с диаметром частиц 2—6 мм. Затем повторяют процесс гидравлического разрыва в соседних пластах (нижних или верхних).

По третьей схеме (рис. 7) для перекрытия вышележащих пластов используют тонущие, а нижележащих—плавающие в жидкости разрыва эластичные шарики. Забойное оборудование состоит из двух полых цилиндров 3 и 5, соосно закрепленных на НКТ. Цилиндр 3 с отверстиями в дне открыт сверху, а цилиндр 5 с отверстиями в крышке — снизу. НКТ, на которую надеты и приварены цилиндры, снизу заглушена и имеет отверстия над нижним цилиндром 5.

Технология ГРП по этой схеме заключается в следующем. Предварительно под нижний цилиндр 5 помещают эластичные шарики диаметром 18—20 мм, плотность которых меньше, чем у жидкости разрыва. Поэтому шарики прижимаются к крышке нижнего цилиндра. Количество шариков в этом цилиндре должно быть больше, чем количество перфорационных отверстий в двух нижележащих продуктивных пластах на рис. 7 (пластов под самым верхним разрываемым пластом может быть и больше двух; соответственно должно быть увеличено количество шариков).

Рис. 6. Технологическая схема (первая) поинтервального гидравлического разрыва нижнего (а), среднего (б) и верхнего (в) пластов:

1—3—трещины в нижнем (1), среднем (2) и верхнем (3) пластах песчаников; 4— глинистые пласты ;

В верхний цилиндр 3 помещают тонущие шарики, количество которых больше, чем количество перфорационных отверстий в двух вышележащих продуктивных пластах (см. рис. 7). Перфорированных пластов, нижележащих по отношению к самому верхнему разрываемому пласту, и, наоборот,— вышележащих по отношению к самому нижнему разрываемому пласту, может быть и больше двух. Тогда, в соответствии с количеством отверстий, должно быть увеличено и количество шариков.

Рис. 7. Технологическая схема (третья) поинтервального гидравлического разрыва нижнего (а) и среднего (б) пластов:

1 - разобщитель; 2—тонущие шарики; 3—верхний цилиндр; 4—хвостовик; 5—нижний цилиндр;6—плавающие шарики

Диаметр цилиндров подбирают так, чтобы шарики не могли попасть в зазор между I ними и эксплуатационной колонной. Чтобы шарики не попадали под пакер при спуске или негерметичной посадке пакера, в компоновке забойного оборудования используют диск-разобщитель 1. Пакер устанавливают на 1 такой глубине, чтобы разрываемый пласт находился между двумя цилиндрами с шариками. После этого производят гидроразрыв пласта обычным способом. Если движение жидкости разрыва будет направлено в сторону! выше- или нижележащих перфорированных пластов, то потоком этой ^жидкости шарики из цилиндров будут увлекаться к перфорационным отверстиям и перекроют их. В результате гидроразрыв произойдет только в запланированном пласте.

После прекращения закачки шарики (соответственно с их плотностью) соберутся в свои цилиндры. Приподнимая или опуская НКТ, цилиндры с шариками можно установить в нужном интервале и производить гидро-1 разрыв любого пласта. Для производства направленного гидроразрыва продуктивный пласт предварительно перфорируется в узком интервале. Последующие операции аналогичны описанным выше.

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОВЕДЕНИЯ ГРП

Эффективность ГРП выражается в увеличении дебита или приемистости скважины благодаря большой пропускной способности создаваемых в пласте трещин Даже продуктивные пласты с очень высокой проницаемостью не могут обеспечить те дебиты, которые достигаются путем создания трещин. Чем больше раскрытость и глубина распространения трещин в пласте, тем больше эффект от ГРП. Например, проницаемость трещины (не заполненной песком) с раскрытостью всего 0,1 мм равна 833 мкм 2, а с раскрытостью в 1 мм — 83300 мкм 2.

Практически раскрытость созданной трещины может быть определена косвенным путем на основании известного факта о возможности проникновения песка в трещину при раскрытости ее не менее двух диаметров песчинок. Следовательно, если при ГРП в пласт был закачан песок с песчинками диаметром 2 мм, то раскрытость созданной трещины может превышать 4 мм.

Заполнение трещины крупнозернистым песком несколько снижает ее проницаемость, но и в этом случае она остается значительной. Например, проницаемость (по воде) уплотненного песка диаметром 0,85—0,50 мм равна 80 мкм 2.

Кратность увеличения дебита скважины после ГРП зависит от свойств продуктивного пласта (проницаемость, толщина, пластовое давление), размеров и местоположения созданных и закрепленных трещин.

Если ГРП проводится в гидродинамически совершенной скважине с однородным пластом, эффект от ГРП с образованием горизонтальной трещины с некоторым упрощением может приравниваться к эффекту от увеличения радиуса скважин:? Тогда ожидаемая кратность увеличения дебита от ГРП предварительно определяется по приближенной формуле, в которой радиус скважины rс после гидроразрыва принимается равным радиусу трещины r т:

Здесь радиус трещины определяют приближенно, исходя из характеристик горных пород, вязкости, расхода и времени закачивания жидкости разрыва и проницаемости пласта.

Если взять радиус контура питания (половина среднего расстояния между двумя соседними скважинами) Rк равным 250 м, а радиус скважины rс равным 0,1 м, то при длине трещины в 1, 5, 10, 25, 50 и 100 м максимальное увеличение дебита скважины будет в 1,4, 2,0, 2,4, 3,4, 4,9 и 8,5 раза соответственно. Однако фактическая кратность увеличения дебита часто бывает намного больше. Это объясняется несовершенством скважин, более низкой проницаемостью призабойной зоны пласта по сравнению с его удаленной частью, неоднородным строением пласта по толщине и т. д.

Фактическая кратность увеличения дебита может быть и несколько ниже, если в результате ГРП призабойная зона не соединилась с удаленными высокопроницаемыми участками пласта или скважины находились в зонах литологического выклинивания пластов.

К оценке качества проведенного ГРП относится также определение местоположения созданной трещины. Для этого используют следующие способы: в последнюю порцию песка добавляют радиоактивное вещество, после ГРП проводят гамма-каротаж и по аномалии его диаграммы определяют местоположение трещины; проводят исследования профилей притока (в нефтяных добывающих скважинах) и приемистости (в водонагне-тательных скважинах) и считают, что интервал наибольших притока или приемистости (так называемые «пики» притока и приемистости) соответствует местоположению созданной трещины.

Величину технологического и экономического эффекта от проведения ГРП определяют так же, как и после кислотных обработок (см. гл. 4).

ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

При ГРП создаются очень высокие давления (до 70 МПа), при которых возможен разрыв трубопроводов и насосных установок. Кроме того, в качестве жидкости разрыва часто применяют нефть — огнеопасное вещество. Для обеспечения нормального хода операции ГРП на скважине должны строго соблюдаться правила техники безопасности и осуществляться противопожарные мероприятия.

ГРП производят по специальному плану, утвержденному главным инженером НГДУ. Руководителем работ и ответственным лицом на скважине является инженерно-технический работник.

Насосные установки и другую технологию для ГРП расставляют на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и 1 м друг от друга, их кабины должны быть обращены в противоположную от устья сторону.

Насосные установки соединяются с устьевой арматурой жестко при помощи труб высокого давления.

На нагнетательных линиях устанавливают обратные клапаны, на насосах — предохранительные устройства и манометры. На устьевой арматуре устанавливается манометр.

После окончания обвязки устья скважины с насосными установками все трубопроводы и оборудование устья спрессовывают на давление, в 1,5 раза превышающее ожидаемое максимальное давление при ГРП. При этом обслуживающий персонал удаляется на безопасное расстояние.

Во время запуска насосных установок в работу, закачивания и про-давливания жидкостей в скважину нахождение людей около устья скважины и нагнетательных трубопроводов запрещается. У насосных установок находятся только люди, непосредственно связанные с их обслуживанием.

В процессе работы насосных установок ремонтировать их и производить докрепление соединений трубопроводов и устья запрещается.

Прежде чем отсоединить трубопроводы от устьевой арматуры, необходимо закрыть краны и снизить давление в трубопроводах до атмосферного.

Остатки жидкости разрыва и нефти сливают из емкостей насосных установок и автоцистерн в специальные резервуары.

При ГРП с применением кислот необходимо соблюдать дополнительные меры предосторожности, (см. гл. 4).

ГИДРОПЕСКОСТРУЙНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ СКВАЖИН (ГПП)

Перфорация — пробивание отверстий в стенках эксплуатационной колонны, цементном камне и горной породе для сообщения продуктивного пласта со стволом скважины.

При гидропескоструйной перфорации для создания канала сообщения. используется энергия песчано-жидкостной струи, истекающей с большой скоростью из специальных насадок перфоратора. В результате этого песок истирает стенки колонны, затем пробивает цементное кольцо и далее проникает в глубь пласта.

НАЗНАЧЕНИЕ И УСЛОВИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГПП

При ГПП диаметр отверстий, создаваемых в колонне, составляет 12—20 мм, а глубина каналов в несколько раз больше, чем при других видах перфорации. При ГПП не нарушается цементное кольцо за колонной. Поэтому ГПП применяют в скважинах, только что вышедших из бурения, и уже эксплуатирующихся для значительного увеличения их производительности, а также в скважинах, близко расположенных к нефтеносным пластам водоносных или газоносных прослоев или пластов. ГПП применяют также для выполнения следующих специальных работ в скважинах:

создание щелей перед ГРП, обеспечивающих снижение давления разрыва и образование трещины в определенном направлении;

срезание обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб.

ГПП в основном используют тогда, когда другие виды перфорации не дают ожидаемого результата.

Основное условие нормального осуществления процесса ГПП — отсутствие поглощения жидкости в скважине, т. е. наличие нормальной циркуляции жидкости для обеспечения выноса песка и шлама.

ГПП нецелесообразно применять в интервалах, уже подвергнутых кислотной обработке и ГРП, а также в сильно обводненных пластах.

МАТЕРИАЛЫ, ОБОРУДОВАНИЕ И ТЕХНИКА ПРИ ГПП

Основными материалами для осуществления ГПП являются рабочая жидкость и песок.

Рабочие жидкости не должны ухудшать коллекторские свойства продуктивного пласта и не должны быть дефицитными и дорогими.

В качестве рабочих жидкостей используют дегазированную нефть (в добывающих скважинах) и техническую воду (в водонагнетательных скважинах), а также растворы соляной кислоты с ПАВ (в любых скважинах).

В качестве абразивного (истирающего) материала применяют песок с размером зерен от 0,2 до 2 мм с содержанием кварца более 50%.

ГПП осуществляют с помощью специальных устройств — гидроперфо- раторов, содержащих насадки (сопла) из очень твердого сплава ВК6.

На промыслах применяют насадки с внутренним диаметром 3, 4,5 и 6 мм. Насадки диаметром 3 мм используют для вырезки прихваченных НКТ или бурильных труб в обсаженных скважинах и при небольшой глубине резания; насадки диаметром 4,5 мм — при перфорации и других работах когда нет условий для очень быстрой закачки песчано-жидкостной смеси насадки диаметром 6 мм – когда необходимо обеспечивать максимальную глубину канала и невозможно создавать большие давления.

Гидропескоструйный перфоратор АП-6М предназначен для создания точечных и щелевых каналов в колонне, цементе и породах пласта. АП-6М применяют для перфорации скважин. Обсаженных колоннами 141-219 мм; вырезки обсадных колонн тех же диаметров; расширения забоев скважины и т.д. Перфоратор имеет 1 гнезд для держателей насадок и заглушек. Сочетанием различных вариантов расположения насадок и заглушек в перфораторе, перемещением его вокруг или вдоль оси скважины создают горизонтально-круговые или вертикальные щели. Шестигранная поверхность держателя насадки предохраняет участок корпуса перфоратора с резьбой (гнездо) от разрушающего действия отраженной струи песчано-жидкостной смеси и частиц породы. Хвостовик с пером служит для удаления песка, накопившегося в зумпфе скважины во время перфорации.

Перфоратор АП-6М выпускается в двух вариантах (табл. 7). Для перфорации нескольких маломощных пластов, расположенных на большом расстоянии друг от друга, и мощных пластов рекомендуют применять блок гидропескоструйных перфораторов ПЗК-1. Этим перфоратором можно перфорировать последовательно снизу вверх один или несколько пластов без подъема труб и прекращения подачи песчаножидкостной смеси.

Блок может включать в себя до пяти отдельных перфораторов, соединенных патрубками или трубами. ПЗК-1 применяют в скважинах с диа-

Таблица 7 Технические характеристики перфораторов АП-6М

Характеристика

АП-6М-100

АП-6М-80

Диаметр корпуса перфоратора, мм

100

Длина корпуса перфоратора, мм

835

780

Количество отверстий для насадок

Расстояние между ярусами отверстий вдоль вертикали,

100

Количество ярусов отверстий

Количество отверстий в ярусах

4; 2; 4

2; 2; 2

Минимальный диаметр колонны, мм

141

Допустимый перепад давления, МПа

Допустимая забойная температура

Любая

Масса, кг

метром 141 мм и более; максимально допустимое давление и температура составляют соответственно 50 МПа и 100° С.

Для создания круговых горизонтальных щелей или каналов в обсадной колонне, цементном кольце и породе пласта, а также для вырезки прихваченных труб применяют глубинный вращатель ВГ-1.

Для создания вертикальных щелей перфоратор перемещают вверх и вниз специальными глубинными двигателями ГДП, приводящимися в действие потоком рабочей жидкости. Этой же цели можно достигнуть путем подъема труб с помощью подъемной установки. При этом закачку песчано-жидкостной смеси осуществляют через тройник и гибкий шланг. Для приготовления песчано-жидкостных смесей и закачки их в скважину используют пескосмесительные агрегат 4ПА, установку УСП-50 и насосные установки УН1-630Х700А или цементировочные агрегаты.

ТЕХНОЛОГИЯ И ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОВЕДЕНИЯ ГПП

При планировании процесса ГПП сначала определяют допустимое устьевое давление, исходя из прочностной характеристики труб.

Затем подбирают перепад давления в насадке и оценивают потери давления в системе. При этом ставят цель обеспечить максимальный перепад давления в насадках и минимальные потери давления в трубах 1 и затрубном пространстве.

Перепад давления определяют по готовым графикам, исходя из известного диаметра насадки и задаваясь расходом жидкости через нее.

Потери давления определяют также по готовым графикам, исходя из суммарного расхода жидкости, равного произведению числа одновременно работающих насадок, и расхода жидкости через одну насадку.

Сумма перепада и потерь давления не должна быть больше величины допустимого устьевого давления.

Рекомендуют, чтобы перепад давления был не менее 10—12 МПа для насадок диаметром 6 мм и 18—20 МПа для насадок диаметром 4,5 и 3 мм. Для прочных пород приведенные величины давления увеличивают до 18—20 и 25—30 МПа соответственно для насадок с диаметром 6 и 4,5; 3 мм.

При выборе перепада давления и расхода жидкости через насадку исходят из необходимости обеспечения скорости восходящего потока в межтрубном пространстве не менее 0,5 м/с для удаления песка и шлама с забоя скважины.

В процессе ГПП отработанная жидкость с песком и шламом выходит через создаваемый канал в ствол скважины. Это встречный поток создает сопротивление рабочей струе, направляемой в породу пласта. Поэтому рекомендуют в обсадной колонне делать прорезь большего сечения, чем сечение насадки. Для этого необходимо создавать щели в обсадной колонне длиной 100—120 мм.

Практически процесс ГПП осуществляют следующим образом.

Спускают перфоратор, тщательно замеряя длины каждой трубы и другого подземного оборудования. Перфоратор центрируют в заданном интервале специальным фиксатором. При нагнетании песчано-жидкостной смеси плашки фиксатора выдвигаются и упираются в стенку колонны, удерживая перфоратор и ближайшие к нему трубы в определенном положении. Если используется глубинный вращатель, то его устанавливают над перфоратором. На расстоянии одной или двух НКТ над перфоратором монтируют муфту-репер.

После спуска в скважину колонны НКТ с подземным оборудованием производят радиоактивный каротаж для отбивки глубины нахождения муфты-репера, а, следовательно, и самого перфоратора, так как расстояние между ними точно известно. Приподнимая или опуская колонну НКТ, перфоратор устанавливают у нижнего интервала обрабатываемого пласта.

Затем производят обвязку наземного оборудования со скважиной. При этом, в зависимости от конкретных условий, применяют устьевую арматуру 1АУ-700 или 2АУ-700.

Производят прямую и обратную промывки скважины соответствующей жидкостью, после чего в НКТ спускают опрессовочный шаровой клапан и, спрессовывают подземное и наземное оборудование на 1,5-кратное ожидаемое рабочее давление).

Обратной промывкой вымывают опрессовочный шаровой клапан. Оценивают потери давления на трение путем промывки скважины при режиме перфорации.

Спускают клапан перфоратора и закачивают рабочую жидкость без песка на режиме перфорации.

Приготавливают песчано-жидкостную смесь в пескосмесительных агрегате 4ПА или установке УСП-50, а также цементно-смесительных воронках. Затем приготовленную смесь подают в насосные установки, которые, в свою очередь, закачивают ее в скважину.

Переходят к следующему, верхнему интервалу обработки.

После осуществления перфорации всех интервалов обратной промывкой вымывают клапан перфоратора, промывают забой, поднимают перфоратор и оборудуют скважину для освоения и эксплуатации.

Принципиальные схемы расположения подземного и наземного оборудования в процессе осуществления ГПП приведены на рис. 9, 10.

При ГПП концентрация песка в рабочей жидкости составляет 50— 200 г/л; количество песка достигает 10 т.

Темп закачки песчано-жидкостной смеси меняется в пределах 3— 4 л/с. При этом скорость струи, выходящей из насадки, составляет 200—260 м/с, а перепад давления — 18,5—22 МПа. Скорость перфорации колонны и породы в среднем меняется от 0,6 до 0,9 мм/с. Струя жидкости с песком образует щель в обсадной колонне шириной около 100 мм, а в пласте—30—60 мм, длина щели достигает 1000 мм.

Экспериментально определено, что для точечного вскрытия одного интервала без смещения насадки требуется 15—20 мин, а для щелевого вскрытия — 2-3 мин. на каждый сантиметр длины щели.

Использование растворов кислот в качестве рабочей жидкости повышает эффективность ГПП, так как при этом одновременное перфорацией обеспечивается очистка поровых каналов от загрязнений.

Эффективность ГПП повышается также при искусственном насыщении рабочей жидкости газом (до 25%), В результате этого размеры каналов увеличиваются в 2—3,5 раза за счет снижения плотности среды вокруг струи и за счет выделяющегося из насадок перфоратора газа.

Технология и экономическая эффективность проведения ГПП определяются исходя из степени увеличения производительности скважин и затрат на производство ГПП (см. гл. 4)

Рмс. 9. Схема расположения подземного оборудования при гидропескоструйной перфорации (ГПП)

Рис. 10. Схема расположения наземного оборудования при гидропескоструйной перфорации:

I — насосная установка УН1-630Х700А (или 4АН-700); 2—пескосмесительный агрегат 4ПА (или УСП-50); 3— шламоуловитель; 4— цементировочный агрегат; 5—резервуар со смесью; 6—автоцистерна; 7—амбар; 8—линия сброса разга-зированной жидкости и песка; 9—кран высокого давления; 10—фонтанная задвижка: II—устье скважины; 12—линия обратной промывки

Техника безопасности и противопожарные мероприятия при осуществлении ГПП аналогичны тем, которые необходимо соблюдать при ГРП и кислотных обработках.

ТОРПЕДИРОВАНИЕ СКВАЖИН

Торпедирование заключается в спуске в скважину специальной торпеды, заряженной ВВ. В качестве ВВ применяют тротил, тетрил, гексоген, ТЭН, нитроглицерин, аммониты и динамиты.

НАЗНАЧЕНИЕ И УСЛОВИЯ

ПРОВЕДЕНИЯ ТОРПЕДИРОВАНИЯ СКВАЖИН

Торпедирование применяется для ликвидации аварий с трубами, раз-рушения посторонних предметов на забое и иногда — для улучшения притока нефти к скважинам. Последнее достигается применением торпедирования при вскрытии продуктивного пласта и очистке зон перфорации иди фильтра.

Торпедирование с целью вскрытия пласта рекомендуют производить в скважинах, продуктивные горизонты которых представлены крепкими породами и не предполагается наличие дефектов в цементном кольце. При этом в пласте образуется каверна и от нее расходятся трещины различных размеров. Поэтому проницаемость пород в призабойной зоне повышается, а производительность скважины увеличивается.

Механизм очистки перфорационных отверстий (или отверстий фильтра) от отложений цемента, солей, парафина и других веществ в процессе торпедирования заключается в следующем. При взрыве торпеды образуется мощная ударная волна, которая проходит Через скважинную жидкость, достигает стенок эксплуатационной колонны (или фильтра), наносит сильный удар и вызывает растрескивание осадка. В дальнейшем пульсация газового пузыря, образовавшегося из продуктов взрыва, обеспечивает вынос разрушенного осадка из отверстий перфорации.

ТОРПЕДИРОВАНИЕ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТОВ

Торпедирование для вскрытия пластов осуществляют с применением фугасных (заряд ВВ, взрываемый в земле или под водой) торпед: шашечных торпед типов ТШ и ТШТ (табл. 8). Из торпед типа ТШ в настоящее время выпускаются только торпеды ТШ-84, остальные типоразмеры заменены соответствующими торпедами типа ТШТ. Последние в зависимости от термостойкости заряда и взрывного патрона могут использоваться при низких и повышенных температурах.

Торпеды типа ТШ и ТШТ негерметичные, так как заряд из цилиндрических шашек ВВ находится в контакте с промывочной жидкостью. Взрывной патрон герметичный, поэтому торпеды имеют герметичную оболочку из малопрочного материала (тонкостенный алюминий). Сверху над торпедой устанавливается груз.

Комплект незаряженной торпеды типа ТШТ включает десять корпусов и два груза, комплект ТШ84 — один корпус и один груз, поставляемый по особому заказу. Зарядный комплект включает набор шашек ВВ для одного корпуса торпеды.

Один из основных параметров технологии торпедирования — размер Г зяряда. Максимально допустимую длину торпеды подсчитывают исходя ' из плотности ВВ, предельно допустимой массы заряда ВВ (для мощных ВВ 5000 г, для слабых — 7000 г) и диаметра заряда.

Диаметр торпеды (заряда) выбирают исходя из конструкции скважины, свойств пласта и желаемого эффекта торпедирования (табл. 9). Для качественного вскрытия пласта торпедированием в породах средней прочности рекомендуют применять заряды с отношением диаметра заряда к диаметру трубы, равным 0,3—0,34. При этом в колонне получается достаточное количество трещин.

Длину торпеды можно менять. При этом необходимо помнить, что у очень коротких торпед (с длиной, не превышающей пяти диаметров

- торпеды) радиальное действие намного меньше. Сильное увеличение длины торпеды (более 10—15 диаметров) также не вызывает увеличения радиуса зоны трещинообразования.

Чтобы не повредить кровлю и подошву пласта, верхнюю и нижнюю части торпеды располагают на некотором расстоянии от них. При большой мощности пласта торпеды размещают на расстоянии около 500 мм друг от друга.

Глинистые пропластки в продуктивном пласте не торпедируют.

Повторный взрыв в одном и том же интервале не производят, так как это сопровождается сильными разрушениями колонны и небольшим увеличением радиуса каверны и трещин.

Очень важно, чтобы торпеда при взрыве располагалась в центре трубы. Взрыв торпеды (даже небольшой), находящейся в контакте со стенкой трубы, может сильно ее разрушить. Поэтому рекомендуют применять центраторы.

Торпеду привозят на скважину в разобранном виде (сборка торпеды на скважине занимает всего несколько минут). Затем торпеду жестко соединяют с грузом, который находится сверху и служит для обеспечения нормального спуска и центрирования торпеды в момент взрыва. Торпеду и груз спускают в скважину на электрокабеле. После взрыва груз поднимают из скважины, его применяют многократно.

ТОРПЕДИРОВАНИЕ ДЛЯ ОЧИСТКИ ПЕРФОРАЦИОННЫХ ОТВЕРСТИЙ (ИЛИ ОТВЕРСТИЙ ФИЛЬТРА)

Торпедирование для очистки перфорационных отверстий (или отверстий фильтра) осуществляют с использованием торпед из детонирующего шнура типа ТДШ (табл. 10).

Таблица 10 Техническая характеристика торпед типа ТДШ

Характеристика

ТДШ 25

ТДШ 50

ТДШТ 50

Поперечный размер. мм

Минимальный наружный диаметр трубы, в которую может быть спущена торпеда, мм: бурильной насосно-компрессорной

73 48

102 73

Максимально допустимое давление, МПа

100

Максимально допустимая температура, °С

200

Количество ниток детонирующего шнура, шт.

1—10

Количество взрывов с одной головкой (держателем)

Длина груза, мм

2200

1000

Масса груза, кг

Длина торпеды, м

4—100

4,5—100

4—100

Масса торпеды при длине 50 м и трех нитках детонирующего шнура типа ДШВ, кг

29,25

41,25

41,70

Торпеда типа ТДШ состоит из головки (держателя) и груза, соединенных между собой тросом. К тросу скобами прикреплен заряд, представляющий собой один или несколько отрезков детонирующего шнура в водонепроницаемой оболочке.

Шнур имеет оболочку из полихлорвинила, поэтому торпеды типа ТДШ можно применять в скважинах, заполненных жидкостью.

Длина шнура может достигать 100 м, поэтому рекомендуют за один спуск торпедировать всю продуктивную толщину пласта, включая и непроницаемые пропластки.

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ТОРПЕДИРОВАНИЯ СКВАЖИН

Эффективность торпедирования для вскрытия пластов определяют путем сравнения дебитов (или коэффициентов продуктивности) скважины до и после торпедирования. Иногда, исходя из опыта эксплуатации отдельных залежей, скважину торпедируют сразу же после окончания ее строительства. В этом случае эффективность торпедирования можно определять путем сравнения дебитов скважин, вскрытых различными способами. При этом характеристики вскрываемых продуктивных пластов должны быть близки.

Дополнительная добыча нефти за определенный период эксплуатации

рассчитывается примерно так же, как и после кислотной обработки или ГРП (см. гл. 4).

Эффективность торпедирования для очистки перфорационных отверстий определяют путем сравнения дебитов скважины (коэффициентов продуктивности) до и после торпедирования.

При оценке результатов проведенных работ необходимо, чтобы величины забойных давлений были одинаковыми.

ГЛАВА 4

ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ

ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН

КИСЛОТНЫЕ ОБРАБОТКИ

НАЗНАЧЕНИЕ И УСЛОВИЯ ПРОВЕДЕНИЯ КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК

Назначение соляной кислоты HCI — растворение карбонатных пород (известняков и доломитов, слагающих продуктивные отложения), карбонатных породообразующих минералов, а также привнесенных в пласт загрязняющих частиц.

Уравнения химической реакции соляной кислоты с карбонатными породами следующие:

с известняками: СаСОз + 2НС1 = СаС12 + Н20 + С02;

с доломитами: CaMg (C03)2 + 4HCl = CaCl2 + MgCl2 + 2H20 + 2C02.

Полученные в результате реакции хлористый кальций СаС12 и хлористый магний MgCl2 хорошо растворяются в воде и легко удаляются из ПЗП вместе с продукцией скважины; в пласте образуются новые пустоты и каналы.

Обычно применяют соляную кислоту 8—15%-й концентрации. Применение большей концентрации не рекомендуется из-за сильной коррозии и возможности растворения гипса с последующим закупориванием пласта. Применение кислотного раствора слабой концентрации требует приготовления большого объема раствора.

Ниже приводятся геологические условия. Концентрация соляной кислоты при солянокислотных обработках:

8—10% —для песчаников с карбонатным цементом;

10-12%—для карбонатной породы высокой проницаемости при низком пластовом давлении;

12—15%—для карбонатной породы низкой проницаемости при высоком пластовом давлении.

Смесь плавиковой (фтористоводородной) кислоты HF с соляной кислотой (глинокислота или грязевая кислота) предназначается для воздействия на песчаники, в составе которых имеется глинистый цемент, а также для удаления глинистой корки со стенок скважины и фильтрата глинистого раствора, попавшего в поры пласта во время бурения или глушения скважины. Уравнение химической реакции плавиковой кислоты (составной части глинокислоты) с каолином (вид глины) следующее:

Al2Q32Si02 2H20+14HF = 2AIF3+ 2SiF4 + 9H20.

Эта реакция идет быстро и в основном определяет эффект воздействия на городу, загрязненную глинистым материалом.

Глинокислоту нельзя применять для воздействия на карбонатные породы и песчаники с большим количеством карбонатного цементе, так как при этом образуется слизистый осадок фтористого кальция CaF2, закупоривающий поры пород.

Уравнение химической реакции плавиковой кислоты с карбонатом кальция следующее:

CaC03 + 2HF=CaF2 + C02+H20.

Уксусная кислота СНзСООН добавляется в соляную кислоту для замедления скорости растворения карбонатной породы. Это обеспечивает более глубокое внедрение в поры породы еще активного раствора соляной кислоты. Уксусная кислота также предотвращает выпадение I осадок гидрата оксида железа Fe(OH)3, растворяет карбонатную породу, хотя и в меньшей степени (в 1,64 раза), чем соляная кислота. Учитывая это, а также высокую стоимость, основное назначение уксусной кислоты сводится к стабилизации раствора соляной кислоты от выпадения железистых осадков и замедлению скорости реакции кислоты с породой.

Концентрированная серная кислота H2SO4 предназначается для воздействия на песчаники. При этом снижается вязкость нефти за счет теплоты, выделяющейся в процессе смешения серной кислоты с водой, и увеличивается производительность скважины. При смешении серной кислоты с нефтью образуется ПАВ, что также способствует улучшению притока нефти из пласта в скважину.

Серную кислоту не рекомендуется применять для воздействия на карбонатные породы, так как при их взаимодействии образуется нерастворимый в воде сульфат кальция CaSО. Уравнение химической реакции серной кислоты с карбонатной породой следующее:

CaC03 + H2S04= CaS04 + H20 + C02.

При температуре пласта ниже 70° С сульфат кальция выпадает в осадок в виде гипса CaS04-2H20.

Концентрированная (98%) серная кислота не реагирует с металлом, но разбавление ее водой приводит к увеличению коррозии.

Угольную кислоту Н2СОз применяют для воздействия на породы, СО держащие карбонаты кальция и магния, а также асфальто-смолистыс осадки.

типы кислот и их свойства

Соляная кислота HCI — бесцветный водный раствор хлористого водорода с резким запахом, в присутствии железа или хлора слабо окрашена в желтовато-зеленый цвет. Соляная кислота активна и растворяет с выделением водорода все металлы, расположенные в ряду активности до водорода.

Для нужд нефтяной промышленности заводы-изготовители поставляют абгазовую соляную кислоту (ТУ6-01-714-77) и синтетическую соляную кислоту техническую (ГОСТ 857-78). Массовая доля хлористого водорода в соляной кислоте должна составлять (не менее):

ТУ6-01-714-77 —22% (марка А) и 20% (марка Б);

ГОСТ 857-78 — 35% (марка А) и 31,5% (марка Б).

Содержание железа в соляной кислоте не должно превышать 0,015% (ГОСТ 857-78) и 0,03% (ТУ6-01-714-77).

Содержание серной кислоты — не более 0,005% (ГОСТ 857-78).

В абгазовой соляной кислоте (марка Б, второй сорт) по ТУ6-01-714-77 содержится до 1% HF. Поэтому для воздействия на карбонатные породы используется абгазовая соляная кислота марки А или марки Б первого сорта. Абгазовая кислота марки Б второго сорта пригодна только для приготовления глинокислоты. Плотность ингибированной соляной кислоты с содержанием НС1 22% (ТУ6-01-714-77) 1154—1188 кг/м3, температура замерзания минус 58° С. Скорость коррозии стали марки Ст 3 в соляной кислоте 10%-й концентрации при температуре 20° С составляет 7 г/м2-ч.

Товарную соляную кислоту заводы-изготовители поставляют в гуммированных стальных цистернах.

Плавиковая кислота HF — водный раствор фтористого водорода (при температуре выше 19° С — бесцветный газ с резким запахом, ниже 19° С—легкоподвижная жидкость). Получают HF действием концентрированной серной кислоты на фтористый кальций (флюорит):

CaF2+H2S04 = 2HF + CaS04.

Заводы-изготовители поставляют техническую плавиковую кислоту по ТУ 608-236-77 с содержанием HF не менее 30%, кремнефтористоводородной кислоты H2SiF6 не более 8% и H2S04 не более 2,5%. Температура замерзания плавиковой кислоты с концентрацией HF 30% минус 35° С.

Плавиковая кислота поставляется в эбонитовых сосудах вместимостью 20 л или в полиэтиленовых бутылях. Стекло и керамика разлагаются плавиковой кислотой. Поэтому сосуды из этих материалов нельзя использовать даже для кратковременного хранения плавиковой кислоты. Продукт пожаро- и взрывоопасен, токсичен. При попадании на кожу вызывает сильные ожоги, пары обладают раздражающим действием. Скорость коррозии глинокислоты, содержащей 10% НО и 5% HF, при температуре 20° С составляет 43,1 г/м2-ч.

Для удобства транспортирования и хранения и безопасности работы на промыслах плавиковую кислоту получают из БФА (NH4F-HF-|-NH4F) непосредственно в процессе приготовления рабочего раствора глинокислоты по следующей химической реакции:

NH4FHF + HCI=2HF+NH4C1;

H4F + HCI = NH4CI + HF.

При этом количество соляной кислоты увеличивается из-за необходимости предварительного образования плавиковой кислоты.

Бифторид-фторид аммония БФА — твердое кристаллическое бесцветное вещество плотностью 1010 кг/м3 при 25° С. Растворимость БФА в воде при различных температурах следующая:

Температура, °С Растворимость, г/WO г

0 71,9

10 74,1

20 82,6

30 88,8

60 111 .

80 118

БФА транспортируют и хранят в двойных мешках (полиэтиленкрафт-бумага) или в бочках с внутренней полиэтиленовой оболочкой. БФА относительно дешев, его токсичность невысокая.

Уксусная кислота СНзСООН — бесцветная жидкость с резким запахом и кислым вкусом, хорошо растворимая в воде. Плотность уксусной кислоты при температуре 20° С составляет 1049 кг/м!, температура затвердевания при 98%-й концентрации 17° С, температура кипения— 118° С. Уксусная кислота относится к cлабым кислотам.

Для приготовления рабочих растворов при СКО используют кислоту уксусную синтетическую, а также кислоту уксусную лесохимическую, техническую, очищенную (ГОСТ 6968-76).

Концентрация уксусной кислоты для стабилизации раствора соляной кислоты от выпадения гидрата оксида железа зависит от содержания железа в нем и составляет:

Содержание железа в растворе кислоты, % ,01-1 0,1-0,3 0,3-0,5

Концентрация СНзСООН, % 1 1,5 2-3

В уксусной кислоте, используемой для обработки скважин, примесь серной кислоты должна соответствовать норме. Излишняя примесь серной кислоты в рабочем растворе соляной кислоты приводит к образованию гипса, закупоривающего поры породы:

H2S04 + CaC03 + H20= CaS04 2H20 + H20 + C02.

Для удаления серной кислоты добавляют 0,02—0,05% хлористого бария ВаСl2 :

H2S04 + BaCl2 = BaS04 + 2HCl.

После длительного отстоя осадок BaS04 удаляется. Поскольку хлористый барий в концентрированной соляной кислоте растворяется плохо, то осаждение и удаление серной кислоты проводят в уже приготовленной для закачивания в скважину кислоте с концентрацией HCI не более 15%.

Безводная серная кислота — бесцветная маслянистая жидкость, гигроскопичная, хорошо смешивается с водой, выделяя при этом большое количество тепла. Застывает в кристаллическую массу при 10° С. Товарная концентрированная кислота содержит около 98% H2SO4 и имеет плотность 1840 кг/м3. Ее поставляют в стеклянных бутылях вместимостью 20—30 л. Бутыли закрывают притертыми пробками, тщательно упаковывают в ивовые корзины или прочные деревянные обрешетки, горловину бутыли и пробку обвертывают пеньковой тканью и обвязывают. К бутыли прикрепляют деревянную бирку с указанием завода-изготовителя, названия продукта, сорта, даты изготовления, номера партии, массы, ГОСТ. На каждой обрешетке или корзине должен быть прикреплен красный ярлык: «Берегись ожога».

По согласованию с потребителем серная кислота может поставляться в железнодорожных цистернах или контейнерах со специальным огнеупорным покрытием или футеровкой.

Угольная кислота (углекислота) Н2СОз — очень слабая и непрочная двухосновная кислота. Образуется при растворении диоксида углерода;. в воде.

Жидкую углекислоту перевозят в изотермических цистернах (обеспечивают постоянство температуры за счет теплоизоляции) вместимостью 2000 кг, установленных на автоприцепе. Теплоизоляция цистерны обеспечивает хранение жидкой углекислоты в течение 10 суток при температуре воздуха 35° С.

ТИПЫ ИНГИБИТОРОВ И ИХ СВОЙСТВА

Ингибиторы — вещества, замедляющие скорость коррозии металлов. Поэтому ингибирование растворов кислот является необходимой операцией при любой кислотной обработке и предназначается для защиты от преждевременного коррозионного износа подземного и наземного оборудования скважин: эксплуатационных колонн, НКТ, фильтров скважин, емкостей хранения и передвижных емкостей, насосных агрегатов, линий обвязки. Ингибиторам коррозии предъявляются следующие требования:

снижение скорости коррозии металла в 25 раз и более при малых концентрациях и невысокой стоимости;

хорошая растворимость в используемых кислотах;

невозможность выпадения в осадок после взаимодействия кислоты С карбонатами (нейтрализации);

невозможность образования осадков с продуктами реакции кислоты.

На промыслах применяется целый ряд ингибиторов, различающихся защитными свойствами. Если защитные свойства того или иного ингибитора недостаточны, то используют комбинацию ингибиторов. В табл. 11 приведены сведения о дозировке и защитных свойствах ингибиторов и их смесей, применяемых для различных пластовых температур.

Формалин — водный раствор, содержащий 37% формальдегида СН2 = = 0 -прозрачная жидкость плотностью 1106 кг/м' с резким запахом, со временем мутнеет вследствие выпадения белого осадка параформальдегида, особенно при отрицательной температуре. Поэтому для его хранения нужно отапливаемое помещение. Из-за небольшого защитного свойства применение формалина при СКО не рекомендуется.

Таблица 11 Свойства ингибиторов

Ингибитор	Оптимальное дозирование,% объема раствора кислоты	Остаточное коррозионное действия кислоты с ингибитором, %%	Кратность снижения корррозии	Пластовая температура,
Формалин	0,6-0,8	14-12	7-8	20-40
Уникол ПБ-5	0,25-0,5	3,4-2,4	31-42
Катапин-А	0,05-0,1	2,1-1,5	48-67
Катапин-К	0,05-0,1	2,3-1,7	43-59
Катамин-А	0,05-0,1	2,7-2,6	37-38
Уротропин	0,2-0,25	14-12	7-8
И-1-А+уротропин	(0,1+0,2)-(0,4+0,8)		30-55	До 87
И-1-А+уротропин +иодистый калий	0,4+0,8+0,01		40	До 130

Уникол ПБ-5 — липкая темно-коричневая жидкость плотностью 1100 кг/м3. Полностью растворяется в соляной кислоте, но не растворяется в воде, особенно в сильно минерализованной. Поэтому в порах пласта после завершения реакции кислоты с породой выпадают очень объемистые осадки липкой органической массы. Это отрицательно влияет на проницаемость пород и снижает эффективность СКО. Поэтому рекомендуется применение уникола ПБ-5 при дозировке 0,05—0,1%. При этом коррозия снижается в 15—22 раза.

Катапин-А — ионогенное катионоактивное ПАВ — один из лучших ингибиторов. При температуре до 80° С и продолжительном воздействии на металл дозировка катапина-А может быть увеличена до 0,2%. При температуре выше 80° С катапин-А малоэффективен.

Катапин-К отличается от катапина-А только уменьшенным количеством углерода. Защитные свойства несколько хуже, чем катапина-А.

Катамин-А — также катионоактивное ПАВ, его защитные свойства хуже, чем катапина-А и катапина-К.

Уротропин технический(СН2)продукт взаимодействия аммиака с формальдегидом, бесцветные кристаллы, растворяется в воде, органических растворителях. Защитные свойства такие же, как у формалина. Поэтому оба реагента — и формалин, и уротропин — могут служить резервными на случай отсутствия высокоактивных реагентов.

Реагент И-1-А — побочный продукт процесса синтезирования и представляет собой смесь нескольких веществ.

Реагент УФЭ« — неионогенное ПАВ, обладает определенными защитными свойствами. При дозировке УФЭ« 0,1—0,3% кратность снижения коррозии составляет всего 11 —14. Поэтому самостоятельно может применяться только при отсутствии более активных ингибиторов.

По согласованию с потребителем кислота может поставляться заводами-изготовителями с введенным в нее ингибитором.

Применение поверхностно активных веществ при солянокислотных обработках. Функции ПАВ при СКО не ограничиваются только защитой металла от коррозии. Добавление ПАВ к рабочему раствору кислоты обеспечивает также более полное удаление из пласта отработанной кислоты и продуктов реакции за счет снижения поверхностного натяжения на границе «нефть— отработанный раствор соляной кислоты»,а также за счет гидро-фобизации (гидрофобность — свойство поверхности тела не смачиваться водой) поверхности породы пласта.

При проведении СКО в нефтяных добывающих скважинах рекомендуется применять катионоактивные ПАВ: катапин-А, катамин-А, марвелан-КО, клрбозолин-О. Из анионоактивных ПАВ можно применять Са-Дс. Этот реагент способствует наиболее сильному снижению поверхностного натяжения па границе «нефть — отработанный раствор соляной кислоты», но обладает слабым защитным действием от коррозии металла.

Добавление ПАВ к растворам кислот при проведении СКО в водонагнетательных скважинах разрезающих рядов в нефтяной части пласта также способствует снижению поверхностного натяжения на границе «нефть — отработанный раствор соляной кислоты». В то же время ПАВ должно способствовать наиболее полному отмыванию нефти с поверхности породы и рассеиванию ее за пределами ПЗП, т. е. гидрофилизации (гидрофильность — свойство поверхности тела смачиваться водой) поверхности породы пласта.

При СКО в водонагнетательных скважинах рекомендуется применять неионогенные ПАВ (табл. 12) : ОП-10, УФЭ8, тержитол, реагенты 4411, 4422.

Таблица 12

Дозирование ПАВ в растворы кислот

ПАВ	Доля ПАВ в 1 м первой половины раствора кислоты	Необходимость ингибитора
	%	%
Катапин-А	0,3	3	Ингибитор не нужен
Катамин-А	0,3	3	То же
Карбозолин-О	0,5	5
Марвелан-КО	0,5	5	Ингибитор желателен
Са-Дс	0,3	3	Ингибитор обязателен
УФЭ8	0,3	3	Ингибитор желателен
ОП-10	0,3	3	Ингибитор обязателен

Примечание. Для 1 м3 второй половины раствора кислоты для любого ПАВ составляет 0.1% или 1 кг.

ТЕХНИКА И ОБОРУДОВАНИЕ ПРИ КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТКАХ

Техника, применяемая при кислотных обработках, подвергается коррозии. Чтобы предотвратить преждевременный износ, она должна быть соответственным образом подготовлена.

К технике кислотных обработок относятся: оборудование кислотной базы, установки насосные, устьевая арматура, кислотовозы.

Кислотная база

Кислотная база располагается недалеко от железнодорожной линии и объектов обработки. К базе подводится тупиковая железнодорожная ветка для подвоза кислоты и других вспомогательных материалов. На кислотной базе принимают, хранят различные товарные кислоты и готовят смеси путем добавления в кислоты ингибиторов, ПАВ и других реагентов.

Если для обработки скважины требуется рабочий раствор кислоты в количестве, меньшем или равном объему цистерны кислотовоза, то рабочий раствор полностью готовится на кислотной базе: разбавляется водой и ингибируется. При использовании больших объемов рабочего раствора кислоты на кислотной базе производится только смешение кислот и их ингибирование, а разбавление водой до необходимой концентрации производят на скважине.

Концентрированные товарные кислоты хранят в металлических резервуарах вместимостью 25,50 и 100 м'!. Для предотвращения коррозионного разрушения металла внутренние поверхности резервуаров гуммируют: наносят специальное резиновое, эбонитовое или полуэбонитовое покрытия. Применяют также футеровку, т. е. внутреннюю поверхность резервуаров облицовывают. Внутренние поверхности железнодорожных цистерн, в которых перевозятся кислоты, защищают нанесением обычным краскораспылителем трех слоев стойкой эмали и двух слоев химически стойкого лака. При отсутствии перечисленных выше материалов на внутреннюю поверхность резервуаров наносят слой из расплавленной смеси асфальта, озокерита и канифоли. Иногда ограничиваются двух-трехкратной обмазкой поверхности резервуаров горячим нефтяным битумом.

Наружную поверхность емкостей кислотной базы покрывают химически стойкими эмалями в три слоя и химически стойким лаком в два слоя. При отсутствии таких эмалей наружную поверхность в два слоя покрывают обычными масляными или эмалевыми красками для металла.

Площадку под кислотную базу планируют таким образом, чтобы кислота из железнодорожных цистерн в емкости поступала самотеком, а при перекачивании кислоты из емкостей в кислотовозы или другие емкости смешения насосы могли находиться под наливом.

На территории кислотной базы также располагаются склады для хранения вспомогательных материалов (часть складов должна быть утеплена) и лабораторный пункт для проведения анализов кислот и их растворов.

Установки насосные

Установки насосные УНЦ1-160Х500 К (Азинмаш-30А) и УНЦ2-160500 предназначена для перевозки и закачивания в скважину различных жидкостей при кислотной обработке ПЗП (табл. 13).

Остановка УИЦ1-160Х500 К для солянокислотной обработки ПЗП состоит из цистерны, имеющей два отсека, трубопровода и трехплунжерного насоса высокого давления, приводимого в движение двигателем автомобиля КрАЗ-257 Б1А (грузоподъемность 12 т).

Внутренние стен К И цистерны гуммированы, каждый отсек имеет поплавковые указатели уровня. Трубы, по которым соляная кислота поступает в Насос, также гуммированы.

Таблица 13

Технические характеристики насосных установок

Характеристика	УНЦ1-160Х500 К	УН Ц2- 160X500
Вместимость цистерны, м3	6
Перевозимая жидкость	Раствор ингибированной соляной кислоты в смеси с плавиковой и уксусной кислотами	Неагрессивная жидкость
Нагнетаемая жидкость	Раствор ингибированной соляной кислоты	Углекислота и перевозимая неагрессивная жидкость
Шифр насоса	5НК-500
Наибольшее давление, МПа	50
Наибольший расход, л/с	17,1
Диаметр сменных плунжеров, мм	100 и 120
Диаметр (условный проходной) трубопроводов, мм: приемного	100
нагнетательного	50
Вспомогательный трубопровод: условный проходной диаметр, мм	50
общая длина, м	23,5
Размеры, мм: длина	9850 9600
ширина	2630 2630
высота	3000 3100
Масса без груза, кг	14630 14810

Трехплунжерный насос 5НК-500 укомплектован двумя сменными плунжерами разного диаметра, чтобы обеспечить нужные величины давления и расхода. По приемным и нагнетательным трубопроводам жидкость может выкачиваться из любого отсека цистерны и из любой другой емкости. По трубопроводам цистерну можно заполнять водой из водоводов.

Приемный коллектор с одной стороны соединен с обоими отсеками цистер-мм. а С другой стороны присоединен к приемному трубопроводу для забора

жидкости со стороны. На нагнетательном трубопроводе насоса имеется два пробковых крана, один из которых служит для сброса давления. Второй кран и предохранительный клапан со срезным стержнем расположены на рабочей части нагнетательного трубопровода.

Установкой управляют из кабины автомобиля.

Установка УНЦ2-160Х500 отличается от установки УНЦ1-160Х500 К, во-первых, наличием центробежного насоса 4К-6 с наибольшим давлением 1 МПа и расходом 37,5 л/с. Назначение насоса — создание подпора рабочей жидкости на приеме насоса 5НК-500 при продавливании углекислоты в пласт. Насос 4К-6 также приводится в движение от двигателя автомобиля. ! Во-вторых, для перевозки жидкой углекислоты массой 9000 кг и подачи ее в насосную установку имеется автоцистерна АЦИ-9, смонтированная на полуприцепе ЧМЗАП-5524А-П и транспортируемый седельным тягачом КрДЗ-258.

Установка насосная АКПП-500 предназначена для перевозки и нагнетания жидкостей при солянокислотной обработке ПЗП.

Установка состоит из трехплунжерного горизонтального насоса 5НК-500, цистерны, приемного, нагнетательного и вспомогательного трубопроводов и другого оборудования, смонтированного на шасси автомобиля КрАЗ-255 Б грузоподъемностью 7,5 т. Насос приводится в движение от двигателя автомобиля.

На раме за насосом установлена цистерна вместимостью 3 м3 для перевозки соляной кислоты. Внутренняя поверхность цистерны гуммирована, в ней имеется поплавковый указатель уровня.

На нагнетательной линии насоса имеется манометр, предохранительный клапан со срезным стержнем и запорная арматура. В комплект установки АКПП-500 входит также кислотовоз КП-6,5. Он предназначен для перевозки раствора ингибированной соляной кислоты 8—21%-й концентрации (допускается добавка до 5% плавиковой и 2% уксусной кислоты от объема соляной кислоты) и подачи ее на прием насосной установки или в другие резервуары. Кислотовоз состоит из цистерны, центробежного насоса вакуумной системы и трубопровода, смонтированных на шасси автомобиля КрАЗ-255Б.

Центробежный насос ЗХ-98-3-51 имеет расход 0,8—1,7 л/с и давление до 0,35 МПа, приводится в движение от двигателя автомобиля. Вакуумная система высотой всасывания 7 м предназначена для заполнения насоса перекачиваемой жидкостью перед началом его работы.

Цистерна кислотовоза гуммированная, состоит из двух отсеков по 3 м3 каждый и оснащена поплавковым указателем уровня.

Кислотовоз КП-6,5 комплектуется цистерной ЦПК-6 вместимостью также

6 м3, установленной на шасси автомобильного прицепа МАЗ-8926 (табл. 14). Цистерна имеет наливной трубопровод диаметром 100 мм с пробковым крапом и сливной трубопровод диаметром 50 мм с секторным краном.

Таблица 14

Техническая характеристика комплекта насосной установки

характеристика

АКПП-500

КП-6,5

ЦПК-6

Габариты, мм

длина

ширина

высота

Масса без груза, кг

8645

2750

3760

16050

8645

2750

3286

13210

7696

2500

2950

4593

Пиготовление раствора соляной кислоты

В плане на проведение СКО указывается концентрация (массовая доля) соляной кислоты в рабочем растворе. Для приготовления раствора концентрированная соляная кислота разбавляется водой на кислотной базе или на скважине. Количество товарной кислоты и воды определяется расчетным путем исходя из плотностей товарной концентрированной кислоты и раствора кислоты в воде запланированной концентрации для обработки скважины. Расчетные данные приведены в табл. 15.

Пример использования табл. 15. Для обработки скважины нужно приготовить 10%-й рабочий раствор кислоты. На кислотной базе или скважине имеется товарная концентрированная кислота 27%-й концентрации. Нужно определить количество кислоты и воды для приготовления 10%-го раствора. Для этого от цифры 27 проводим горизонтальную, а от цифры 10 — вертикальную линии. На пересечении двух линий находим: для приготовления 1000 л 10%-го рабочего раствора кислоты нужно 370 л товарной кислоты и 630 л воды.

Из реагентов, используемых для приготовления рабочих растворов Соляной кислоты, только уксусная и плавиковая кислоты могут сильно изменить концентрацию соляной кислоты в рабочем растворе из-за значительного их объема. Поэтому в приведенном выше примере количество воды должно быть уменьшено на объемы уксусной и плавиковой кислот. Количество уксусной и плавиковой кислот определяют расчетным путем, исходя из запланированных концентраций этих кислот в растворах соляной кислоты также запланированных концентраций и исходя из концентраций товарных уксусной и плавиковой кислот, имеющихся на базе (табл. 16, 17)

Таблица 15

Расчетные количества (в л) кислоты (числитель)

и воды (знаменатель) для приготовления 1000 л раствора

кислоты запланированной концентрации

Исходная концентрация товарной кислоты, %	Запланированная концентрация кислоты
	8%	10%	12%	15%	20%
16	500	625	750	935
	500	375	250	65
17	470	590	705	885
	530	410	295	115
18	445	556	670	835
	555	444	330	165
19	420	526	635	790
	580	474	365	210
20	400	500	600	750
	600	500	400	250
21	382	477	570	715	952
	618	523	430	285	48
22	362	455	546	685	909
	638	545	454	315	91
23	348	435	520	652	870
	652	565	580	348	130
24	334	417	500	625	833
	666	583	500	375	167
25	320	400	480	600	800
	680	600	520	400	200
25	308	385	462	575	769
	692	615	538	425	231
27	296	370	444	556	741
	704	630	556	444	259
28	286	357	429	536	714
	714	643	571	464	276
29	272	345	408	510	680
	728	655	592	490	320
30	263	329	395	493	658
	737	671	605	507	342
31	255	318	382	478	637
	745	682	618	522	363
32	247	309	370	463	617
	753	691	630	537	383
33	238	298	357	446	599
	762	702	643	554	401
34	231	289	347	434	578
	769	711	653	566	422
35	225	281	337	421	562
	775	719	663	579	438

Таблица 16

Расчетные данные для определения количества (в л) уксусной кислоты в 1000 л раствора соляной кислоты

Запланированная концентрация уксусной кислоты в растворе соляной кислоты,%

Концентрация товарной уксусной кислоты на кислотной базе,%

Раствор соляной кислоты концентраций

10%

15%

20%

49,1

41,6

36,6

32,7

65,5

55,5

48,8

43,6

81,9

69,4

61,0

54,5

50,5

42,8

37,7

33,6

67,4

57,1

50,2

44,8

84,2

71,3

62,8

56,0

51,5

43,6

38,4

34,2

68,6

58,1

51,2

45,6

85,8

72,7

64,0

57,1

Таблица 17 - Расчетные данные для определения количества (в л) плавиковой кислоты в 1000 л раствора соляной кислоты

Запланированная концентрация плавиковой кислоты в растворе глинокислоты,%

Концентрация товарной плавиковой кислоты на кислотной базе,%

Раствор соляной кислоты концентраций

10%

12%

53,2

41,9

90,6

70,9

55,8

113,3

88,6

69,8

135,9

106,3

83,8

68,6

53,7

42,3

91,5

71,6

56,4

114,4

89,4

70,5

137,3

107,3

84,6

69,3

54,2

42,7

92,4

72,2

56,9

115,5

90,3

71,1

138,6

108,3

85,4

Таблица 18

Расчетные данные для приготовления 100 л глинокислоты

Запланированная концентрация соляной кислоты , %	Запланированная концентрация плавиковой кислоты, %	Содержание компонентов в 100 л раствора глинокислоты
		БФА, кг	Соляная кислота
			Для разложения БФА,%	Запланированной концентрации,%	Всего,%
10 12	2 3 4 5 6 8 10 2 3 4 5 6 8 10	3,3 5,0 6,7 8,4 10,0 13,3 16,8 3,3 5,0 6,7 8,4 10,0 13,3 16,8	2,5 3,6 5,0 6,0 7,0 9,5 12,0 2,5 3,6 5,0 6,0 7,0 9,5 12,0	10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0	12,5 13,6 15,0 16,0 17,0 19,5 22,0 14,5 15,6 17,0 18,0 19,0 21,5 24

Если для приготовления раствора глинокислоты применяется БФА, то концентрацию соляной кислоты берут более высокой. Это объясняется необходимостью растворения фторида аммония. В табл. 18 в качестве примера приведены расчетные данные о количестве БФА (содержащего 56% общего фтора и 23% фтористого водорода) для приготовления 100 л глинокислоты по запланированным концентрациям плавиковой кислоты и 10%-й концентрации соляной кислоты. Из табл. 18 видно, что для приготовления 100 л глинокислоты с концентрацией соляной кислоты 10% и плавиковой кислоты 4% необходимо 6,7 кг БФА растворить в растворе соляной кислоты 15%-й концентрации. Далее, в зависимости от концентрации товарной соляной кислоты, имеющейся на базе, раствор соляной кислоты с концентрацией 15% можно готовить по данным табл. 15.

При приготовлении рабочих растворов соляной кислоты надо придерживаться следующего порядка добавления различных реагентов: вода — ингибиторы коррозии — стабилизаторы (уксусная и плавиковая кислоты) — товарная соляная кислота — хлористый барий — интенсификатор (ПАВ).

ВИДЫ КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК

На промыслах применяют следующие кислотные обработки: кислотные ванны, простые кислотные обработки, кислотные обработки под давлением (в том числе с применением нефтекислотных эмульсий), термокислотные и термогазохимические обработки, пенокислотные и термопено-кислотные обработки, гидроимпульсные кислотные обработки, кислото-струйные обработки, обработки глинокислотой, углекислотные обработки, обработки сульфаминовой кислотой и др.

Кислотные ванны

Кислотные ванны - наиболее простые кислотные обработки и предназначены для очистки стенок скважины и забоя от остатков цементной и глинистой корок, продуктов коррозии, смолистых веществ, парафина и т. д. Такая очистка способствует увеличению зоны охвата пород раствором кислоты и предупреждает образование отложений в порах пород при последующих обработках.

Кислотные ванны в основном устанавливают в скважинах, в которых продуктивный пласт не закреплен обсадной колонной, т. е. в скважинах с открытым стволом] Рекомендуемая концентрация соляной кислоты составляет 16 20%. Если кислотные ванны устанавливают в обсаженных скважинах, ТО концентрация кислоты не должна превышать 12%. Объем раствора дли установки кислотной ванны определяют исходя из полного перекрытия обрабатываемого интервала от подошвы до кровли (табл. 19).

Перед кислотной ванной необходимо очистить стенки скважины и забой. Хотя кислотная ванна предназначена для очистки стенок скважины, но специальная предварительная очистка способствует максимальному удалению цементной корки. Все это предупреждает образование осадков и сохраняет эффективность кислоты.

Таблица 19

Типовые составы раствора кислоты

Компонент

Содержание компонентов (в %) в растворах

Соляная кислота

Катапин-А

Уксусная кислота

Реагнт В-2

Марвелан-КО

Ингибитор И-1-А

0,3

0,5

3,0

0,2

0,5

3,0

0,5

0,4

Цементная корка снимается проработкой открытого ствола в интервале Обработки с помощью расширителя, механического или гидромониторного скребка. Если стенки скважины не требуют очистки, то забойная пробка
удаляется обычной промывкой. При подготовке скважины определяют
также статический уровень и величины пластового давления.

Необходимое условие установления кислотной ванны — присутствие раствора кислоты в интервале обработки, для чего разработаны определенные технологические приемы закачивания и продавливания раствора кислоты в скважину.

В скважинах, находящихся в освоении после бурения (ствол скважины после предварительной очистки заполнен водой или нефтью при слабом притоке ее из пласта) технологический процесс осуществляется следующим образом (рис. 11).

Насосно-компрессорные трубы (НКТ) спускают до забоя и поддерживают циркуляцию воды до устойчивого перелива ее из затрубного пространства (см. рис. 11, а).

При открытом затрубном пространстве в НКТ закачивают расчетное
количество раствора кислоты (см. рис. 11, б), а затем без остановки —
продавочную жидкость — воду (см. рис. 11, в). После закачивания продавочной жидкости в объеме, равном объему НКТ (см. рис. 11,г), закрывают задвижки в НКТ и выкиде затрубного пространства, и скважина и оставляется на реагирование на 16—24 ч (точный срок устанавливают
для каждого месторождения опытным путем на основе определения остаточной кислотности раствора после различных сроков выдерживания его
и на забое). По истечении времени реагирования производят промывку сква-
i ним через затрубное пространство (обратная промывка) водой или через
ММ (прямая промывка) нефтью с целью удаления с забоя продуктов
реакции.

В нефтяных добывающих скважинах, находящихся в эксплуатации, для обратной промывки в затрубное пространство закачивают нефть. Жидкость из НКТ принимается в емкость и замеряется. Объем этой жидкости сравнивается с объемом продавочной жидкости, использованной во время установления ванны. Количество выдавленного из скважины отработанного раствора кислоты сравнивают с количеством закачанного в скважину раствора кислоты.

Рис. 11. Технологические схемы (а - г) установления кислотной ванны:

1- вода. 2-кислота, 3- продавочная жидкость

В скважинах с низким пластовым давлением, в которых трудно восстановить циркуляцию жидкости при промывке, забой очищают желонкой.

В водонагнетательных скважинах в качестве продавочной и промывочной жидкостей используют воду.

При установлении кислотной ванны в скважинах газовых и газоконденсатных месторождений отработанный раствор кислоты и продукты реакции
удаляют газовым потоком путем открытия задвижки на устье скважины.
Примерная схема обвязки оборудования при установлении кислотной
ванны приведена на рис. 12.

Простые кислотные обработки

Простые кислотные обработки применяются наиболее часто для растворения привнесенных в пласт загрязняющих материалов, а также для увеличения размеров поровых каналов за счет растворения карбонатной породы.

Простые кислотные обработки применяют как в скважинах с открытым стволом, так и в обсаженных (табл. 20).

Таблица 20

Типовые составы растворов кислот для простых кислотных обработок карбонатных пород

	Содержание компонентов (в %) в растворах
	I	II	ш
	1-я половина	2-я половина	1-я половина	2-я половина	1-я половина	2-я половина
Соляная кислота Катапин-А (функции: ПАВ +ингибитор) Марвелан-КО (функции: ПАВ + ингибитор для раствора II; ПАВ для раствора III) Ингибитор В-2 Уксусная кислота	20 15 0,5 0,3	20 15 0,1 0,1	20 15 0,8 0,5	20 15 0,2 0,1	15 15 0,5 0,5 0,3 0,2 5,0 3,0	15 15 0,1 0,1 0,3 0,2 5,0 3,0

Концентрацию рабочего раствора кислоты считают равной 15—20%.
Объемы раствора кислоты для простых обработок в расчете на 1м толщины открытого ствола или интервала перфорации зависят от проницаемости пород (табл. 21).

Таблица 21

Количество раствора кислоты (в л) для 1 м толщины пласта

Обработка

Породы

малопроницаемые

высокопроницаемые

Первичная

Вторичная

400-600

600—1000

600-1000

1000- 1600

Простые кислотные обработки пластов песчаников и алевролитов предназначены для растворения продуктов коррозии (в водонагнетательных скважинах) и кальцитовых отложений (в нефтедобывающих скважинах) (табл. 22). Кальцит выделяется из пластовых вод при эксплуатации скважин и откладывается в трубах, на фильтре (в интервале перфорации), забое, иногда и в призабойной зоне. Простые кислотные обработки применяются также для растворения карбонатов в терригенной породе, когда их содержание составляет 25% и более.

Таблица 22

Типовые составы растворов кислоты для простых обработок терригенных пород

Компонент	Содержание компонентов (в %) в растворах
	для водонагнетательных скважин	Для нефтедобывающих скважин
	1	2	3	1	2	3
Соляная кислота	15	12	12	15	15	12
Уксусная кислота	3	3	3	—	—	2
Ингибиторы:
Катапин-А	0,05	—	—	—	—	—
В-2	—	0,3-0,4	—	—	0,3	—
Уротропин	0,2	—	0,4	—	—	0,4
И-1-А	—	—	0,2	—	—	0,2
ПАВ:
ОП-10	0,3	0,2	0,2	—	—	—
Марвелан	—	—	—	—	0,5- 0,3	0,5 -0,3
Катапин-А	—	—	—	0,2	—	—

Концентрацию рабочего раствора кислоты при обработке терригенных пород принимают равной 12—15%. Рекомендуемые объемы раствора кислоты на 1 м толщины пласта следующие:

100—150 л — при обработке поверхности ствола скважины и приствольной части призабойной зоны пласта;

750—1000 л — при обработке призабойной зоны и системы трещин в скважинах, находящихся в освоении после бурения;

1500—2000 л — при обработке призабойной зоны и системы трещин во время эксплуатации скважин.

Подготовка скважины к проведению простой кислотной обработки заключается в тщательной очистке забоя и стенок скважины.

Если простая кислотная обработка проводится после кислотной ванны, то для подготовки скважины достаточно промыть забойную пробку с использованием растворов ПАВ или нефти.

Для очистки забоя скважины от больших уплотненных забойных пробок из карбонатных пород и глинистых материалов можно использовать промывку с помощью сильной струи раствора кислоты. Для этого в скважину на НКТ спускают наконечник с соплами с направлением струи вниз. На устье к НКТ подсоединяется грязевый шланг. Благодаря этому во время закачивания раствора кислоты НКТ постепенно допускают до забоя.

Подготовка водонагнетательных скважин сводится к свабированию (гидросвабированию) с последующей прямой и обратной промывкой (сванирование—вид поршневания с помощью специального поршня (сваба), состоящего из нескольких резиновых манжет, клапана и перфорированного патрубка и спускаемого в скважину на стальном канате диаметром 16 или 19 мм). Для этого в скважину спускают НКТ с проверкой каждой трубы шаблоном. Поршень (сваб) спускают под уровень жидкости в НКТ на 75—150 м.

Перед проведением простой кислотной обработки в скважине проводят исследования с целью определения ее продуктивности, то есть дебита на 1 МПa депрессии на пласт. Для этого определяют статический и динамический уровни, пластовое и забойное давление.

Технология простой кислотной обработки заключается в следующем (рис. 13).

В нефтяную добывающую скважину через НКТ закачивают нефть, в водонагнетательную — воду до устойчивого переливания через отвод затрубного пространства (см. рис. 13, а).

При открытом затрубном пространстве вслед за нефтью или водой в НКТ закачивают раствор кислоты в объеме НКТ и затрубного пространства от нижнего конца НКТ до верхней границы обрабатываемого пласта или
интервала перфорации (см. рис. 13, б).

Рис. 13. Технологические схемы (а — г) проведения простой кислотной обработки:

1- вода, 2- кислота, 3-продавочная жидкость

Закрывают затрубное пространство, продолжают закачивать оставшуюся часть раствора кислоты, а затем — продавочную жидкость (рис. 13, в). После продавливания всего раствора в пласт закрывают устье и скважину оставляют на реагирование (см. рис. 13, г).

Если планом работ предусматривается оставление раствора кислоты для реагирования с поверхностью карбонатных пород в открытом стволе, то количество продавочной жидкости берут равным объему спущенных в скважину НКТ. Если планируется задавливание всего раствора кислоты в пласт, то количество продавочной жидкости берут равным объему НКТ и затрубного пространства в интервале обработки (см. рис. 13, г).

При обработке обсаженных скважин рекомендуется задавливание всего раствора кислоты в пласт без оставления его в обсадной колонне.

При первичных обработках для более полного охвата всей толщины пласта рекомендуемое давление продавливания раствора кислоты составляет 8—10 МПа. При последующих обработках стремятся к максимально возможному увеличению скорости продвижения раствора кислоты по пласту для достижения наиболее глубокого проникновения его от ствола скважины в породу. Скорость продавливания увеличивают, повышая давления нагнетания насосной установки.

При обработке малопроницаемых карбонатных пород рекомендуют несколько ограничить "скорость продавливания раствора кислоты для более полного охвата толщины обрабатываемого пласта и исключения его разрыва.

Ориентировочно рекомендуют следующие сроки выдерживания растворов кислоты на забое скважины: при оставлении раствора кислоты в открытом стволе от 8—12 до 24 ч в зависимости от степени предварительной очистки поверхности ствола и забоя и проведения после нее кислотной ванны; если весь раствор кислоты продавливается в пласт, то до 2 ч при температуре на забое 15—30° С и 1 —1,5 ч при температуре на забое 30—60° С; при более высоких температурах выдерживание не рекомендуют.

В водонагнетательных скважинах по истечении времени реагирования

Рис. 14 Примерная схема обвязкиназемного оборудования при простой кислотной обработке:

резервуары для раствора кислоты , 2- установка насосная, 3- скважина, 4- резервуар с продавочной жидкостью.

производят прямую и обратную промывки забоя для удаления продуктов реакции.

При обработке карбонатных пород, когда продавочный жидкостью является нефть, после очистки забоя скважину сразу вводят в эксплуатацию.

При обработке карбонизированных песчаников, когда продавочной жидкостью является вода, рекомендуют удалять ее из НКТ одним из эффективных в конкретных условиях способов, например, применением пенных систем.

В поглощающих скважинах, в которых невозможно добиться циркуляции жидкости при промывке, наилучшие результаты могут быть достигнуты с применением ПКО.

Примерная схема обвязки оборудования при простых кислотных обработках приведена на рис. 14. В этой схеме использование емкостей вместо кислотовоза обусловлено большим объемом раствора кислоты.

Кислотные обработки под давлением

Кислотные обработки под давлением предназначены в основном для л воздействия на малопроницаемые интервалы пласта. Для этого предварительно ограничивают приемистость высокопроницаемых интервалов путем закачивания высоковязкой эмульсии типа «кислота в нефти». Кроме того, полезную работу выполняет и кислота, входящая в состав эмульсии. Нейтрализация этой кислоты происходит намного медленнее, чем нейтрализация чистого раствора кислоты. За счет этого обеспечивается более глубокая обработка кислотой высокопроницаемых интервалов. Исключения поглощения раствора кислоты высокопроницаемыми интервалами можно добиться и с помощью пакера типа ПРС.

Кислотные обработки под давлением увеличивают охват толщины продуктивного пласта воздействием раствора кислоты и применяются в нефтяных добывающих, водонагнетательных и газовых скважинах как с открытым забоем, так и обсаженных.

При применении этого вида кислотной обработки должны приниматься меры по предотвращению образования каналов связи с соседним водонасосным пластом. Для этого необходимо правильно обосновать величину давления задавливания раствора кислоты в пласт.

Выбор объема раствора кислоты при проведении кислотной обработки под давлением аналогичен выбору объема раствора кислоты при простых кислотных обработках. Однако рекомендуют учитывать следующие факторы.

Малопроницаемые интервалы продуктивных пластов, особенно чисто карбонатных, чаще всего сложены тонкопористыми породами. Поэтому для воздействия на них нужен меньший объем раствора кислоты, чем для пород с высокой проницаемостью и пористостью. Кроме того, в тонкоио-ристых породах скорость реакции раствора кислоты с породой очень высокая. Таким образом, скорость и давление закачивания раствора кислоты могут быть недостаточными для сохранения кислотной активности при движении раствора по порам для воздействия на определенное расстояние.

Поэтому рекомендуют применять меньший объем кислоты, но с повышенной концентрацией раствора кислоты — до 16 и даже до 20%. Следует также учитывать уменьшение требуемого объема кислоты в связи с перекрытием части продуктивного пласта высоковязкой нефтекислотной эмульсией.

Для определения поглощающей способности обрабатываемого пласта вообще и интервала наибольшего поглощения в частности, скважины можно исследовать глубинными расходомерами. Суть исследований заключается в том, что при закачивании нефти в нефтяную добывающую и воды — в водонагнетательную скважину записывается профиль приемистости пласта. Теперь, исходя из установленной толщины наибольшей приемистости пласта, пористости пород и расчетного радиуса распространения эмульсии, определяют количество нефтекислотной эмульсии. Количество же чистого раствора кислоты определяют исходя из оставшейся толщины (с малой приемистостью) пласта как при простых кислотных обработках.

Основными свойствами нефтекислотной эмульсии являются вязкость и стабильность. Эти свойства зависят от состава эмульсии, характеристики нефти, способа приготовления эмульсии и т. д.

Наилучшие результаты получают при использовании нефтекислотных
эмульсий, содержащих 70—80% соляной кислоты. ,

Для приготовления качественных эмульсий применяют высоковязкие нефти с небольшим содержанием асфальтосмолистых веществ. Такие эмульсии обычно готовят в бункерах цементировочных агрегатов путем длительного и тщательного перемешивания компонентов. Наиболее просто эмульсии образуются с высокосмолистыми нефтями. Такие эмульсии готовят более простым способом путем одновременного прокачивания кислоты и нефти через штуцер диаметром 6—12 мм.

Если для приготовления эмульсии используются легкие нефти (плотность 650—870 кг/м3), то к ним добавляют присадки, способствующие, образованию эмульсии, например, окисленный мазут, кислый газойль (часть нефти с пределами выкипания 250—400° С применяется как дизельное топливо и сырье при нефтепереработке).

Для предотвращения разложения эмульсии при высоких температурах используют следующие термостойкие эмульгаторы: диаминдиолеат (паста светло-желтого цвета со специфическим запахом, хорошо растворяется в нефти и нефтепродуктах), амины (вязкая жидкость коричневого цвета, ПЛОТНОСТЬ 802 кг/м3, повышенной токсичности, также хорошо растворяется в нефти и нефтепродуктах), алкиламиды (воскообразное вещество светло-желтого цвета, плотность 1060 кг/м3).

Перед приготовлением эмульсии эмульгаторы растворяют: амины — в нефти и нефтепродуктах (керосин, дизтопливо), алкиламиды—в соляной кислоте 20 25%-ной концентрации в течение 20—30 мин, а затем кислоту разбавляют до необходимой концентрации.

При необходимости дополнительного ингибирования соляной кислоты в нее добавляют технический уротропин из расчета 11 кг на 1000 л кислоты.

Рекомендуются следующие составы эмульсий: 60% раствора кислоты 13%-ной концентрации, 39% нефти, 1% алкиламидов;70% раствора кислоты 15%-й концентрации, 29,75% нефти, 0,25% аминов;60% раствора кислоты 15%-й концентрации, 39,5% нефти, 0,5% аминов.

Стабильность указанных эмульсий сохраняется в течение 1—4 ч.

Подготовка скважины к проведению кислотной обработки под давлением аналогична подготовке к простым кислотным обработкам, т. е. стенки скважины и забой должны быть очищены от материалов, растворение которых в кислоте при ее нейтрализации может вызвать образование осадков.

После этого в скважину на НКТ спускают пакер с якорем. Если скважина имеет открытый ствол, то пакер устанавливают на 2—5 м выше башмака обсадной колонны, в случае обсаженной скважины — на 2—5 м выше верхних отверстий перфорации.

Определяют герметичность посадки пакера. Для этого при непосаженом пакере затрубное пространство через НКТ заполняют нефтью (в нефтяных добывающих скважинах) или водой (в водонагнетательных скважинах). Затем производят посадку пакера и закачивают в НКТ жидкость под давлением не ниже 8—10 МПа. При этом одновременно определяют и приемистость пласта, что позволяет уточнить необходимость применения ^нефтекислотной эмульсии.

Рассмотрим процесс приготовления эмульсии с помощью цементировочного агрегата ЦА-320М, соединенного с основной установкой УНЦ1-160Х500К (Азинмаш—ЗОА) для закачивания готовой эмульсии в скважину (рис. 15).

В одну половину бункера агрегата 6 закачивают нефть в требуемом количестве, затем с помощью водяного насоса 8 агрегата начинают перекачивать нефть в другую половину бункера 6. После установления циркуляции нефти в первую половину бункера начинают подавать раствор кислоты малыми порциями из емкостей 2. В результате интенсивного перемешивания раствора кислоты с нефтью образуется эмульсия. Основным насосом 7 агрегата образованная эмульсия перекачивается из второй половины бункера вновь в первую. Одновременно в эту половину бункера продолжает поступать раствор кислоты до требуемого объема. Перекачивание жидкости продолжается до получения эмульсии требуемой вязкости, замеряемой вискозиметром. Если приготовленный объем эмульсии окажется меньше запланированного, то уже готовую эмульсию сливают в емкость 3 и цикл приготовления новой порции эмульсии повторяют.

Приготовленную эмульсию в объеме НКТ и подпакерного пространства при открытом затрубном пространстве и непосаженном пакере закачивают в скважину 11 насосом 10 установки 5. Затем сажают пакер и продолжают закачивание оставшегося объема приготовленной эмульсии. Из-за возможности возникновения больших гидравлических сопротивлений (повышение устьевого давления) эмульсию можно закачивать на небольшой скорости.

После подачи в скважину запланированного объема эмульсии без перерыва начинают закачивать раствор кислоты насосом 10 установки 5 в объеме НКТ на той же скорости, что и при закачивании эмульсии. Темп закачивания остального объема раствора кислоты резко повышают до предельно возможного (не более величины гидроразрыва).

Вслед за раствором кислоты, не снижая давления, в скважину закачивают нефть в нефтяной добывающей, воду — в водонагнетательной скважинах. Закрывают кран на цементировочной головке (или другой устьевой, арматуре) и оставляют скважину до полного спада давления или установления постоянной его величины.

Для первых обработок с применением эмульсий рекомендуется следующее время выдерживания: при температуре забоя 15—30° С — 3 ч; при температуре 30—80° С — около 2 ч; при температуре 80° С и более время выдерживания не планируется, а скважину сразу вводят в эксплуатацию. По истечении времени выдерживания раствора кислоты (при обработке без использования эмульсии) или эмульсии и раствора кислоты из скважины извлекают НКТ с пакером, производят промывку как и при простой кислотной обработке и скважину вводят в эксплуатацию.

В процессе дальнейшего проведения кислотных обработок время выдерживания кислоты на забое скважин уточняется следующим образом.

Через 3—4 ч после окончания задавливания раствора кислоты в пласт открывают трубное пространство и разряжают давление. При этом продавочная жидкость из НКТ переливается в специальную емкость. Если через 3—4 ч давление на устье спадет до нуля, то жидкость из скважины откачивают или путем закачивания пены или глубинным насосом. При этом на поверхности отбирается 8—10 проб для определения остаточной активности раствора кислоты, не входившего в эмульсию, то есть основного раствора кислоты. После того как будет извлечен весь объем продавочной жидкости и отработанного раствора кислоты из скважины, в нее спускают кислотостойкий пробоотборник и по поднятой пробе определяют остаточную активность кислоты в составе эмульсии.

Рис. 15. Примерная схема обвязки наземного оборудования при кислотной обработке под давлением:

I— передвижная емкость для кислоты, 2 стационарная ем КОСТЬ .тля кислоты; 3 — емкость для нефти; 4 — цементировочный агрегат; 5 установка насосная унц1- 160х50К (Азинмаш-ЗОА); 6 - бункеры; 7— основной насос; 8— водяной насос; резервуар; 10 насос; II скважина

ТЕРМОКИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА

При термокислотной обработке продуктивный пласт подвергается воздействию дважды в одном технологическом процессе: сначала ТХВ, а затем простой кислотной обработке или обработке под давлением.

Термохимическое воздействие (ТХВ) — воздействие на забой и призабойную зону пласта горячей кислотой, получаемой за счет выделения тепла при реакции между кислотой и магнием.

Термокислотные обработки предназначаются для растворения парафиновых и асфальто-смолистых отложений, для образования каналов растворения в доломитах, для интенсивного растворения загрязняющих материалов в скважинах после окончания бурения, для очистки фильтра водонагнетательных скважин от продуктов коррозии и других загрязняющих материалов, трудно растворимых в холодной соляной кислоте и др.

Применение ТХВ целесообразно лишь на месторождениях с низкой температурой — от 15 до 40е С. ТХВ рекомендуют применять в основном в скважинах с открытым стволом, так как горячая кислота имеет высокую коррозионную активность, а ингибиторов для условий высокой температуры недостаточно.

Тепло, выделяемое при реакции кислоты с магнием, должно быть использовано для нагрева кислоты до температуры 90—100° С. Растворение магния, находящегося в реакционном наконечнике (специальная труба для зарядки магнием), происходит при прокачивании через него кислоты. Очень важно, чтобы после реакции с магнием вйходящий из наконечника раствор кислоты имел значительную остаточную активность в отношении породы при достаточно высокой температуре. Поэтому стремятся использовать намного больший объем кислоты, чем необходимый для растворения 1 кг магния (около 19 л). В табл. 23 приведены данные о различных соотношениях количеств 15%-го раствора соляной кислоты и магния, обеспечивающих в результате реакции между собой увеличение температуры взятых объемов раствора кислоты на различные величины. Например, при растворении 1 кг магния 50 л раствора 15%-й соляной кислоты температура этих 50 л раствора увеличивается до 120° С. При растворении того же количества магния 120 л раствора кислоты температура раствора увеличивается всего до 50° С.

Таблица 23

Соотношение соляной кислоты и магния

Увеличение температуры, ° С	Количество (в л) соляной кислоты 15%-й концентрации на количество магния (кг)	Остаточная концентрация соляной кислоты, %
	1	40	60	80	100
120	50	2000	3000	4000	5000	9,6
100	60	2400	3600	4800	6000	10,5
85	70	2800	4200	5600	7000	11,0
75	80	3200	4800	6400	8000	11,4
60	100	400	6000	8000	10000	12,2
50	120	4800	7200	9600	120000	12.7

Для обеспечения наилучших величин температуры раствора кислоты п-ри выходе из реакционного наконечника и остаточной активности этого раствора рекомендуют также строго соблюдать режим прокачивания кислоты через наконечник. При очень медленном прокачивании раствора кислоты увеличивается время ее контакта с магнием, что приводит к большему увеличению температуры раствора, но и одновременному снижению остаточной активности кислоты.

При быстром прокачивании раствора кислоты через наконечник не растворится достаточное количество магния, и раствор не нагреется до запланированной температуры, хотя остаточная активность кислоты будет высокой.

Для забойных температур 20—30° С наилучшее количество 15%-ной соляной кислоты для растворения 1 кг магния равно 70—100 л. При этом расчетная температура на выходе из наконечника составит 75— 80° С, а остаточная концентрация кислоты— 11 —12,2%.

Увеличение пластового давления снижает скорость реакции между соляной кислотой и магнием.

Поэтому магний при пластовом давлении 3 МПа и более должен иметь наибольшую поверхность для более быстрого реагирования с кислотой. Для этих условий удовлетворяет магний в виде стружек. При низком (менее 3 МПа) пластовом давлении рекомендуют применение магния в виде стержней круглой, квадратной и других форм.

Для зарядки магния в виде стружек и стержней применяют реакционные наконечники двух конструкций. Например, наконечник для магниевых стружек состоит из наружной трубы длиной 6 м и диаметром 114 мм с 54 отверстиями диаметром 10 мм и внутренней трубы длиной 6 м и диаметром 38 мм с 140 отверстиями диаметром 4 мм. Магниевые стружки помещают между двумя трубами. Через НКТ, на которых спускается в скважину наконечник, и внутреннюю трубу наконечника прокачивают кислоту Прореагировавшая с магнием кислота разогревается и через специальное отверстие в наружной трубе выбрасывается на поверхность ствола скважины. В нижней части наружной трубы имеется карман для установки термографа для записи изменения температуры горячей кислоты.

Реакционный наконечник для стержневого магния состоит из верхней трубы диаметром 114 или 73 мм (для обсадных колонн диаметром 168 или 146 мм). Длина верхней трубы зависит от количества и формы поперечного сечения загружаемого магния. В этой трубе происходит реакция между магнием и кислотой. Из верхней трубы горячая кислота поступает в нижнюю трубу через дырчатую пластинку — решетку, помещенную в муфтовом соединении между двумя трубами. Нижняя труба служит для выброса горячей кислоты на стенки ствола скважины. Для этого в нее ввинчены 16 ниппелей с конусообразным проходным каналом диаметром (на выходе из ниппеля) 3 мм. Ниппели изготавливают из кислотоупорной стали. Нижний конец нижней трубы наглухо закрывается пробкой. В нижней части этой трубы устанавливается термограф. Изменяя длину нижней трубы можно изменять толщину обрабатываемого пласта.

Недостатком описанных выше реакционных наконечников является необходимость подъема НКТ, затем спуска и подъема наконечника на тех же НКТ и спуска НКТ после обработки пласта. Поэтому применяют также вставной реакционный наконечник. Корпусом и одновременно реакционной камерой этого наконечника является НКТ диаметром 38 мм. На поверхности камера загружается магнием в форме круглых стержней. Длина камеры зависит от количества загружаемого магния. В верхней части камеры имеется 24 отверстия диаметром 8 мм для прохождения кислоты из НКТ во внутрь камеры. Наконечник спускается в скважину на штангах. Нижняя труба камеры оканчивается полым конусом. При посадке этого конуса на седло клапана глубинного насоса исключается возможность попадания кислоты в полость цилиндра насоса. В нижней части нижней трубы наконечника устанавливается пластина-решетка, через которую горячая кислота выбрасывается в фильтр насоса и далее на стенки ствола скважины. К нижнему концу конуса привинчивается труба-фильтр длиной 0,5 м, а к нему подсоединяется термограф.

Обычно рекомендуют применение наконечников вместимостью 40— 100 кг магния, через которые прокачивают соответственно от 400 до 10 000 л соляной кислоты 15%-й концентрации для нагревания ее до 60° С. В зависимости от запланированной температуры могут прокачиваться и другие объемы кислоты.

Наилучшей формой магния являются прутки круглого сечения диаметром 20, 30 и 40 мм. Эти размеры позволяют удобно упаковывать стержни в пачки, обеспечивая наибольшую поверхность реагирования магния с кислотой.

Подготовка скважины к термохимической обработке заключается в чистке забойной пробки, определении динамического и статического уровней и учете наличия воды в скважине.

Присутствие пресной воды не вызывает осложнений, так как магний в ней разлагается незначительно. Если в скважине имеется даже небольшое количество пластовой соленой воды, то при контакте ее с магнием образуется гидрат оксида магния Mg(OH)s. Поэтому перед термохимической обработкой надо полностью сменить пластовую воду на пресную в водонагнетательных скважинах и на нефть — в нефтяных добывающих скважинах. Для исключения поступления пластовой воды в скважину в процессе спуска наконечника необходимо эту воду оттеснить от ствола скважины продавкой пресной водой или нефтью.

Одна из схем обвязки наземного оборудования при термокислотной обработке приведена на рис. 16. В зависимости от запланированного объема раствора кислоты для обработки схема обвязки оборудования может меняться.

Технологический процесс термокислотной обработки осуществляется следующим образом.

Из скважины поднимаются НКТ. Реакционный наконечник загружается магнием в форме стержней или стружек в зависимости от скважинных условий. Если используется вставной наконечник, то из скважины извлекают только штанги с плунжером и конусом глубинного насоса. В этом случае НКТ на поверхность не поднимают, а путем их допуска устанавливают против интервала обработки.

Реакционный наконечник с термографом на колонне НКТ или на штангах спускают в скважину и устанавливают в интервале обработки. Производят обвязку устья скважины с насосной установкой (агрегатом). В нагнетательную линию устанавливают расходомер.

Осуществляют подкачивание нефти в нефтяные добывающие скважины из расчета подъема уровня жидкости в скважине до такой глубины, чтобы обеспечить превышение забойного давления над пластовым на 1—2 МПа.

В скважину закачивают 15%-й раствор соляной кислоты для термохимического воздействия.

Как уже было сказано, обычно на 10 кг магния берут 1000 л раствора
кислоты. Скорость закачивания раствора кислоты регулируют по показаниям
расходомера.

После завершения подачи 15%-го раствора кислоты для термохимического воздействия закачивают остальную кислоту на максимальной производительности насоса. Объем и концентрацию этой кислоты определяют так же, как и при простых кислотных обработках.

Растворы кислот продавливают в пласт нефтью в нефтяных добывающих скважинах и водой в водонагнетательных скважинах на максимальной скорости. Объем продавочной жидкости берут равным объему спущенных в скважину НКТ. Время выдерживания растворов кислоты определяется как и при простых кислотных обработках.

В скважинах месторождений с высоковязкими асфальтосмолистыми и парафинистыми нефтями применяют также ТХВ с предварительным введением в призабойную зону гранулированного или порошкообразного магния. Для этого в трещины гидроразрыва задавливают магний с песком или без песка. Затем закачивается раствор соляной кислоты в объеме, превышающем необходимый объем для протекания полной химической реакции кислоты с магнием. Призабойная зона пласта и невступивший в химическую реакцию раствор кислоты нагреваются до 100°С и более. В результате этого расплавляются твердые компоненты (асфальтены, смолы и парафин) нефти в порах и трещинах призабойной зоны и растворяются карбонатные породы. Это приводит к увеличению проницаемости пласта.

Обводненные пласты предварительно изолируют засыпкой песком или пакером. Термохимическому воздействию подвергаются только нефтенасыщенные интервалы, поэтому этот вид воздействия называется направленным ТХВ.

При закачивании в трещины смеси порошкообразного магния с крупнозернистым кварцевым песком рекомендуют использовать их в соотношении 1:5. Вслед за смесью закачивают около 500 л нефти, затем 15%-й раствор соляной кислоты при минимальной производительности насоса. Магний берут в количестве 15—20 кг на 1 м обрабатываемой толщи пласта, раствор кислоты — 50—100 л на 1 кг магния в зависимости от запланированной температуры нагрева призабойной зоны и избыточного объема кислоты. После 40—60 мин реагирования кислоты с магнием скважину осваивают компрессором (уровень жидкости в скважине снижают путем продувки воздухом) и вводят в эксплуатацию.

Термогазохимическое воздействие

Сущность термогазохимического воздействия (ТГХВ) заключается в создании высокого кратковременного давления в результате горения порохового заряда в жидкой среде. Под действием давления пороховых газов скважинная жидкость залавливается в пласт, расширяя естественные и создавая новые трещины. Пороховые газы имеют высокую температуру. Благодаря этому в порах и трещинах пласта они расплавляют твердые компоненты нефти (смолы, асфальтены и парафин). После сгорания порохового заряда давление в стволе скважины снижается и пороховые газы из пласта вновь вытесняются в скважину, вынося расплавленные асфальтосмолистые и парафиновые отложения.

Пороховой газ в основном состоит из хлористого водорода и углекислого газа. При наличии воды в порах породы хлористый водород превращается в слабоконцентрированную соляную кислоту и растворяет карбонатную породу. Углекислый газ растворяется в нефти и снижает ее вязкость. Следовательно, в результате ТГХВ на пласт действуют давление, теплота и продукты химической реакции.

ТГХВ осуществляют с помощью аккумуляторов давления скважины (АДС). Промышленность выпускает несколько типов АДС, которые различаются геометрическими размерами и величиной поверхности горения.

Техническая характеристика аккумулятора АДС-5

Наружный диаметр, мм 112

Минимальный внутренний диаметр обсадной колонны, мм 130

Максимально допустимое давление, МПа 50

Минимально допустимое давление, МПа 3

Максимально допусти мая температура, ° С 100

Допустимое время прибывания в скважине при максимальной

температуре, ч 3

Максимально допустимое количество зарядов при одном

спуске, шт 12

Аккумулятор давления АДС-5- бесканальный ( рис. 17 ). АДС-6 состоит из воспламеняющих (АДС- 6В ) и сгорающих пороховых зарядов ( АДС-6С ). Различие между ними состоит в том, что в АДС-6В имеется загерметизированная спираль накаливания для воспламенения порохового заряда при подаче электрического напряжения по кабелю КОБД.

Пороховые заряды АДС-5 и АДС-6 не имеют герметичной оболочки и находятся в контакте со скважинной жидкостью. На боковой поверхности поровых зарядов находятся продольные пазы для укладки стального каната, предназначенного для сборки и спуска гирлянды пороховых зарядов в скважину. Снизу и сверху пороховые заряды снабжены специальным приспособлением для предохранения зарядов от ударов и трения об обсадную колонну.

При подачи по кабелю электрического тока спираль накаливания воспламеняет пороховой заряд по поверхностям касания спирали. Горение зарядов происходит сначала по торцу, затем, по мере вытеснения образующимися газами жидкости, - по боковой поверхности заряда.

В комплект поставки АДС-5 входит 5 сгорающих поровых зарядов АДС-5 и один воспламеняющий АДС-6В; в АДС-6 – четыре сгорающих заряда АДС-6С и два воспламеняющих АДС-6В. АДС собирают на устье скважины.

Рекомендуют следующие интервалы установки АДС в скважине: АДС-4 в зоне продуктивных пластов под пакером; имеет эффект разрыва пласта; АДС-5- в зумпфе скважины; имеет эффект прогрева пласта; АДС-6- в зоне продуктивных пластов без пакера; имеет эффект разрыва пласта; АДС-7- на выходе из НКТ; имеет эффект прогрева и разрыва пласта.

ТГХВ осуществляют с применением существующего стандартного геофизического и нефтепромыслового оборудования.

Перед проведением ТГХВ забой скважины промывают.

В зависимости от геолого - технических условий при ТГХВ применяют следующие технологические схемы.

В скважину на кабеле спускают АДС-5. Продолжительность сгорания его зарядов достигает 200 с. Поэтому давление возрастает медленно и не приводит к разрыву пласта. Обработку АДС-5 рекомендуют проводить в скважинах, производительность которых снижена из-за отложений смол и парафина.

Если необходимо добиться разрыва пласта давлением пороховых газов, то в скважину на кабеле спускают АДС-6 с двумя воспламенителями. При необходимости воспламенители монтируют еще и в промежуточных звеньях гирлянды. За счет установки дополнительных воспламенителей продолжительность сгорания зарядов снижается до 3 с. В результате создается мгновенное давление, и в пласте образуются трещины, остающиеся раскрытыми.

Для повышения эффективности ТГХВ в карбонатных пластах АДС спускают

в скважину на НКТ с пакером. В подпакерное пространство закачивают соляную кислоту, сажают пакер и воспламеняют АДС. Эту схему рекомендуют применять для воздействия на низкопроницаемые пропластки.

ТГХВ осуществляют также и без подъема НКТ. В этом случае в скважину спускают АДС-7.

Пенокислотные обработки

Пены — пузырьки газа или воздуха в жидкости, разделенные тонкими прослойками (пленками) этой же жидкости. Для получения пены кроме газа и жидкости нужно присутствие еще одного вещества — пенообразователя (ПАВ). Для получения более устойчивых пен в раствор пенообразователя добавляют стабилизатор. Пены с перечисленным составом называются двухфазными (основные компоненты — газ и жидкость).

Если в качестве жидкости используется раствор соляной кислоты с ПАВ, то при газировании (аэрации) этой жидкости образуются кислотные пены.

Механизм действия кислотных пен заключается в замедлении скорости нейтрализации кислоты карбонатной породой, приводящем к удлинению пути движения кислоты в активном состоянии. Кислотные пены также способствуют увеличению охвата пласта воздействием кислоты, так как имеют низкую плотность (300 800 кг/м3), повышенную вязкость и прочность.

Пенокислотные обработки применяют для воздействия на продуктивные пласты, сложенные карбонатными породами, также на песчаники с высоким содержанием карбонатного цемента.

Исследованиями установлены наилучшие (для замедления скорости нейтрализации кислоты) концентрации ПАВ, добавляемых в раствор кислоты в качестве пенообразователей (табл. 24).

В качестве стабилизаторов кислотных пен применяют карбоксиметилцеллюлозу КМЦ — продукт взаимодействия целлюлозы с монохлоруксусной кислотой (твердое вещество хлопьевидного или порошкообразного вида), а также концентрированную сульфит-спиртовую барду КССБ — продукт целлюлозно-бумажной промышленности (густая жидкость или порошок темно-коричневого цвета) и др. Наиболее часто применяют КМЦ в количестве 1 - 1.5%.

При использовании газа устойчивость пены на 15—20% ниже, чем при использовании воздуха.

Таблица 24

Оптимальные концентрации ПАВ для ценообразования

ПАВ	Добавки ПАВ (в %) при концентрации раствора кислоты, %
	5	10	20	30
ДС-РАС	0,5	0,5	1,0	1,5
Сульфонол	0,5	0,5	—	—
Катапин-А	0,05	0,05	0,1—0,25	0,2-0,5
Карбозолин	0,05	0,05	0,1	0,1
ОП-7 и ОП-10	0,05	0,1	0,2	0,2
Дисолван	0,1	0,1	0,2	0,3—0,5

Кислотные пены медленно нейтрализуются карбонатной породой (т. е. медленно растворяют карбонаты) при температуре до 80° С (при атмосферном давлении) и при температуре до 50° С (при 0—12 МПа).

Повышение концентрации исходного раствора кислоты от 15 до 25% увеличивает глубину проникновения кислотной пены с активной кислотой в 1,5—2 раза.

Максимальное значение глубины проникновения активной кислоты в поры пласта достигается при степени аэрации, равной единице в пластовых условиях (степень аэрации — количество воздуха или газа в м' на 1 м'' раствора кислоты с ПАВ). При проведении пенокислотной обработки необходимо определять объемы жидкости и raзa (воздуха) в поверхностных условиях. Поэтому степень аэрации в поверхностных условиях а определяют по следующей формуле:

а = апл- Рпл/Р

где апл — степень аэрации в пластовых условиях; Рпл— пластовое давление, МПа; Р—атмосферное давление, равное примерно 0,1 МПа.

Поскольку величина пластового давления различная на различных месторождениях и даже скважинах, то одна и та же степень аэрации в пластовых условиях будет иметь разные значения для каждого месторождения в поверхностных условиях. Например, степень аэрации, равная единице в поверхностных условиях, равна 60 и 100 при пластовых давлениях соответственно 6 или 10 МПа.

Коррозионное действие кислотной пены больше, чем действия исходной кислоты той же концентрации. При пенокислотных обработках рекомендуют в качестве ингибитора коррозии применять такой реагент, который одновременно являлся бы и пенообразователем. Например, на Ишимбайских рифогенных месторождениях наиболее полно этим требованиям отвечает марвелан-КО в количестве 0,3—0,5%.

Для снижения коррозионного действия кислотной пены до уровня коррозионной активности обычной 15—25%-й кислоты рекомендуют использовать катапин-А в количестве 0,1% или смесь реагента И-l-A и уротропина в количестве соответственно 0,4 и 0,8%.

Наибольшее содержание железа в устьевых пробах после обработки при применении 15%-го раствора составляет 0,46%. Такое количество железа намного больше, чем в закачиваемом в скважину растворе кислоты. Это в основном объясняется коррозией внутренней поверхности НКТ первыми порциями закачиваемого в скважину раствора кислоты.

Для предотвращения выпадения соединений железа в осадок при содержании его в аэрированном растворе кислоты с ПАВ 0,3—0,4% рекомендуют добавлять уксусную кислоту в количестве 1,5% объема раствора кислоты (при простых кислотных обработках уксусную кислоту добавляют в количестве 1%).

Обычно пенокислотные обработки проводятся после неоднократных простых кислотных обработок, когда их эффективность резко снижается или даже отсутствует.

Увеличение количества пенокислотных обработок в одной и той же скважине (при неизменных объемах раствора кислоты, его концентрации и степени аэрации) также приводит к снижению их эффективности. Опыт применения пенокислотных обработок на ряде месторождений показывает, что проведение более трех пенокислотных обработок в одной скважине нецелесообразно. Поэтому последующие пенокислотные обработки в данной скважине рекомендуют проводить направленно, с использованием нефтекислотных эмульсий.

По опыту широкого внедрения пенокислотных обработок на Ишимбайских месторождениях объем раствора кислоты с ПАВ на одну обработку составляет 25—48 м3 с концентрацией кислоты 15% (реже до 25%и

Для приготовления кислотных пен применяют специальные устройства — аэраторы (рис. 18) или эжекторные смесители (рис. 19). Аэратор — две НКТ диаметром 102 и 51 мм, расположенные одна в другой (труба в трубе). Раствор кислоты с растворенным в нем ПАВ кислотным агрегатом (установкой) подают в пространство между трубами диаметром 102 и 51 мм. Воздух (или газ), нагнетаемый во внутреннюю трубу диаметром 51 мм, через отверстия на ее боковой поверхности выходит в кольцевое пространство и смешивается с раствором соляной кислоты. Аэратор Применяют при обработке скважин, в которых ожидаемое устьевое давлениение закачивания кислотной пены меньше давления, развиваемого компресором УПК-80, то есть меньше 8 МПа.

Эжекторный смеситель позволяет нагнетать кислотную пену в скважину под давлением, превышающим максимальное давление компрессора на 20—25%. Раствор кислоты с ПАВ под давлением 15—18 МПа подается в сопло, оттуда в камеру смешения со скоростью 100—230 м/с. За счет этого создается разряжение и происходит подсос воздуха (или газа через патрубок с обратным клапаном.

В камере раствор кислоты смешивается с воздухом, и далее эта смесь поступает в диффузор и создается напор. С помощью эжекторного, смесителя на устье скважины достигается давление в 10— 11,5 МПа.

Перед пенокислотной обработкой скважины промывают для очистки забоя. Технологический процесс пенокислотной обработки состоит из следующих операций: подъем плунжера и конуса глубинного насоса (если планируется направленная обработка, то подвеску насоса устанавливают против обрабатываемого интервала); обвязка наземного оборудования; закачивание кислотной пены с запланированной степенью аэрации (при направленных обработках перед кислотной пеной закачивают нефтекислотную эмульсию); продавливание кислотной пены в пласт нефтью или увлажненным воздухом; при этом продавочную жидкость закачивают одновременно в НКТ и затрубное пространство (кроме направленных обработок), так как оставшаяся в стволе скважины пена может нарушить нормальную работу глубинного насоса; выдерживание скважины на реакции пенокислоты с породой в течение 12 ч, спуск плунжера и конуса и пуск скважины в эксплуатацию.

Рис. 18. Схема аэратора.

1 — быстросъемные соединения; 2— заглушка; 3— фильтр; 4- центратор; 5— корпус

Рис. 19. Эжекторный смеситель:

1- гнездо клапана; 2 - патрубок; 3 — корпус клапана; 4 — сопло; 5 - кольцо промежуточное; 6 — камеры смешения; 7 — быстросъемное соединение; 8 —диффузор; 9- корпус; 10 - уплотнение; 11— гайка

Рис. 20. Примерная схема обвязки оборудования при пенокислотной обработке:

1 — компрессор; 2 - обратный клапан; 3— аэратор; 4- установка насосная (кислотный агрегат); 5— скважина; 6 — глубинный насос.

На некоторых месторождениях после пенокислотных обработок скважины осваивали путем промывки двухфазной пеной. В скважину через НКТ закачивают 8—12 м3 водного раствора ПАВ совместно с воздухом и создают циркуляцию пены. В зависимости от давления компрессора степень аэрации может меняться от 10 до 200. После достижения максимальной степени аэрации при циркуляции пены останавливают компрессор и насос, а скважину оставляют при открытой выкидной задвижке на 2-3 ч для дополнительного снижения забойного давления за счет упругих свойств пены.

В мощных пластах с большим радиусом ухудшенной проницаемости необходимо увеличить объем кислотной пены. Однако это экономически невыгодно. Поэтому рекомендуют применять направленные обработки для воздействия кислотной пеной на отдельные интервалы пласта. Такая цель достигается предварительным закачиванием высоковязкой нефтекислотной эмульсии и продавливанием кислотной пены большим объемом увлажненного воздуха (периодическое впрыскивание в закачиваемый воздух пенообразующего раствора). Нефтекислотная эмульсия перекрывает ранее обработанные нижние интервалы, а кислотная пена направляется в верхние необработанные интервалы пласта.

В последние годы возможности пенокислотных обработок увеличились благодаря выпуску более мощных компрессоров. Например, компрессор КПУ 16/250 имеет производительность 4,4 л/с, давление 25 МПа; компрессор СД 9/101—производительность 2,5 л/с, давление 10,1 МПа. С использованием указанных компрессоров пенокислотные обработки можно производить в скважинах месторождений с пластовым давлением от 10 до 25 МПа.

Термопенокислотные обработки. Этот вид обработок основан на особенностях действия горячей кислоты на забое скважин: лучшая очистка поверхности забоя и порового пространства ПЗП от АСПО; увеличение химической активности кислоты относительно карбонатных пород пласта, а также материалов, загрязняющих фильтрующую поверхность ствола скважины.

Эффективность воздействия пенокислоты на карбонатные пласты объясняется тем, что пенокислота закупоривает высокопроницаемые интервалы и поэтому воздействию кислоты при высокой температуре подвергаются и менее проницаемые зоны.

Технология обработки пенокислотой следующая. Жидкость в стволе скважины заменяют двухфазной пеной со степенью аэрации 40. Стержневой магний (50—150 кг) загружают в реакционной наконечник или НКТ, через которые прокачивают пенокислоту со степенью аэрации 60— 80 (обычно используют около 20 м3 13%-го раствора соляной кислоты). Время выдерживания пенокислоты в пласте 0,5—1 ч. Затем осуществляют более глубокую многоцикловую очистку забоя путем закачивания двухфазной пены со степенью аэрации 40 в затрубное пространство скважины. Для оценки температурного режима обработки ниже термонаконечника устанавливают термограф.

Гидроимпульсные кислотные обработки:

Сущность создания гидравлических импульсов (гидроимпульсов) в призабойной зоне пласта заключается в периодическом закачивании в скважину через НКТ жидкости под большим давлением и быстром «сбрасывании» давления через затрубное пространство (разрядка скважины). Величина создаваемого давления не должна превышать допустимой его величины для данной обсадной колонны.

При закачивании жидкости в призабондой зоне пласта раскрываются имеющиеся или образуются новые трещины. При «сбрасывании» давления происходит приток жидкости из трещины в ствол скважины с большой скоростью. С этой жидкостью из призабойной зоны выносятся привнесенные туда загрязняющие материалы.

После создания нескольких циклов гидроимпульсов производят обратную промывку забоя скважины с целью очистки от загрязняющих материалов и теперь создают импульсы путем закачивания раствора кислоты. Для облегчения выноса отработанного раствора кислоты из призабойной зоны пласта также создают гидроимпульсы путем закачивания жидкости (нефть или вода в зависимости от категории скважин).

Исследованиями установлено, что при помощи задвижки на устье создавать резкое изменение давления невозможно. Поэтому иногда на выходе из затрубного пространства устанавливают калиброванные (с точными размерами) чугунные диафрагмы (пластины определенной толщины). При достижении запланированного давления диафрагмы ломаются и создаются мгновенные депрессии на забой. С этой же целью применяют забойные клапаны различных конструкций.

Кислотоструйные обработки

Кислотоструйная обработка — воздействие на забой и стенки ствола скважины струей раствора кислоты, выходящей с большой скоростью из конусной насадки. Приспособление, с помощью которого осуществляют кислотоструйную обработку, называется гидромонитором.

Основным назначением кислотоструйных обработок является очистка стенок ствола скважины и забоя от цементной и глинистой корок, образование новых каналов растворения в карбонатной породе. Поэтому кислотоструйные обработки в основном применяются в скважинах с открытым стволом.

Подготовка скважины к кислотоструйной обработке заключается в подъеме глубинного оборудования из скважины и спуске в выбранный интервал обработки гидромонитора. Если кислотоструйная обработка применяется только для очистки стенок ствола скважины и забоя от цементной и глинистой корок, то уровень жидкости в скважине должен быть минимальным. Это делается для того, чтобы исключить попадание раствора кислоты вместе с загрязняющими материалами в призабойную зону пласта. Обвязка наземного оборудования должна предусматривать возможность передвижения гидромонитора в обрабатываемом интервале пласта. Для этого насосную установку соединяют с НКТ с помощью гибкого шланга высокого давления.

При кислотоструйной обработке сохраняется высокая активность раствора кислоты, так как его контакт с породой происходит только в узком месте удара струи и в течение короткого времени. Поэтому выбор объема и концентрации раствора кислоты зависит от того, с каким видом кислотной обработки совмещается подача раствора через насадки. Например, если ставится цель разрушить корку на стенках скважины струями раствора кислоты, а затем оставить его на забое для кислотной ванны, то объем раствора кислоты должен быть равен объему ствола скважины в обрабатываемом интервале.

Технология кислотоструйной обработки должна обеспечивать максимально возможную скорость истечения жидкости из насадки. Время нахождения гидромонитора на каждой глубине определяют практикой.

При кислотоструйных обработках нефтяных добывающих и водонагнетательных скважин с целью разрушения цементной или глинистой корок или продуктов коррозии желательно производить большее количество перемещений в обрабатываемом интервале пласта. Для этого необходимо значительное время. Но при совмещении кислотоструйной обработки с кислотной ванной берут небольшой объем раствора кислоты. В этом случае время прокачивания этого раствора через насадки недостаточно для производства большого количества перемещений. Следовательно, будет производиться меньше работы по разрушению корок. В этих условиях рекомендуют уменьшать диаметры насадок (например, до 2— 2,5 мм) для увеличения скорости истечения, чтобы произвести больше полезной работы по разрушению корок в единицу времени.

При совмещении кислотоструйных обработок с простой кислотной обработкой рекомендуют применять насадки диаметром 3—4 мм и закачивать раствор кислоты при пониженном уровне жидкости в скважине для исключения чрезмерного давления на устье.

При совмещении кислотоструйной обработки с кислотной обработкой под давлением рекомендуют применять пакер, чтобы не допустить нарушения обсадной колонны. При воздействии на малопроницаемые породы большой толщины используют большее количесво насадок уменьшенного диаметра и распределяют их равномерно по длине гидромонитора. Это делается для охвата обработкой как можно большей части ствола скважины, так как из-за установленного пакера гидромонитор перемещать невозможно.

Обработки глинокислотой.

Назначение глинокислоты — воздействие на песчаники или песчано-глинистые породы, а также на глинистую корку. Основное условие применения— отсутствие или минимальное содержание (до 0,5%) карбонатов в породе.

Количество глинокислоты подбирают опытным путем, чтобы не допустить разрушения пород продуктивного пласта. При первых обработках рекомендуется применять 300—400 глинокислоты на 1 м толщины пласта. Если пласты сложены трещиноватыми породами, то объем глинокислоты для первичных обработок увеличивается до 800 1000 л на 1 м толщины пласта.

Наиболее эффективна глинокислота, состоящая из 8%-й соляной кислоты и 4%-й плавиковой кислоты. Для песчаников с небольшим содержанием глинистого материала не следует применять плавиковую кислоту концентрацией менее 3%. Для песчаников с большим содержанием глин максимальные концентрации соляной кислоты 10%, плавиковой кислоты—5%. Глинокислоту рекомендуют приготовлять путем растворения в соляной кислоте технического бифторид-фторид аммония.

Глинокислоту полностью залавливают в пласт при небольшой скорости и выдерживают на реагирование в течение 8—12 ч.

Большинство месторождений СССР имеют продуктивные терригенные пласты с содержанием карбонатов более 0,5%, поэтому наиболее' распространена двухрастворная обработка: вначале закачивают соляную кислоту для растворения карбонатов, а затем — глинокислоту.

При планировании двухрастворной кислотной обработки сначала определяют объем II раствора (глинокислоты). Для этого нужны данные о запланированной глубине задавливания (радиусе распространения раствора) и пористости. Радиус распространения раствора определяют исходя из конкретных условий скважин, а пористость продуктивных пластов для каждого месторождения заранее известна. Объем глинокислоты определяют на 1 м толщины обрабатываемого пласта; при этом радиус распространения раствора определяют от поверхности ствола скважины или от внутренней стенки эксплуатационной колонны.

Объем I раствора (соляной кислоты) определяют исходя из количества карбонатов, подлежащих удалению из зоны с запланированным радиусом распространения глинокислоты. Для расчета используют известные величины карбонатности пород на месторождении, плотность карбонатной породы и объем раствора соляной кислоты для растворения 1 т карбонатов (4600 л 15%-го или 5400 л 12%-го раствора соляной кислоты).

Для предотвращения смешивания нейтрализованной соляной кислоты с глинокислотой на границе их контакта объем I раствора берут несколько больше расчетного (на 100—200 л на 1 м толщины пласта).

Первую обработку глинокислотой рекомендуют проводить с учетом радиуса воздействия (0,4—0,5 м). При последующих обработках радиус воздействия увеличивают (до 1,5 м).

Подготовка скважины к обработке глинокислотой состоит из прямой и обратной промывки скважины с допуском НКТ до забоя.

С целью наиболее полного растворения карбонатов раствором I и наибольшего растворения глин, аргиллитов и других глинистых пород раствором II закачивание обоих растворов ведут замедленно. Продавочной жидкостью может быть вода с добавлением катионоактивных ПАВ (например, катапина-А) для нефтяных добывающих скважин, вода с добавлением неионогенных ПАВ (например, ОП-10) для водонагнетательных скважин, а также газ и вода — для газовых скважин.

Время реагирования кислот от момента прекращения задавливания растворов до пуска скважины в эксплуатацию составляет 8—12 ч, а при высоких температурах пласта — 6—8 ч.

При обработке водонагнетательных скважин особое внимание следует обратить на стадии нахождения скважин под закачкой воды и на тип закачиваемой воды. Например, для освоения скважин под нагнетание воды, вышедших из бурения, а также переводимых из нефтяных добывающих рекомендуют увеличить концентрацию плавиковой кислоты до 6—10% при концентрации соляной кислоты 10%.

Для восстановления или увеличения приемистости водонагнетательных скважин, находящихся под закачиванием пресной воды, рекомендуют применять двухрастворную обработку. При этом в первом растворе концентрацию соляной кислоты берут до 15—18% с добавлением уксусной кислоты до 5%-й концентрации. Объем раствора соляной кислоты примерно в 1,5 раза больше расчетного. Во втором растворе (глинокислота) концентрация плавиковой кислоты составляет 3—5%, соляной кислоты — 10— 12%, уксусной кислоты — 3—5%.

Перед обработкой водонагнетательных скважин, в которые закачивают промысловые сточные воды (пластовые воды, добываемые вместе с нефтью и прошедшие через установки по подготовке нефти, где в них добавляют пресную воду для обессоливай и я нефти, а также различные ПАВ для разрушения эмульсии), рекомендуют тщательные промывки, свабирования, закачивание растворителей или даже проведение термохимической обработки. Только после такой предварительной подготовки скважины проводят обработку глинокислотой, состоящей из плавиковой кислоты 5—6%-й концентрации и соляной кислоты 10%-й концентрации. Добавляют также уксусную кислоту в количестве 3—4%.

Технология глинокислотной обработки с повышенной концентрацией плавиковой кислоты несколько отличается от технологии обработки глинокислотой обычной (более низкой) концентрации. После подачи в НКТ, спущенные до нижних отверстий перфорации пласта, первого раствора закрывают затрубное пространство, закачивают пресную воду из расчета 200—300 л на 1 м толщины пласта и тут же начинают закачивание второго раствора. Таким образом, первый раствор залавливают в пласт пресной водой и некоторым объемом второго раствора на первой скорости насосной установки. В таком же темпе продолжают задавливать в пласт первую часть (равную примерно объему НКТ) глинокислоты. Затем скорость задавливания глинокислоты в пласт увеличивается. Последнюю часть глинокислоты выдавливают из НКТ пресной водой в объеме НКТ и затрубного пространства в интервале обработки пласта. Устье скважины закрывают и оставляют на реагирование в течение 1,5—2 ч. После этого скважину разряжают через НКТ, производят прямую и обратную промывки и пробное закачивание воды от насосной установки.

После стабилизации давления скважину вводят под постоянное закачивание воды от КНС.

Иногда для предотвращения загрязнения окружающей территории в скважину сразу начинают закачивать воду от насосной установки, а затем от КНС через затрубное пространство. Только после этого скважину переводят под закачивание воды через НКТ.

Для глинокислотной обработки водонагнетательных скважин, в которых воду закачивают одновременно в несколько пластов с очень неравномерной приемистостью по их толщине, использубт временно закупоривающие материалы: ПАА или КМЦ.

Растворы ПАА и КМЦ готовят в мерной емкости насосной установки ( или в любой другой емкости). Для этого в емкость заливают расчетное количество воды, включают насос и в циркулирующий поток воды добавляют расчетное количество ПАА или КМЦ. В табл. 26 27 приведены составные части для приготовления водных растворов КМЦ или ПАА исходя из содержания основного вещества в них 90 %. При другом содержании основного вещества необходимо производить перерасче.

Таблица 26

Состав и вязкость растворов КМЦ

Концентрация раствора, КМЦ, %

Количество КМЦ на 100 л воды, кг

Вязкость раствора, мПа-с

на пресной воде

на минерализованной воде

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

130

590

3600

370

2230

6020

При использовании КМЦ или ПАА конец НКТ устанавливают у верхних отверстий перфорации пласта. Закачивание растворов КМЦ или ПАА в количестве примерно 25% объема раствора глинокислоты ведут при открытом затрубном пространстве, не превышая допустимого давления на эксплуатационную колонну. Рекомендуемая вязкость растворов — 200— 500 мПа-с (при приемистости пласта до 500 м3/сут) и 500—1000 мПа-с (при приемистости пласта более 500 м3/сут). После достижения раствора КМЦ или ПАА конца НКТ затрубное пространство закрывают и начинают закачивать первый и второй растворы кислот. При этом давление не должно превышать 10 МПа. Для этого продавливание растворов КМЦ или ПАА и кислот ведут путем кратковременных остановок насоса. За-давливание растворов в пласт производят пресной водой в объеме НКТ и затрубного пространства в интервале обработки. После выдерживания растворов кислот на забое скважины в течение 1,5—2 ч начинают закачивание воды от одной или двух насосных установок на максимальной скорости, а затем — от КНС. Скважину разряжают в том случае, если не наблюдается снижения давления во время пробного закачивания воды от насосной установки.

Серийные кислотные обработки.

Серийные кислотные обработки- многократное воздействие раствором кислоты на продуктивный пласт или его отдельный интервал- применяют в тех случаях, когда однократное воздействие раствора кислоты на продуктивный пласт недостаточно эффективно. Время повторения кислотных обработок определяют исходя из времени, необходимого для очистки забоя и извлечения отработанного раствора кислоты. Серийно можно проводить любые виды рассмотренных выше кислотных обработок. Серийные кислотные ванны рекомендуют применять в основном при освоении скважин после бурения. Серийные термокислотные и термохимические обработки рекомендуют проводить в скважинах с интенсивным отложением парафино-смолистых веществ.

Серийные кислотные обработки (простые и под давлением) применяются наиболее широко. Их рекомендуют проводить в скважинах с слабопроницаемыми карбонатными породами и хорошо проницаемыми карбонатными пластами, проницаемость призабойной зоны которых резко снижена. При этом объемы раствора кислоты рекомендуют увеличивать постепенно от одной обработки к другой.

Обработки серной кислотой

Серную кислоту в основном применяют для обработки водонагнетательных скважин, у которых призабойная зона продуктивных пластов загрязняется привнесенными закачиваемой водой механическими примесями, оксидами железа, илом, эмульгированной нефтью и др. Серная кислота растворяет загрязняющие пласты продукты и увеличивает проницаемость пород. Это происходит благодаря обильному выделению тепла при смешении серной кислоты с водой в пластовых условиях. Например, при снижении концентрации серной кислоты с 96 до 20% (из-за смешения с водой) температура раствора повышается до 100° С.

Технология обработки скважин серной кислотой в основном такая же, что и технология солянокислотных обработок. Главная особенность технологии заключается в том, чтобы не допустить контакта серной кислоты с водой в наземном оборудовании, НКТ и эксплуатационной колонне. Закачивание углеводородных жидкостей (дизтопливо, керосин, легкая нефть) до и после подачи в НКТ серной кислоты предотвращает разбавление серной кислоты водой, выделение теплоты и усиление коррозии металла.

В первую очередь, серную кислоту рекомендуют применять для обработки водонагнетательных скважин, в которые закачивают сточные воды, и скважин разрезающих рядов при их освоении под закачивание воды.

Углекислотные обработки

Эти обработки применяют в скважинах, породы продуктивных пластов которых содержат карбонаты кальция и магния, а также в скважинах с асфальтосмолистыми отложениями. Углекислотные обработки применяют как в нефтяных добывающих, так и в водонагнетательных скважинах.

Подготовка скважины к обработке заключается в промывке забоя, определении коэффициента продуктивности, уточнении содержания воды и др. В подонагнетательной скважине определяют приемистость и строят профиль приемистости.

Пакер устанавливают на 5—10 м выше верхних отверстий перфорации и определяют его герметичность путем закачивания в НКТ некоторого объема нефти. Затем начинают закачивание углекислоты из расчета 1,2— 5 т на 1 м обрабатываемой толщины пласта. Однако, исходя из практики, рекомендуют применять не менее 10 т углекислоты на одну обработку.

Рис. 21. Примерная схема оборудования при углекислотной обработке:

1— изотермические емкости; 2 — установки насосные

(цементировочные агрегаты); 3 - автоцистерна; 4 — скважина

Углекислоту продавливают нефтью в количестве двух объемов НКТ, спущенных в скважину. Затем устье скважины закрывают и оставляют на реагирование в течение 12—24 ч в зависимости от характеристики продуктивного пласта. После этого скважину вводят в эксплуатацию на прежнем режиме. Водонагнетательную скважину обрабатывают аналогичным образом. В качестве продавочной жидкости используют воду. После прохождения времени реагирования водонагнетательную скважину через НКТ пускают на самоизлив до появления чистой воды. Затем производят прямую и обратную промывки и скважину вводят под закачивание воды от кустовой насосной станции. Примерная схема обвязки оборудования при углекислотной обработке скважин приведена на рис. 21.

Обработки сульфаминовой кислотой

Сульфаминовая кислота HSO3NH2 предназначается для более глубокого воздействия на пласт из-за ее способности растворять карбонаты в пять раз медленнее по сравнению с соляной .кислотой. Коррозионное действие сульфаминовой кислоты в несколько раз меньше по сравнению с соляной кислотой.

Сульфаминовой кислотой можно обрабатывать нефтяные добывающие и водонагнетательные скважины. Для воздействия на песчаники рекомендуют применять смесь сульфаминовой кислоты с бифторидом аммония. Преимущество такой смеси заключается в том, что сульфаминовая кислота и бифторид аммония выпускаются в кристаллической форме, а их водный раствор действует на породы как глинокислота.

Подготовка скважины к обработке сульфаминовой кислотой аналогична ее подготовке перед любой кислотной обработкой.

Кристаллическая сульфаминовая кислота растворяется в емкости до концентрации 10—12% (147—213 кг кислоты на 1000 л воды). В зимних условиях воду необходимо подогреть до температуры 40—55° С. При температуре забоя скважины выше 60° С в раствор сульфаминовой кислоты добавляют анолин. Объем раствора сульфаминовой кислоты берут в 1,5—1 2 раза больше объема раствора соляной кислоты, использованного во вре-1 мя предыдущих обработок.

В водонагнетательные скважины рекомендуют закачивать пересыщенный раствор сульфаминовой кислоты в виде кристаллов вместе с соляной кислотой. В этом случае происходит поинтервальное воздействие на пласт так как не успевшие раствориться кристаллы сульфаминовой кислоты изолируют наиболее проницаемые интервалы. После задавливания сульфаминовой кислоты в виде кристаллов закачивают растворы соляной или сульфаминовой кислоты для воздействия на малопроницаемые или сильно загрязненные интервалы пласта.

Время выдерживания сульфаминовой кислоты на забое скважины составляет 3—4 ч.

ЭФФЕКТИВНОСТЬ КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК

Под эффективностью понимают увеличение дебита нефти добывающих и приемистости воды водонагнетательных скважин в течение некоторого времени после проведенной обработки пласта. Часто такую эффективность называют технологической.

Технологическую эффективность кислотных обработок лучше всего определять по изменению коэффициента продуктивности или приемистости, так как один и тот же дебит скважины может быть получен при разных депрессиях на пласт. Для этого до и после обработки определяют забойное давление при трех-четырех режимах работы скважины. Используя известную величину пластового давления (обычно его определяют до обработки), рассчитывают депрессию на пласт для тех же трех-четырех режимов. При каждом режиме замеряют дебит скважины (в т/сут или в м3/сут) и строят, так называемую индикаторную кривую: по горизонтальной оси откладывают дебит, а по вертикальной — депрессию скважины. По полученным кривым, задаваясь любым значением депрессии, определяют коэффициент продуктивности К по формуле

K=Q/P,

где Q — дебит нефти или приемистость воды, т/сут или м3/сут,

P, —депрессия на пласт, МПа.

Рассмотрим следующий пример (рис. 22).

До обработки дебит нефти 86,3 т/сут был получен при депрессии 3 МПа (точка «а»), а после обработки такой же дебит нефти был получен при депрессии всего 1,1 МПа (точка «б»). Коэффициент продуктивности увеличился с 28,8 т/сут. МПа (86,3 : 3 = 28,8) до 78,4 т/сут. МПа (86,3 : 1,1), т. е. в 2,7 раза. Далее следят; за изменением коэффициента продуктивности с целью определения продолжительности эффекта.

Если нет возможности исследовать скважину, то эффективность обработки определяют путем сравнения среднего дебита нефти (или приемистости воды) за три - четыре месяца до обработки с дебитом нефти (приемистостью воды) непосредственно после обработки.

В любом случае суммарный эффект обработки определяют путем сравнения того же среднего дебита нефти до обработки со средним дебитом нефти после обработки в течение всего эффективного периода работы скважины. Например, до обработки средний дебит нефти был ранен 10 т/сут, а после обработки скважину эксплуатировали со средним дебитом нефти 15 т/сут в течение 100 дней. Тогда эффект будет равен: (15—10) X 100 = = 500 т. Этот же результат можно получить и другим путем. Например, после обработки за эффективные 100 дней было добыто 1500 т нефти. Без проведения обработки было бы добыто 1000 т нефти (10X100=1000). Эффект равен: 1500— 1000 = 500 т.

Необходимо иметь в виду, что при оценке эффективности путем сравнения дебитов режим эксплуатации должен быть одинаковым до и после обработки.

Эффективность кислотных обработок оценивается также путем сравнения профилей притока в добывающих скважинах и профилей приемистости в водонагнетательных скважинах. Профили отражают картину распределения притока нефти или приемистости воды по толщине продуктивного пласта (или по перфорированной толщине пласта в обсаженных скважинах). По профилям определяют так называемые коэффициенты охвата пласта притоком в добывающих скважинах и охвата пласта заводнением в водонагнетательных скважинах. Коэффициент охвата — отношение толщины пласта, охваченной притоком или заводнением, ко всей толщине продуктивного пласта (или перфорированной толщине пласта); Если коэффициент охвата увеличивается после проведенной обработки, то обработка считается эффективной. Данные о коэффициентах охвата пласта притоком или заводнением используются при анализе разработки месторождений с целью оценки характера и степени выработки продуктивных пластов/

В качестве примера на рис. 23 приведены профили приемистости водонагнетательной скважины с песчано-аргиллитовым коллектором до и после обработки ее раствором глинокислоты повышенной концентрации, состоящей из 13%-й соляной и 8—9%-й плавиковой кислот.

На рис. 23 по горизонтальной оси отложена приемистость каждого полуметрового интервала пласта в процентах от общей приемистости интервала перфорации; по вертикальной оси отложены глубины скважины. Слева показан профиль приемистости до обработки (давление закачивания поды 10 МПа, приемистость 144 м3/сут) справа — после обработки (дав-ленне 10,5 МПа, приемистость 365 м/сут). Интервал перфорации толщиной 8,4 м обозначен зубчатой линией.

Из рис. 23 видно, что до обработки закачиваемая вода поглощалась интервалом пласта толщиной 4 м, то есть коэффициент охвата пласта заводнением был равен 0,48 (4:8,4 = 0,48); после обработки вода поглощается интервалом пласта толщиной 8 м, то есть коэффициент охвата равен 0,95 (8:8,4=0,95). Таким образом, в результате обработки глино-кислотой коэффициент охвата заводнением увеличился в 2 раза с одновременным увеличением приемистости в 2,5 раза.

Экономическая эффективность кислотных обработок в нефтяных добывающих скважинах определяется следующим образом.

Рассчитывается так называемая условно-переменная часть эксплуатационных затрат на I т дополнительно добытой нефти после обработки. Эта часть затрат включает в себя затраты на энергию по извлечению, подготовку, сбор и транспорт нефти, затраты на поддержание пластового давления путем нагнетания воды и геологоразведочные работы.

Определяется разница между отпускной ценой 1 т нефти и условно-переменной частью затрат на 1 т дополнительно добытой нефти в рублях; эта цифра умножается на весь объем дополнительно добытой нефти и получается экономия по добыче нефти.

Затем определяются затраты на проведение кислотной обработки, включающие стоимость подготовительно-заключительных работ и стоимость работ, связанных с непосредственным закачиванием раствора кислоты в скважину (стоимость работы насосных агрегатов и другого вспомогательного оборудования, кислоты, реагентов и т. д.).

Разность между экономией по добыче нефти и затратами на проведение кислотной обработки (т. е. стоимостью обработки) — экономическая эффективность.

Аналогично может быть определена и экономическая эффективность кислотных обработок в водонагнетательных скважинах.

Объем дополнительно закачанной в пласт воды определяется так же, как и объем дополнительно добытой нефти. Затраты на закачивание дополнительного объема воды включают в себя затраты на ее добычу, подготовку, транспортирование и нагнетание В пласт.

ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

При работах с применением соляной и плавиковой кислот необходимо соблюдать особые меры предосторожности. Во-первых, выделяющийся из соляной кислоты (концентрацией более 25%) хлористый водород соединяется с влагой, содержащейся в воздухе. В результате этого образуется туман, состоящий из мелких частичек соляной кислоты. Эти частички попадают в легкие человека, раздражают дыхательные пути и вызывают отравление. Токсичность плавиковой кислоты также велика. Поэтому ее допустимая концентрация в воздухе на рабочих местах не должна превышать трех частей на миллион частей воздуха.

При попадании соляной кислоты на кожу необходимо произвести сильный смыв чистой холодной водой в течение 10 мин (лучше смывать струей под давлением). Затем на обожженное место наложить «кашицу» из чайной соды.

При попадании соляной кислоты в глаза (жжение, боль, слезотечение) надо их обильно и энергично промыть струей чистой воды. После того закапать в глаза 2%-й раствор новокаина.

При ожоге слизистой оболочки рта необходимо длительное промывание чистой водой.

При поражении соляной кислотой нельзя применять нейтрализующие растворы. При попадании на кожу плавиковой кислоты необходимо обильное промывание холодной водой, затем обмывание раствором чайной соды в течение нескольких минут, снова кратковременное промывание холодной водой и прикладывание в течение часа примочки 10%-м раствором хлористого кальция или сернокислого магния. Вместо примочки можно накладывать магнезиальную мазь, состоящую из одной части магнезии и двух частей вазелина или глицерина.

При поражении слизистой оболочки глаз плавиковой кислотой необходимо длительное промывание тонкой струей чистой воды, 3%-м раствором хлористого кальция, снова промывание чистой водой и введение 2—3 капель 0,5%-го раствора дикаина.

При поражении слизистой оболочки рта необходимо промывание чистой водой, полоскание раствором чайной соды, снова водой, 3—5%-м раствором хлористого кальция и чистой водой.

•При поражении плавиковой кислотой нельзя применять мази на жировой основе или масла.

При вдыхании паров серной кислоты раздражаются зрение, дыхательные пути; при попадании на кожу кислота вызывает сильные ожоги, а в глаза — может вызвать даже омертвление роговицы. Предельная концентрация паров серной кислоты в воздухе 0,001 мг/дм3.

При ожогах серной кислотой нейтрализующим веществом является 5%-й раствор питьевой соды.

При вдыхании паров серной кислоты необходимо производить ингаляцию теплым 2%-м раствором питьевой соды (2—3 раза в день по К) мин), принимать теплое молоко с боржоми, содой.

При поражении глаз необходимо их промыть струей чистой воды, делать прохладные примочки, закапывать стерильное вазелиновое масло.

После оказания первой помощи во всех случаях пострадавших нужно направить к врачу.

И местах производства работ должны быть средства индивидуальной защиты: спецодежда из сукна или шерсти с преланом; резиновые сапоги, резиновые перчатки и прорезиненные фартуки; противогазы марки В или БКФ (респираторы или, в крайнем случае, многослойные повязки из марли и ваты), защитные очки из органического (для работы с плавиковой кислотой) и обычного стекла (для работы с другими кислотами и реагентами).

На кислотной базе должен быть душ, а на скважине — шланг от водовода для моментального и интенсивного смыва водой кислот.

На рабочем месте, связанном с применением кислот, должна быть аптечка с перечисленными выше медикаментами.

К проведению кислотных обработок допускаются лица, прошедшие медицинскую проверку, обучение по технике безопасности и дополнительный инструктаж по конкретному виду обработки.

Кислотные обработки осуществляются под руководством мастера или другого инженерно-технического работника, назначаемого главным инженером предприятия.

Для закачивания растворов кислот в скважину трубопроводы от насосной установки (цементировочного агрегата) до устья скважины опрессовывают на полуторакратное ожидаемое рабочее давление. Если появляются утечки в трубопроводе, закачивание кислоты прекращают, снижают давление и трубопровод промывают водой. Только после этого проводят работы по ликвидации утечек.

Работы по кислотным обработкам должны быть максимально механизированы и выполняться! по закрытой системе. Емкости или другие сосуды для хранения или транспортирования кислот должны быть герметичными, а вентили на них — кислотостойкими.

На крыше мерника, используемого для приготовления растворов кислот, должно быть не менее двух отверстий: одно для залива кислоты, другое — для отвода ее паров.

Для выливания кислоты из бутылей в мерник (емкость) должна быть оборудована удобная площадка для работы на ней двух рабочих.

Сальники насосов для перекачивания кислоты должны быть закрыты
специальными щитками, которые можно снимать только во время ремонта.
Насосные установки (цементировочные агрегаты) устанавливают не менее чем в 10 м от устья скважины. Расстояние между установками (агрегатами) должно быть не менее 1 м, а кабины обращены в противоположную от устья скважины сторону. На время опрессовки нагнетательного трубопровода устанавливают опасную зону радиусом 50 м от устья скважины.

Кислотные обработки рекомендуют проводить в дневное время. Поело окончания работ по закачиванию кислот в скважину насосы и трубопровод тщательно промывают водой.

Нефть и попутный нефтяной газ (в нефтяных добывающих скважинах), природный газ (в газовых добывающих скважинах) являются горючими и взрывоопасными веществами. Поэтому требуется строгое соблюдение мер пожарной безопасности.

Причинами воспламенения могут быть открытый огонь, сильный нагрев, искры от электрооборудования, ударов, трения, разрядов статического и атмосферного электричества, промасленная ветошь и др.

Работы газопламенным и сварочным аппаратами проводятся по специальному разрешению при тщательной подготовке, гарантирующей пожарную безопасность.

Для исключения высекания искр при ударах пользуются омедненным слесарным инструментом; выхлопные трубы двигателей внутреннего сгорания снабжаются искрогасителями.

Для защиты от статического электричества, возникающего при трении ременных передач, перемешивании и разбрызгивании нефти, истечении газов и паров с механическими примесями, применяется надежное заземление всех металлических частей.

От прямых ударов молнии производственные объекты защищаются молниеотводами с сопротивлением заземления не выше 10 Ом.

В качестве огнегасительных веществ применяют воду, песок, кошму, азот, диоксид углерода, пены и т. д.

На скважинах должен быть первичный инвентарь для пожаротушения: ящики с песком, лопаты, совки, ломы, топоры, кошма и огнетушители пенные (типа ОП) и углекислотные (типа ОУ). Перечисленный инвентарь используется только по прямому назначению. Обслуживающий персонал должен уметь ими пользоваться.

ПРИМЕНЕНИЕ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ

Поверхностно-активными веществами (ПАВ) называют такие вещества, которые способны накапливаться (адсорбироваться) на поверхности соприкосновения двух тел (или сред, фаз) и понижать ее свободную энергию, т. е. поверхностное натяжение.

Поверхностное натяжение жидкости часто определяют как силу, действующую на единицу длины контура поверхности раздела фаз и стремящуюся сократить эту поверхность до минимума. Например, благодаря поверхностному натяжению капля жидкости при отсутствии внешних сил принимает форму шара.

ПАВ — органические вещества, получаемые обычно из углеводородов, а также спирты, фенолы, жирные кислоты и их щелочные соли — мыла и синтетические жирозаменители и моющие вещества.

Общие сведения

Обработка призабойной зоны пластов ПАВ предназначена для удаления воды и загрязняющего материала, попавших в эту зону при глушении скважины, промывках забоя, ремонтных работах, вскрытии продуктивных пластов глинистым раствором. При этом глубина проникновения воды и загрязняющего материала в призабойную зону находится в прямой зависимости от перепада давления на пласт, проницаемости пород, продолжительности проведения работ с применением воды. Появление воды в призабойной зоне связано также с обводнением продуктивных пластов закачиваемыми, контурными или посторонними водами.

Отрицательная роль воды заключается в следующем.

Вода, попадая на забой скважины, оттесняет нефть и газ в глубь пласта, и часть морового пространства оказывается занятой водой. Поэтому нефть (газ) при своем движении к забою скважины встречают большое сопротивление. В результате этого уменьшается производительность скважины.

По мере эксплуатации скважины вода, продвигающаяся по пласту и обводняющая добываемую продукцию, все больше охватывает призабойную зону и уменьшает при этом поверхность фильтрации для нефти. Поэтому дебит нефти уменьшается, а дебит воды увеличивается.

Вода, вступая в физико-химическое взаимодействие с глинистыми частицами пород, вызывает их набухание и разрушение. Это приводит к закупорке наиболее тонких поровых каналов, т. е. снижается проницаемость пород пласта и уменьшается производительность скважины.

На границе раздела «нефть—вода» могут адсорбироваться асфальтосмолистые вещества, являющиеся активными эмульгаторами. Поэтому в призабойной зоне пласта может образоваться стойкая гидрофобная эмульсия, снижающая проницаемость пород и, следовательно, производительность скважины. Механизм действия ПАВ заключается в снижении поверхностного натяжения на границах раздела «нефть — вода», «нефть — газ», «вода — газ», «вода — твердая поверхность». Благодаря этому размер капель воды в нефти в поровом пространстве уменьшается в несколько раз, а мелкие капли воды вытесняются из пласта значительно быстрее, чем крупные.

Кроме уменьшения поверхностного натяжения некоторые ПАВ гидрофобизуют поверхности поровых каналов в породе. ПАВ, применяемые в водонагнетательных скважинах, способствуют гидрофилизации пород, разрыву пленки нефти и уменьшению поверхностного натяжения на границе с нефтью. Остаточная нефть в виде пленки и капель, прилипших к твердой поверхности, хорошо отмывается и увлекается в глубь пласта струей воды. Это увеличивает фазовую проницаемость породы для воды, т. е. увеличивается приемистость скважины.

Обработка обводненных скважин ПАВ увеличивает фазовую проницаемость породы для нефти и уменьшает фазовую проницаемость для воды. Это ограничивает приток воды в скважину и увеличивает приток нефти.

Типы применяемых ПАВ

ПАВ по химическому строению делятся на два класса: ионогенные и неиоиогенные.

Ионогенные ПАВ при растворении в воде диссоциируют (распадаются) на дна иона — положительно заряженный катион и отрицательно заряженным анион.

В зависимости от того, какой из ионов является носителем поверхностноактивных свойств, ионогенные ПАВ разделяются на анионоактивные и катионоактннные.

Из анионоактивных ПАВ наибольшее применение на практике имеют: нейтрализованный черный контакт НЧК, сульфонатриевые соли СНС, сульфонол, азолят, катании, ДС-РАС и др.

Сульфонат представляет собой порошок, его упаковывают в крафт-целлюлозные мешки, можно хранить в металлических емкостях (желательно из нержавеющей стали). Сульфонат перевозят в крытых железнодорожных вагонах и автомашинах. Срок годности при соблюдении условий хранения достигает нескольких лет. Реактив гигроскопичен, негорюч, нетоксичен, биологически разлагаем (до 97%). Температура плавления 160° С, хорошо растворим в дистиллированной воде, в жесткой воде образует муть. Водные растворы сульфоната обладают высокой смачивающей способностью и хорошим моющим действием.

ДС-РАС — вязкая масса, при температуре не ниже 50° С представляет собой жидкость от желтого до светло-коричневого цвета. Хорошо растворим и воде, обладает моющим действием. При хранении в стальных бочках устойчив. ДС-РАС транспортируют в железнодорожных цистернах. Недостатком большинства анионоактивных ПАВ является их взаимодействие с СаСl и MgCl и полное или частичное высаливание с образованием нерастворимых осадков в виде кальциевых и магниевых солей. Поэтому применение анионоактивных ПАВ для ОПЗ не желательно.

Наиболее известными катионоактивными ПАВ являются катапин-А и карбозолин-О.

Катапин-А — мазеобразная масса от светло-коричневого до темно-коричневого цвета, хорошо растворим в жесткой воде, спирте и бензоле; не выпадает в осадок из разбавленных растворов минеральных кислот, щелочей, хлористого натрия, а также в присутствии солей меди, алюминия и бария. Хранят катапин-А в стальных барабанах или бочках.

Карбозолин-0 — вязкая жидкость коричневого цвета; легко растворяется в воде при температуре 40—45° С с образованием однородных нерасслаивающихся растворов светло-желтого цвета; не выпадает в осадок из разбавленных растворов минеральных кислот, а также в присутствии солей кальция и натрия. Хранят карбозолин-0 в стальных бочках.

Катионоактивные ПАВ — хорошие гидрофобизаторы горных пород, поэтому их применение более эффективно в нефтяных добывающих скважинах. Эффективность применения катионоактивных ПАВ в водонагнетательных скважинах (хотя они уменьшают набухаемость глинистых частиц) несколько меньше, чем неионогенных ПАВ из-за гидрофобизации поверхности частиц породы.

Неионогенные ПАВ не диссоциируют в водных растворах. Они более устойчивы к действию солей, кислот и щелочей как при нормальной, так и при повышенной температурах.

Молекула неионогенных ПАВ состоит из гидрофобной (молекулы амина, фенола, алкилфенола или других углеводородов) и гидрофильной частей (оксид этилена).

Из неионогенных ПАВ наиболее распространены иолиэтиленгликолевые эфиры алкилфенолов, синтезированные под названием вспомогательных веществ ОП (ОП-4, ОП-7, ОП-10 и др.), и продукты конденсации фракций угольных фенолов с оксидом этилена (УФЭ8 и др.). ОП означает оксиэтилированный препарат, а цифры — среднее число групп оксида этилена на один моль алкилфенола.

Неионогенные ПАВ растворяются в воде или керосине в зависимости от Соотношения гидрофильной и гидрофобной частей. Например, ОП-4 не растворяется в воде или дает в воде густые коллоидные растворы (размеры частиц таких растворов 10-5— 10-7 см); ОП-7 и выше водорастворимы, но практически не растворяются в керосине.

ПАВ ОП-7 и ОП-10 обладают большой поверхностной активностью, низкой адсорбируемостью на глинистых породах и хорошей моющей способностью. Поэтому они наиболее подходят для вымывания загрязняющего материала из ПЗП. Недостатком ОП-7 и ОП-10 является их способность образовывать и разрушать эмульсии строго в зависимости от их концентрации. Например, при концентрации 0,1—0,2% ОП-10 предупреждает образование эмульсии, а при концентрации 1% способствует образованию устойчивой эмульсии.

ПАВ типа ОП-10 имеют желтоватый цвет, поступают с завода в двухсотлитровых бочках. При температуре ниже 10° С сильно загустевают и превращаются в нетекучую пастообразную массу.

Для снижения осадкообразования различные ПАВ смешивают между собой. Это обеспечивает образование синергетического эффекта: смесь двух или более ПАВ при определенных условиях обладает лучшими свойствами, чем каждое отдельное ПАВ, входящее в эту смесь.

Сведения о растворимости различных ПАВ и их смесей в различных водах приводятся в табл. 28.

Таблица 28

Осадкообразование (% сухого вещества) в минерализованных водах 1%-х растворов ПАВ и их смесей

Водный раствор ПАВ	Вода
	морская	щелочная	жесткая
Сульфонол НП-1	7,1		9,8
Сульфонат Na	—	-	7,0
ДС-РАС	—		5,9
сне	29,0	32,6	8,6
Катапин-А	9,6	9,7	5,9
ОП-10	—		—
ОП-10 + ДС-РАС(2:1)	—		—
ОП-10 + СНС (2:1)	8,0	—	2,0

Неионогенные ПАВ рекомендуют применять для обработки призабойных зон водонагнетательных скважин, у которых продуктивные пласты глинистые и малопроницаемые. Неионогенные ПАВ при небольших концентрациях снижают набухаемость глинистых частиц и увеличивают приемистость водонагнетательных скважин.

Применение неионогенных ПАВ дает хорошие результаты и в коллекторах с высокой карбонатностью.

ТЕХНОЛОГИЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТОВ

Основные параметры технологии обработки—объем и концентрация 1 раствора ПАВ

Оптимальное количество раствора ПАВ на одну обработку призабойной зоны пластов равно 0,8 - 1,0 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта. Однако в зависимости от конкретных условий эксплуатации скважин, Количество ПАВ может изменяться в большую или меньшую сторону.

При выборе концентрации ПАВ в растворе учитывают его потери на адсорбцию в наземном оборудовании, в НКТ, на поверхностях породы и загрязняющего материала и т. д. Эти потери на практике изменяются в широких пределах. Поэтому расчетным путем определять необходимую концрацию ПАВ трудно.

Например, исследованиями установлено, что для разложения естественной эмульсии концентрация раствора ОП-10 составляет 0,1—0,2%. При необходимости выноса загрязняющих твердых частиц из трещин породы Концентрация ОП-10 должна быть увеличена до 0,4—0,5%. Если пластовая Нефть содержит в большом количестве асфальто-смолистые вещества, то концентрацию ПАВ рекомендуют увеличить до 0,5—0,8%. Для разрушения смеси нефти с буровым раствором требуется увеличение концентрации ПАВ Ю I 2%.

Рекомендуемые концентрации других ПАВ следующие: СНС—1,5-2%; сульфонол— 0,3-0,4%; азолят — 1%; НЧК — 2-3%.

Растворы ПАВ закачивают в призабойную зону пластов по технологическим схемам, используемым в процессе солянокислотных обработок. НКТ и пускают до нижних отверстий перфорации пласта. Количество продавочной жидкости должно обеспечить подъем раствора ПАВ над интервалом перфорации не менее 50 м. Затем закрывают затрубное пространство и раствор ПАВ залавливают в пласт, исходя из оставления его в колонне выше инициала перфорации не менее 50 м.

Время выдержки раствора ПАВ в пласте зависит от забойной температуры, содержания в нефти асфальтосмолистых веществ и степени загрязнения призабойной зоны пласта. Например, для ОП-10 время выдержки изменятся от 5—6 ч (при температуре 20° С) до 2—3 ч (при 50° С); при изменении содержания асфальтосмолистых веществ от 5 до 20% время выдержки увеличивается от 10 до 20 ч; увеличение содержания твердых загрязняющих частиц в призабойной зоне от 5 до 10% увеличивает время выдерржки от 2 до 5 ч.

Суммарное время выдержки раствора ПАВ в пласте выбирается практическим путем (1—2 суток). После времени выдержки добывающие скважины промывают водным раствором, содержащим также ПАВ, или возбуждают из них приток компрессором в зависимости от величины пластового давления. Водонагнетательную скважину после времени выдержки пусками под закачку воды от КНС.

Эффективность обработок ПЗП раствором ПАВ определяют так же, как и (эффективность кислотных обработок.

ГЛАВА 5

ФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН

ТЕПЛОВЫЕ ОБРАБОТКИ

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

При эксплуатации месторождений нефти с высоким содержанием парафина и асфальтосмолистых веществ наблюдается снижение проницаемости ПЗП из-за выпадения из нефти перечисленных веществ и закупорки пор породы.

В водонагнетательных скважинах закачиваемая «холодная» вода вызывает охлаждение пород призабойной зоны и, таким образом, способствует интенсивному выпадению тяжелых компонентов нефти. В результате этого проницаемость пласта также снижается.

Все эти причины приводят к снижению дебита добывающих скважин и приемистости нагнетательных скважин. Чтобы восстановить производительность скважин, проводят тепловые обработки ПЗП для расплавления отложений парафина и асфальтосмолистых веществ и последующего их „ удаления вместе с нефтью на поверхность (в добывающих скважинах) или продавливания в глубь пласта (в нагнетательных скважинах)

На промыслах применяют следующие виды тепловых обработок призабойной зоны пластов: горячей нефтью, паром (паротепловая); Электронагревателями (электротепловая); термоакустическое воздействие; высокочастотное электромагнитоакустическое воздействие.

Планирование тепловых обработок проводится по следующим исходным данным: глубина залегания пласта; тип коллектора; толщина пласта; пластовые температуры и давление; пористость и проницаемость пласта; вязкость нефти в пластовых условиях; содержание парафина И асфальтосмолистых веществ и их температуры выпадения и плавления; дебит жидкости и доля воды в продукции скважины; внутренним диаметр эксплуатационной колонны. Часть перечисленных данных является постоянной для данной скважины или месторождения, другая часть изменяющейся во времени. Поэтому для оценки текущего состояния скважины <т исследуют и устанавливают причины снижения проницаемоети пласта (или производительности), определяют радиус и степень ухудшения проницаемости зоны вокруг скважины. По результатам исследований и с учетом опыта проведения обработок на данном месторождении выбирают конкретный вид тепловой обработки и ее параметры: продолжительность и темпе- . ратуру прогрева, расход тепла, глубину установки нагревателя и т. д.

ОБРАБОТКА ПЗП ГОРЯЧЕЙ НЕФТЬЮ

Благодаря простоте технологии и применяемого оборудования тепловые обработки широко применяются на промыслах. В качестве теплоносителя используют нагретую сырую нефть, конденсат (газолин), керосин И дизельное топливо.

Практикой установлено, что для прогрева ПЗП требуется 15—30 м,! теплоносителя, нагретого до 90—95° С в паропередвижных установках или электронагревателях. Отсюда ясно, что в высокотемпературных скважинах обработка горячей нефтью не может быть применена.

Для закачивания теплоносителя в скважину используют обычные цементировочные агрегаты.

Технология обработки горячей нефтью. ПЗП может прогреваться при циркуляции теплоносителя и продавливания его в пласт. В первом случае теплоноситель закачивают через затрубное пространство. При этом растворяется часть парафина на стенках эксплуатационной колонны и парафина асфальто-смолистые вещества в призабойной зоне и они вытесняются до приема насоса. Этот способ прост, так как не требует остановки скважины. Однако прокачивание теплоносителя через затрубное пространство сопровождается большим расходом тепла на нагрев эксплуатационной колонны и не оказывает достаточного теплового воздействия на призабойную зону.

При втором способе из скважины извлекают подземное оборудование, спускают НКТ (иногда с пакером) и по ним продавливают в пласт теплоноситель. Затем в скважину спускают глубинный насос и расплавленные отложения выносятся на поверхность вместе с нефтью при откачке жидкости. Недостатки этого способа — необходимость остановки скважины и привлечение к работе бригады подземного ремонта. Однако эффективность этого способа выше, чем первого.

На промыслах применяют также комбинированный способ обработки. Вначале очищают НКТ путем закачивания теплоносителя в затрубное пространство при работающей скважине. Затем извлекают насосные штанги с конусом насоса и через НКТ в скважину закачивают 10—12 м3 теплоносителя с добавкой 80—100 кг ПАВ. После 6—7 ч выдержки спускают насосные штанги с конусом и скважину пускают в эксплуатацию. Такая обработка наиболее эффективная среди трех рассмотренных способов.

Конечная технологическая эффективность обработки ПЗП горячей нефтью определяется степенью увеличения дебита нефти в добывающих скважинах.

ОБРАБОТКА ПЗП ПАРОМ

Обработка ПЗП паром заключается в периодическом нагнетании в пласт насыщенного сухого пара. Поэтому этот вид обработки еще называют циклической паротепловой обработкой. Ее рекомендуют применять в следующих условиях: глубина залегания продуктивного пласта до 1500 м; вязкость нефти более 50 мПа-с в пластовых условиях; маловязкая нефть, I но с содержанием парафина и асфальто-молистых веществ более 4%; степень снижения нефтепроницаемости призабойной зоны не менее 1,5 относительно удаленной зоны пласта; радиус зоны отложений перечисленных веществ в пласте не менее 1 м.

При выборе скважин для проведения циклической паротепловой обработки необходимо учитывать следующее: толщина и пористость пласта соответственно не менее 5 м и 5%; величина пластового давления в 1,5— 1,7 раза ниже рабочего давления парогенераторной установки; обводненность добываемой продукции не более 60%; содержание механических примесей в продукции не более 5% (по массе); коллектор прочный, с малым количеством глинистых пропластков; герметичная эксплуатационная колонна при давлениях нагнетания пара; герметичное цементное кольцо за колонной.

Техника и оборудование при паротепловой обработке

При паротепловой обработке используются специальные техника и оборудование: парогенераторные установки (табл. 29) отечественная ППГУ-4/120М с максимальными производительностью пара 4 т/ч и paбочим давлением 12 МПа; заграничные «Такума» и KSK; устьевая арматура АП60-150, лубрикатор ЛП50-150, головка колонная ГКС; термостойкие пакеры 1ПТГМ-148-120-325 и 1ПТГМ-168-120-325; скважинные компенсаторы УТО-2000 и УТО-3500 (термостойкое телескопическое устройство).

Таблица 29

Технические характеристики парогенераторных установок

Характеристика	ППГУ-4/120М	Такума	KSK
Теплопроизводительность по отпускаемому пару, кВт/ч	2,32	5,45	5,5
Давление на выходе из па- рогенератора, МПа:
максимальное	13,2	11,6	13,2
рабочее	6—12	10,5	4,5—12
Давление пара на выходе из установки, МПа	0—12	0—10,5	0—12
Степень сухости пара, %	80	80	85
Расход пара на скважину, кг/с	0,55—1,11	1,25—2,5	0,75—2,5
Топливо:
основное	Нефть, газ	Нефть	Нефть, дизельное топливо
вспомогательное	Дизельное топливо
пусковое	Баллонный газ
Расход основного топлива кг/с	0,09	0,186	0,192
Установленная электрическая мощность, кВт	75	200	160
Вместимость основного топливного бака, л	1000	—	—
Вместимость бака воды, л:
сырой	5000	—	—
химически очищенной	5000	—	—
Метод деаэрации	Термический	Термический, химический
Масса установки, кг	39700	52000	57000
Масса блока парогенератора, кг	29500	44000	45000
Габариты, мм:
парогенератора	12080 X 3850 X Х3200	14200X3300X Х2200	12950X3900X Х3800
водоподготовки	6250X3850X3200	3000X2850X2600	4000X3800X3700

Парогенераторная установка предназначена для выработки пара. Котлоагрегаты установок могут работать на природном газе или жидком топливе. Для предупреждения образования накипи на поверхности нагрева сырую воду перед подачей в котел осветляют и обессоливают в специальных фильтрах.

Устьевая арматура служит для обвязки устья скважины с паропроводом и установки на нем лубрикатора. Она позволяет производить паротепловую обработку пласта при высоких температурах. Из-за высокой температуры нагнетаемого в пласт пара (до 300° С и более) происходит удлинение обсадных и насосно-компрессорных труб. А это может привести к разрушению цементного кольца и нарушению герметичности всей устьевой арматуры. Головка колонная дает возможность эксплуатационнной колонне перемещаться относительно промежуточной колонны или кондуктора и герметизирует межколонное пространство при помощи двойного асбестового сальника. Первичная набивка сверху поджимается грундбуксой, а вторичная — сбоку запорными винтами.

Благодаря двойному сальнику можно заменять основную первичную набивку без разборки головки.

Свободное перемещение колонны НКТ при их температурном удлинении обеспечивается применением устьевого сальника, состоящего из корпуса, набора прорезиненных асбестовых манжет и специальной, обработанной по наружному диаметру, трубы.

Лубрикатор позволяет замерять температуру и давление в НКТ и у устья скважины термометром и манометром, закрепленными на конце проволоки, перекинутой через катушку и соединенной с лебедкой. Температура и давление в затрубном пространстве замеряют с помощью приборов, установленных на буфере.

Устьевую арматуру соединяют с парогенераторной установкой трубопроводами высокого давления. При этом, для компенсации температурных удлинений эксплуатационной колонны, НКТ и подводящего трубопровода применяют шарнирные устройства ( рис. 24.)

Термостойкие пакеры предназначены для разобщения затрубного пространства в скважине от закачиваемого в пласт пара.

Скважинный компенсатор служит для компенсации температурного удлинения колонны НКТ при закачивании в пласт пара без установки на забое пакера или с применением пакера без телескопического устройства. Компенсатор состоит из двух труб, телескопически входящих друг в друга.

На промыслах применяется также установка ППУА-1200/100 с максимальным давлением 10 МПа и производительностью до 1 т/ч и температурой ара 310° С. На этой установке применяется дизельное топливо; максимальный расход топлива 83,2 кг/ч; ресурс работы по запасу воды на максимальной производительности 3,5 ч.

Арматура устья АП60-150

Давление пара, МПа 15

Температура пара, °С 320

Диаметр условного прохода, мм 60

Допустимая величина компенсации температурных

удлинений колонны, НКТ, мм 500

Масса, кг 1000

Лубрикатор ЛП50-150

Давление пара, МПа 15,

Температура пара, °С 320

Диаметр условного прохода, мм 50

Высота, мм 3045

Длина прибора в лубрикаторе, мм 2400

Диаметр проволоки для спуска прибора, мм ……1, 8

Масса, кг 62,8

Головки колонные ГКС

ГКС40-146Х219 (194X245X273) ГКС40-168x273

Давление пара, МПа 15 15

Температура в заколонном

пространстве, °С 150 150

Диаметры 4)
обвязываемых колонн 146X219 168Х273

146X194

146X245

146Х273

Масса, кг 482 541

Термостойкие телескопические устройства

УТО-2000 УТО-3500

Величина компенсации удлинений колонны труб, м 2000 3500

Диаметр проходного отверстия, мм 40 40

Максимальная температура, °С 325 325

Размеры, мм

диаметр 118 118

длина 2720 4270

Масса, кг 58 68

Технология проведения паротепловой обработки

Основными параметрами технологии паротепловой обработки являются темп и продолжительность нагнетания пара, время выдержки скважины после нагнетания пара. Применяют максимально возможный темп нагнетания пара в зависимости от производительности парогенераторной установки и приемистости скважины. В этом случае происходит наименьшая потеря тепла в кровлю и подошву пласта. Однако закачивание пара рекомендуют начинать при малых расходах, а затем — постепенно его увеличивать. Это делается для предотвращения нарушения цементного кольца за эксплуатационной колонной из-за неравномерного нагревания колонны и цемента. Средний темп нагнетания пара составляет 2—5 т/ч.

Продолжительность обработки определяют исходя из заданных темпа нагнетания пара и радиуса прогретой зоны.

Время выдержки скважины или время, в течение которого пар конденсируется, определяют исходя из плотности пара, пористости пласта, радиуса прогретой зоны, плотности и коэффициента теплопроводности коллектора, температур насыщенного пара и его конденсации.

Пар в скважину нагнетают через НКТ с пакером, спущенные до верхних отверстий перфорации пласта. На конце колонны НКТ устанавливается нагнетательное сопло.

Степень сухости нагнетаемого пара должна быть не менее 0,8: рекомендуемые продолжительность нагнетания пара не превышает 15 сут, его расход не менее 100 т на 1 м эффективной толщины пласта (суммарной ,толщины всех прослоев пород-коллекторов в пределах пласта или горизонта, эксплуатационного объекта).

Во время циклической паротепловой обработки ежедневно проверяют и записывают величины расхода пара, давления и температуры на устье скважины.

После завершения процесса закачивания пара в пласт скважину закрывают на время, определенное расчетным путем (время выдержки). Это время равно времени конденсации пара, устанавливаемого по стабилизации величины давления на устье скважины и бычно длится 2—3 сут. Цель выдержки — обеспечить передачу тепла в глубь пласта.

Процесс паротепловой обработки заканчивается подъемом НКТ, спуском забойного насосного оборудования и вводом скважины в эксплуатацию. Рекомендуемая продолжительность работ по вводу скважины в работу не более 2—3 сут. Контроль в процессе эксплуатации скважины после паротепловой обработки заключается в измерениях температуры, дебита и содержания воды в добываемой продукции не реже 1 раза в неделю и их регистрации.

Изменение дебита скважины после паротепловой обработки определяют
по следующей формуле:

где Q0 и Q(t) — дебиты скважины соответственно до и после обработки, м3/сут; fi0, |i„ — вязкость нефти соответственно до и после обработки, мПа/с; Ка, К — проницаемость соответственно ухудшенной и удаленной зон пласта; RK, гс, га, г„ — радиус соответственно контура питании, скважины, ухудшенной и прогретой зон, м; г„(т) —изменение радиуса прогретой» зоны после обработки, м.

После паротепловой обработки дебиты скважин увеличиваются в 2— 3 раза.

Далее расчетным путем определяют продолжительность работы скважины с увеличенным дебитом до момента снижения температуры до ее пластовой величины. Обычно технологический эффект от паротепловой обработки длится 2—3 месяца.

По данным проведенных экспериментов известно, что с увеличением отбора жидкости из пласта продолжительность существования прогретой» зоны уменьшается. Однако коэффициент использования тепла увеличивается вследствие уменьшения потерь тепла в породах пласта.

С увеличением температуры нагнетаемого пара эффективность обработок повышается. При температуре 125-200° С за 2-3 цикла паротеиловых обработок можно достичь максимальной эффективности. В последующем эффективность обработок снижается. В то же время на промыслах число эффективных обработок в одной и той же скважине доходит до 8-10 и более, что объясняется недостаточным охватом пласта воздействием горячего пара при первых обработках и притоком жидкости из более удаленной части пласта. Поэтому при планировании паротепловых обработок необходимо оценивать остаточную нефтенасыщенность пласта в зоне воздействия горячего пара.

Основные преимущества циклической паротепловой обработки заключаются в следующем: высокие дебиты нефти после обработки; меньшие потери тепла по стволу скважины, в кровлю и подошву пласта; меньшая степень нагрева стенок эксплуатационной колонны (при нагнетании пара через НКТ).

Недостатками циклической паротепловой обработки являются:

периодичность, что связано с остановкой скважины; снижение дебита при последующих обработках; трудности контроля за изменением температуры на забое скважины; большие затраты времени на спускоподъемные операции; необходимость специального оборудования.

Для обеспечения добычи высоковязких тяжелых нефтей иногда при
меняют циркуляционную обработку пласта, заключающуюся в нагнетании
пара по затрубному пространству между эксплуатационной колонной и
НКТ. При этом в скважине устанавливается специальный пакер, позво-
ляющий пропускать через себя нагнетаемый в затрубное пространство
пар. Пласт прогревается сверху вниз. Нефть и конденсат откачиваются
глубинным насосом на поверхность по НКТ.

Циркуляционным способом рекомендуют обрабатывать относительно однородные пласты большой толщины, имеющие высокую проницаемость в вертикальном направлении. Основным преимуществом этого способа обработки является отсутствие необходимости в остановке скважины.

Недостатки циркуляционной обработки пластов следующие: большие потери тепла по стволу скважины; высокая температура стенок эксплуатационной колонны, что требует принятия мер по защите ее от деформаций; ограниченность зоны прогрева пласта; необходимость создания специальных пакеров и глубинных насосов для работы в условиях высоких температур (180° С и более).

ОБРАБОТКА ПЗП ЭЛЕКТРОНАГРЕВАТЕЛЯМИ

Тепловую обработку ПЗП электронагревателями осуществляют путем циклического, стационарного электропрогрева и термоакустического воздействия.

Циклический электропрогрев

Циклический электропрогрев заключается в периодическом прогреве ПЗП от глубинного электронагревателя, устанавливаемого против интервала перфорации. Этот вид обработки рекомендуют применять в следующих условиях: глубина залегания продуктивного пласта не более 1500 м; "нефть с суммарным содержанием парафина, смол и асфальтенов не менее 3% и вязкостью до 10 мПа-с; степень снижения проницаемости призабойной зоны относительно удаленной зоны не менее 1,5; толщина и пористость пласта соответственно не менее 3 м и 5%; обводненность продукции не более 50%; величина пластового давления до 15 МПа.

Техника и оборудование при циклическом электропрогреве

Циклический электропрогрев производят с помощью установки IVЭC-1500, состоящей из наземного и глубинного (скважинного) оборудования со следующими техническими характеристиками.

Шасси автомобиля …………… ЗИЛ-131

Максимальная глубина спуска электронагревателя, м 1500

Максимальный наружный диаметр электронагревателя,

мм ........................................................................................ 112

Максимальная температура прогрева призабойной зоны

пласта, ° С ......................................................................... 180

Длина электронагревателя, мм ...................................... 3700

Максимальная мощность электронагревателя, кВт ........ 25

Масса электронагревателя, кг ........................................ 60

Тяговое усилие лебедки каротажного подъемника, кН ... 15

Скорость подъема кабеля по среднему диаметру

барабана, м/с ......................................................................... 0,0277 – 2,22

Тип трубчатых электронагревателей ................................ НПСЖ – 19/24

Тип силового трансформатора ........................................ ТМП – 100/844 – 13V1

Число электронагревателей и станций управления в

установке ............................................................................ 5

Число ТЭНов в ЗИНе ......................................................... 10

Масса установки (снаряженной), кг …................. 1400

Наземное электрооборудование (трансформатор и блок управления) смонтировано на одноосном прицепе-шасси ТАПЗ-155 и служит для питания электронагревателя от промысловой сети и управления процессом прогрева ПЗП.

Трансформатор — силовой, трехфазный, масляный, мощностью 100 кВт.

К наземному оборудованию относится также переоборудованный каротажный подъемник ПК-2, ручной телескопический устьевой подъемник и вспомогательные приспособления (устьевой зажим, комплект элеваторов со штропами, транспортировочные барабаны и т. д.),

Каротажный подъемник ПК-2 предназначен для перемотки кабеля при спуско-подъемных операциях с нагревателем. В кузове ПК-2, установлены специальные кронштейны для укладки электронагревателя, устьевого подъемника и его опоры.

Устьевой подъемник служит для спуска в скважину многосекционного электронагревателя. Он состоит из основания, двухсекционной телескопической мачты с ручной лебедкой и блок-баланса. Основание болтами крепится на колонном фланце, а в стакане основания устанавливается мачта. Ее грузоподъемность 1,47 кН, а высота колонного флянци до траверсы 5 м. Секции мачты выдвигаются ручной планетарной лебедкой. После монтажа электронагревателя мачту убирают, а на основание устанавливают блок-баланс. Замер глубины установки электронагревателя производится датчиком, прикрепленным на блок-балансе. Комплекты элеваторов используютзуют для монтажа и демонтажа составных частей электронагревателя.

К глубинному оборудованию относится кабель-трос KГГН-10 и секционный электронагреватель.

Кабель предназначен для питании током, спуска в скважину и удержания на запланированной глубине электронагревателя.

Кабель состоит из трех медных жил сечением по 4 мм и трех сигнальных жил с сечением по 0,5—0,6 мм2. Сигнальные жилы предназначены для передачи сигналов от термосопротивлений в электронагревателе на контрольно-измерительную аппаратуру.

Наружный диаметр кабеля 17,8 мм, масса 1100 кг/км, сопротивление изоляции при температуре 20° С составляет 100 МОм/км.

Глубинный секционный тепловой электронагреватель с напряжением

питания 380 В (ТЭН) служит для нагрева ПЗП; позволяет регулировать забойную температуру в пределах 100—185° С.

Электронагреватель с кабелем соединяется через удлинитель, что предотвращает кабель от воздействия высокой температуры.

Тепловой электронагреватель состоит из четырех основных частей: головки, полости клемм, трубчатых электронагревательных элементов, перфорированного кожуха.

В головке электронагревателя находится устройство для крепления бронированного кабеля. Головка соединяется болтами с гидравлическим фланцем, в котором расположены сальники для уплотнения токоподводящих жил. Под фланцем находится полость клемм, в которой токоподводящие жилы кабеля соединяются с контактными стержнями электронагревательных элементов.

Нагреватель состоит из трех U-образных трубчатых нагревательных элементов. Каждый элемент представляет собой стальную трубку диаметром 17 мм. Внутри каждой трубки запрессована спираль из нихромовой проволоки. Электрическим изоляционным материалом между спиралью и стенками металлической трубки является кварцевый песок или плавленная окись магния. Во внутренней полости электронагревателя около нагревательных элементов размещены два термореле для автоматического поддержания забойной температуры в заданных пределах.

Наружный перфорированный кожух предохраняет электронагреватель от повреждений. В нижней части кожуха приварена муфта, в которую ввинчивается карман для термометра.

Электронагреватель используют для работы в скважинах с эксплуатационной колонной диаметром 146 мм и более. Основным недостатком стандартного электронагревателя, выявленным в результате его широкого применения на промыслах, является слабое уплотнение между кабелем, головкой и токоподводящими проводами. По этой причине жидкость попадает в головку и накоротко замыкает проводники.

Для увеличения надежности в работе в отдельных нефтяных районах конструкция головки электронагревателя изменена. Например, в одной из конструкций бронированный кабель пропускают через основную грунд-буксу; бронированную оплетку кабеля заправляют в разделочную гайку; с обеих сторон гайки ставятся прокладки и затягиваются грундбуксой в корпусе. Это предотвращает попадание жидкости в головку и в пространство между оплеткой и токоподводящими проводниками. Дополнительная герметизация достигается установкой сальника, зажимаемого вспомогательной грундбуксой, ниже разделочной гайки.

В другой конструкции герметичность в полости клемм (клеммовой головке) достигается применением фторпластовых сальников, уплотняющихся нажимной гайкой. Стальная оплетка кабеля заделывается в корпус специальной подвески, что обеспечивает надежное крепление кабеля к электронагревателю. В нижней части клеммовой головки ставятся уплотнительные кольца, зажимаемые сверху гайкой.

Известен электронагреватель конструкции Азнипинефти, состоящий из трех ТЭН-10, закрепляемых к верхней и нижней головкам с помощью уплот-нительных гаек и сальников. Нижние концы ТЭН соединяются между собой и к нижней головке привинчивается колпак, заполненный жилкой эпоксидной смолой. После присоединения кабеля к ТЭН на верхнюю солонку навинчивают втулку. В результате этого образуется камера, которая также заполняется эпоксидной смолой. Применение эпоксидной смолы в верхних и нижних соединительных узлах полностью предотвращает попадание жидкости при разных температуре и давлении на забое скважины. Место ввода кабеля в камеру подключения фаз герметизируется сальниковым устройством, состоящим из гильзы, сальника, грундбуксы и зажимного патрубка. В муфте над зажимным патрубком устанавливается карман для максимального термометра. На ТЭН надеваются решетки, предотвращающие соприкосновение их между собой и корпусом.

Максимальный наружный диаметр этого электронагревателя равен 76 мм. Поэтому его используют в скважинах с эксплуатационной колонной диаметром 102 мм. Длина ТЭН составляет 6 м. Благодаря большой мощности нагревателя (30 кВт) сокращается время прогрева.

Имеется также проточный электронагреватель конструкции Татнипинефти, в котором герметичность кабельного ввода достигается при любом забойном давлении.

Электронагреватель состоит из полого корпуса, на котором смонтированы электронагревательные элементы, гидравлическое устройство и масляная головка с кабельным вводом. Гидравлическое устройство состоит из подпружиненного поршня, помещенного в специальном корпусе с отвергшем в верхней части. Нижняя часть корпуса заполнена трансформаторным маслом и сообщена каналом с масляной головкой; в этой же части корпуса имеется обратный клапан для заполнения масляной ванны.

Перед спуском электронагревателя в скважину масляная ванна гидравлического устройства заполняется трансформаторным маслом. Под действием давления масла поршень отжимается вверх (в сторону отверстия). В процессе спуска электронагревателя в скважину жидкость через отверстие поступает в надпоршневую область. Под действием давления скважинной жидкости на поршень трансформаторное масло вытесняется через соединительный канал в масляную головку. Благодаря этому в масляной головке создается избыточное давление трансформаторного масла, предотвращающее попадание в нее скважинной жидкости через кабельный ввод. Мощность электронагревателя 10 кВт.

Технология проведения циклического электропрогрева

Основными технологическими параметрами циклического электропрогрева являются скважинная температура и продолжительность обработки. Их устанавливают исходя из задаваемых радиуса прогретой зоны и минимальной мощности электронагревателя, требуемой для обработки.

Последовательность расчета основных технологических показателей следующая.

1. По заданному радиусу прогретой зоны , начальной пластовой температуре Т0, планируемой температуре в процессе обработки и температуре плавления парафина и асфальтосмолистых веществ определят безразмерную температуру :

(5.2)

Затем по графику зависимости температуры в различных точках пласта от времени (для песчаников или карбонатных пород-коллекторов) находят продолжительность обработки t в сутках.

2. По величине перепада температуры T между Те и Т0 по графику находят величину минимальной мощности электронагревателя.

3. Для обеспечения минимальной мощности электронагревателя с учетом потерь в кабеле заданной длины по графику определяют напряжение U на вторичной обмотке трансформатора.

4. Для поддержания температуры Тс на запланированном уровне осуществляют настройку термореле в корпусе электронагревателя. Для этого по известной величине минимальной мощности электронагревателя по графику находят температурный перепад между Тс и корпусом электронагревателя. Затем определяют температуру настройки терморегуляторов по формуле:

(5.3)

5. Определяют положение радиуса прогретой зоны r'н на момент пуска скважины в эксплуатацию после обработки. Для этого оценивают время , необходимое на подъем электронагревателя из скважины и спуск насосного оборудования в скважину. Затем определяют безразмерное время F0 по формуле

, (5.4)

где а — температуропроводность пород пласта, м2/ч; — радиус прогретой зоны, м.

По графику зависимости безразмерной температуры (1 — Q) от F0 для различных точек пласта после обработки определяют величину.

6. Рассчитывают изменение дебита скважины после обработки по формуле 5.1. Величину определяют по следующей формуле

= (5.5)

где т' — время работы скважины после обработки, сут; m, n — эмпирические коэффициенты, определяемые по результатам пробных испытаний (обычно т равно 0,4—0,6; п равно 0,2—0,65).

В табл. 30 приведены расчетные величины технологических показателей циклического электропрогрева для следующих условий скважины: глубина залегания пласта 1200 м; температуропроводность песчаника а 0,0018 м2/ч; толщина пласта 5 м; пластовая температура То 40° С; содержание парафина 4%; температура плавления парафина или текущая температура Т 60° С; дебит скважины 5 м3/сут; радиус контура питания RK 75 м; радиус скважины гс 0,075 м; радиус парафинизации га = 0,5 м (радиус зоны прогрева 0,5 м); m 0,48; п 0,59; соотношение проницаемостей удаленной зоны пласта и зоны парафинизации К/Ко равно 6; при обработке в скважине достигается температура Тc 140° С; длина используемого кабеля 1300 м; время на подъем электропагревателя из скважины и спуск в нее насосного оборудования 20 ч.

Таблица 30

Расчетные величины технологических показателей циклического электропрогрева

t, сут	кВт	V, м	, м	/ сут при
				сут
				0	20	40	60	80	100
4 …	15 …	600 …	0,4 …	10 …	8 …	7 …	6,2 …	5,5 …	5,0 …

Глубинный электронагреватель спускают в скважину на кабелетросе и устанавливают против интервала перфорации пласта. Обычно прогрев продолжается в течение 3 - 7 сут.

Если пласт имеет большую толщину, производят поинтервальный прогрев для достижения запланированной максимальной температуры в каждом обрабатываемом интервале. В процессе прогрева систематически контролируют силу и напряжение тока, расход электроэнергии, температуры на забое скважины и столба жидкости в НКХ. Минимальную температуру прогрева ПЗП определяют исходя из температуры плавления парафиновых и асфальтосмолистых отложений и свойств нефти. Для многих месторождений эта температура равна 45—50° С. Максимальная температура прогрева ограничивается допустимым пределом нагрева обсадной колонны и цементного кольца, а также требованием исключения образования кокса.

После окончания прогрева рекомендуют скважину быстро ввести в эксплуатацию, так как происходит интенсивное снижение температуры на забое (на 3—8 град/ч) и уменьшение размера прогретой зоны. Например, за время подъема электронагревателя из скважины и спуска в нее насосного оборудования, равное 20 ч, радиус прогретой зоны уменьшается на 10 см (в табл. 30). Рекомендуемая продолжительность работ по пуску скважины в эксплуатацию после окончания прогрева призабойной зоны пласта составляет 5 —7 ч. Этим и объясняется применение циклического электропрогрева в скважинах глубиной до 1500 м. Основной недостаток циклической электротепловой обработки заключается в периодическом увеличении нефтепроницаемости пород. Поэтому на месторождениях с высоковязкими нефтями ее применение нецелесообразно.

Во время эксплуатации скважины после обработки производят замер давления и температуры жидкости на устье, замер дебита, определяют содержание механических примесей и количество воды в добываемой продукции, ее плотность и вязкость.

По данным замеров дебитов нефти после обработки рассчитывают средний дебит за эффективный период работы скважины и его сравнивают со средним дебитом до электропрогрева. Это позволяет оцепить технологическую эффективность проведенной электротепловой обработки.

Для повышения эффективности циклического электропрогрева рекомендуют предварительное закачивание в призабойную зону растворителя. Парафиновые и асфальтосмолистые отложения расплавляются под действием высокой температуры, а также растворяются. Поэтому они не выпадают в порах пласта даже после снижения температуры до первоначальной пластовой.

Стационарный электропрогрев

Сущность стационарного электропрогрева заключается в постоянном прогреве ПЗП глубинным электронагревателем в процессе эксплуатации скважины.

Стационарный электропрогрев рекомендуют применять на месторождениях нефти с повышенной вязкостью (свыше 50 мПа-с), с суммарным содержанием парафиновых и асфальтосмолистых веществ не менее 3% и глубиной залегания пластов не более 2500 м. Остальные условия применения стационарного электропрогрева аналогичны условиям циклической электротепловой обработки.

При стационарном электропрогреве рекомендуют использовать серийное оборудование: станцию управления, трансформатор, кабель КПБК от УЭЦН и электронагреватели различных конструкций.

Технология проведения стационарного электропрогрева. Основной технологический параметр стационарного электропрогрева — мощность глубинного нагревателя, определяемая по формуле

(5.6)

где N—мощность электронагревателя, кВт; —избыточная (по сравнению с пластовой) требуемая стационарная температура в заданной точке пласта, °С; QCp — средний дебет жидкости после стационарного прогрева, м3/сут; h — толщина пласта, м; — эффективная теплопроводность пласта, Вт/м-°С; Сж—объемная теплоемкость жидкости, кДж/м3-°С; — радиус задаваемой прогретой зоны, м.

Прогрев призабойной зоны пласта рекомендуют производить по следующим технологическим схемам:

одновременное и непрерывное действие нагревателя и глубинного насоса;

одновременное периодическое действие нагревателя и глубинного насоса;

попеременное периодическое действие нагревателя и глубинного насоса, т. е. при периодическом включении нагревателя глубинный насос останавливают и наоборот — во время периодической работы глубинного насоса нагреватель отключают;

периодическое действие нагревателя или глубинного насоса при непрерывной работе одного из них.

Выбор технологической схемы обработки зависит от конкретных условий эксплуатации месторождений и отдельных скважин.

Компоновку электронагревателя и насоса рекомендуют производить так, чтобы вся толщина продуктивного пласта омывалась горячей нефтью. Например, самой эффективной компоновкой считают установку электронагревателя в нижней части пласта, а приема насоса — в верхней.

В скважину электронагреватель спускают одновременно со спуском глубинного насоса. Например, поднасосный электронагреватель прикрепляется к НКТ с помощью специального приспособления (разрезного патрубка). Кабель электронагревателя, по мере спуска НКТ в скважину, присоединяется к трубам специальными зажимами. Электронагреватель извлекают из скважины одновременно с глубинным насосом.

Практикой установлено, что наибольший прогрев скважинной жидкости происходит в зоне расположения нагревателя. В этом заключается преимущество глубинных нагревателей перед наземными нагревательными устройствами, приводящими к достижению максимальной температуры на устье скважины (например, паротепловая обработка).

При стационарной электротепловой обработке призабойной зоны пласта в процессе непрерывной эксплуатации скважины тепловой поток, направленный от нагревателя в глубь пласта, встречает постоянное охлаждающее действие поступающей из пласта в скважину жидкости. Поэтому по мере удаления теплового потока в глубь пласта его температура резко уменьшается.

Поскольку часть создаваемой на забое теплоты уносится потоком жидкости, максимальная мощность электронагревателей при стационарном электропрогреве значительно выше, чем при циклической электротепловой обработке.

Средний дебит жидкости после стационарного электропрогрева Qcp предлагают определять по следующей формуле:

(5.7)

Например, для условий 0,073 м; Q0 2,5 м3/сут; 0,6 м; 40° С; R 10 м; Rк 50 м; 1,74 Вт/м-°С; Сж 2200 кДж/м3-°С; равно 3; равно 0,1 расчетное значение среднего дебита жидкости после обработки Qcp равно 5,8 м3/сут, а мощность глубинного электронагревателя должна быть равна примерно 82 кВт.

Данными промысловых исследований установлено, что с увеличением дебита выбранных скважин увеличивается успешность и дополнительная добыча нефти после обработок. Обводненность продукции до 30% значительного влияния на эффективность электротепловой обработки не оказывает.

Термоакустическое воздействие

Сущность термоакустического воздействия заключается в том, что ПЗП пласта подвергается одновременно нагреву (создается тепловое поле) и колебательным давлениям (акустическое поле).

Лабораторные исследования показали отсутствие каких-либо изменений в запарафинированной и заглинизированной зонах после воздействия только акустического поля. После электротепловой обработки проницаемость указанных зон восстановилась соответственно на 20 и 15%. Одновременное же воздействие обоих полей привело к восстановлению проницаемости пористой среды на 40 -50% от естественной.

Измерения температуры по стволу скважины в процессе термоакустического воздействия показали, что при кратковременном отключении акустического поля температура скважинной жидкости увеличивалась. Последующее включение акустического поля приводило к снижению температуры жидкости до первоначального значения, то есть достигнутого при одновременном действии теплового и акустического полей.

Полученные результаты лабораторных и промысловых исследований объясняют значительным увеличением температуропроводимости пород, ускорением и углублением зоны теплового прогрева.

Термоакустическое воздействие многократно (до 8 раз) увеличивает радиус прогретой зоны, способствует интенсивному разрушению и выносу из пласта парафина, глинистого раствора и его фильтрата, попавших в призабойную зону во время бурения и ремонта скважин, гидратов газа и солей.

Циклическое термоакустическое воздействие рекомендуют применять на месторождениях, содержащих тяжелые высоковязкие (50 мПа-с и более) парафинистые и асфальто-смолистые нефти. Радиус загрязненной зоны должен достигать 3—8 м. Толщина обрабатываемых пластов должна быть не менее 3 м; пластовое давление и температура соответственно до 25 МПа и 60° С; обводненность продукции до 60%; призабойная зона должна быть устойчивой; глубина скважины до 2500 м; расстояние до нагнетательной скважины не менее 50 м для исключения возможности прорыва воды в обрабатываемую скважину.

Аппаратура, используемая для термоакустического воздействия

В комплекс аппаратуры для термоакустического воздействия входят: наземный ультразвуковой генератор с блоком автоматической подстройки частоты в пределах от 10 до 20 кГц; кабель КПБК; секционный термоакустический излучатель. Блок-схема этого комплекса приведена на рис. 25.

Ультразвуковой генератор служит для создания упругих волн определенной частоты. Существующие генераторы создают волны частотой около 20 кГц. При прохождении волн (акустического поля) через горную породу часть их энергии переходит в тепло, то есть происходит тепловое воздействие на пласт. Поэтому интенсивность акустического поля непрерывно уменьшается в процессе его распространения. Такое затухание волны, связанное с переходом части энергии в тепло, называется поглощением.

Рис. 25. Блок-схема комплекса annaратуры термоакустического воздействия

I — блок управления и включения; 2 — блок выпрямления и питания;

3 - наземный генера-тор высокой частоты; 4—система охлаждения

(жидкостного или воздушнго типов); 5—согласующее устройство;

6—кабель; 7 — акустический излучатель

Степень поглощения зависит от частоты акустического поля: низкочастотные поля имеют меньшее поглощение по сравнению с высокочастотными. Например, при распространении в горной породе высокочастотного поля с частотой 20 кГц коэффициент поглощения составляет 0,2 1/м, а низкочастотного с частотой 20 Гц — 0,2-10-6 1/м. Поэтому для создания в пласте на глубине 2000 м высокочастотных колебаний с интенсивностью 1 Вт/м2 от наземного источника требуется интенсивность, во много раз превышающая возможность существующих на сегодня источников. При этом коэффициент передачи энергии (разница между затраченной и полезно используемой) не превышает 1—2%. Если же использовать низкочастотные колебания, то промысловые потребности могут удовлетворяться имеющимися источниками. Коэффициент передачи энергии в этом случае достигает 50%. Следовательно, для воздействия на нефтяные пласты наиболее целесообразными являются низкочастотные (вибрационные) колебания. Поэтому в настоящее время в широких масштабах разрабатывается наземная техника для возбуждения колебаний с поверхности с частотой 5—100 Гц.

Тип ........................... тиристорный

Номинальная выходная мощность, кВт ........ 10

Коэффициент полезного действия, % ......... 80

Диапазон рабочих частот, кГц ............ 10—20

Охлаждение .................... воздушное

Габариты, мм................... 1000X700X1500

Масса, кг .........,............. 350

Термоакустический излучатель служит для преобразования подводимой к нему электрической энергии в акустическую.

Излучатель выполняют в виде гирлянды из пермендюровых цилиндров (пермендюр — сплав железа с кобальтом в количестве 49% и добавлением ванадия до 2%). Внешний диаметр цилиндров 74 мм, толщина их стенок 5 мм, высота каждого из них ПО мм. Число цилиндров 10. Обмотка цилиндров общая, круговая. Сердечники — витые. Излучатель рассчитан на частоту 20 кГц; максимальное акустическое давление достигает 0,02 МПа/м; электроакустический коэффициент полезного действия (кпд) достигает 40%.

Имеется также витой скважинный излучатель цилиндрической формы диаметром 48 мм. Его используют для термоакустического воздействия без подъема НКТ.

Излучатель является определяющим элементом комплекса аппаратуры, так как от его электроакустического кпд зависят характеристики генератора и блок-схемы, габариты, стоимость, мобильность и другие параметры, влияющие на экономическую эффективность применения воздействия. При применении излучателей с кпд менее 50% более половины подводимой электрической энергии превращается в тепло.

Для повышения эффективности применения всего комплекса аппаратуры излучатели должны иметь кпд более 60%, что возможнтэ при изготовлении излучателей из современных пьезокерамических материалов.

Кабель КПБК служит для питания излучателя и состоит из медных однопроволочных или многопроволочных жил, изолированных в два слоя полиэтиленом высокой плотности и скрученных между собой.

Технология проведения термоакустического воздействия

Основными технологическими параметрами термоакустического воздействия являются продолжительность обработки, радиус прогретой зоны и температура на забое скважины.

Радиус зоны воздействия задается в зависимости от размеров зон с ухудшенной проницаемостью, определяемых исследованием скважины перед обработкой.

Продолжительность обработки определяют по графикам в зависимости от принятого радиуса воздействия, типа коллектора и насыщающей его среды, удельной тепловой мощности и акустической интенсивности излучателя.

Положение радиуса прогретой зоны ко времени пуска скважины в эксплуатацию после обработки определяют по графику зависимости (1—) от F0 (см. формулы 5.2 и 5.4). При этом температуру скважинной жидкости определяют по формуле

, (5.8)

где — избыточная скважинная температура (в °С), определяемая по графику в зависимости от радиуса зоны воздействия, удельной тепловой мощности и акустической интенсивности излучателя.

Изменение дебита скважины во времени после обработки определяют по формуле 5.1.

Например, технологические параметры термоакустического воздействия на нефтенасыщенный песчаник толщиной 5 м, температурой 20° С, пластовым давлением 9 МПа, содержание парафиносмолистых веществ 6%, залегающего на глубине 1000 м и имеющего температуропроводность 0,0018 м2/ч, при температуре плавления парафиносмолистых веществ Т 60° С и расстоянии до контура питания RK 75 м; К/Ка равно 6; Q0 равно 5 м3/сут; удельная тепловая мощность и акустическая интенсивность излучателя соответственно равны 3 кВт/м и 40 кВт/м2 с частотой волн 20 кГц; продолжительность обработки составит 28 ч, температура скважинной жидкости будет равна 90° С, радиус прогретой зоны и дебит скважины к моменту пуска скважины в эксплуатацию составят соответственно 3,6 м и около 50 м3/сут. Через 60 сут дебит скважины уменьшается до своей первоначальной величины.

Процесс обработки включает в себя следующие операции. Около устья скважины устанавливают наземное термоакустическое оборудование. Излучатель спускают на колонне НКТ. Кабель по мере спуска НКТ прикрепляют к трубам. После спуска глубинной аппаратуры в интервал перфорации включают в сеть наземное термоакустическое оборудование и начинают обработку ПЗП в соответствии с расчетными параметрами. Во время обработки периодически контролируют ее режим. По истечении расчетного времени обработки отключают наземное оборудование и скважину вводят в эксплуатацию. Темп падения температуры после отключения наземного оборудования составляет 5—8° С/ч. Поэтому после обработки скважину надо быстро вводить в эксплуатацию.

ВЫСОКОЧАСТОТНОЕ ЭЛЕКТРОМАГНИТНО-АКУСТИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ

Высокочастотное электромагнитно-акустическое воздействие основано на использовании энергии высокочастотного электромагнитного поля.

При этом способе высокочастотный нагрев осуществляется с малым градиентом температуры и поэтому зона теплового воздействия гораздо

выше.

Высокочастотное электромагнитно-акустическое воздействие предназначено для обработки пластов с высоковязкими нефтями и битумами, залегающими на небольшой глубине.

В комплекс аппаратуры входят: полустационарная высокочастотная установка ЛД2-60М, акустический генератор УЗГ-2-10 с автономной системой водоснабжения, специальное устьевое оборудование, коаксиальная линия передачи электромагнитной энергии на забой, излучатель высокочастотной электромагнитной и акустической энергии, система контроля. Линия подачи электромагнитной энергии к излучателю состоит из коаксиально расположенных обсадной колонны диаметром 300 мм и дюралюминиевой НКТ диаметром 60 мм с надетыми на нее диэлектрическими шайбами, предназначенными для центрирования НКТ и изоляции их от обсадной колонны.

Излучателем высокочастотной электромагнитной энергии служит часть НКТ длиной 5,5 м, выступающая ниже обсадной колонны. На эту часть НКТ надеваются цилиндрические излучатели из пермендюра. Внешняя поверхность излучателей имеет электрический контакт с внешней поверхностью трубы. Вся эта часть НКТ служит одновременно акустическим источником и высокочастотным электромагнитным излучателем. Электрические колебания от генератора УЗГ-2-10 к акустическому излучателю подаются по кабелю, проходящему внутри НКТ.

Полустационарный вариант электромагнитно-акустической установки представляет собой утепленный вагон на санях размером 7000x3000X2800 мм. Вагон состоит из двух секций, в одной из которых размещается установка ЛД2-60 М, в другой — акустический генератор УЗГ-2-10 и контрольно-измерительная аппаратура.

Характеристика установки ЛД2-60М

Потребляемая мощность, кВт ....................................................... 105

_Мотность колебательная (не менее), кВт ................................... 63

Рабочая частота, кГц ..................................................................... 13,56* 1 %

Кпд генератора (не менее), % ...................................................... 67

Габариты, мм:

длина .......................................................................................... 1854

ширина....................................................................................... 1744

высота ............................................................................. 2204

Масса установки, кг.................................................................. 1905

Акустический генератор УЗГ-2-10 служит для преобразования низкочастотных колебаний (50 Гц) в более высокочастотные электрические колебания.

Характеристика генератора УЗГ-2-10

Мощность генератора, кВт

выходная ............................................................................................... 10

потребляемая ........................................................................................ 19

Напряжение выходное (регулируемое), В .............................................. 250—440

Частота выходная генератора (регулируемая), кГц .............................. 17,5—19,3;

20,5—23,5

Ток подмагничивания (регулируемый), А ................................................ 0—30

Водяное охлаждение:

расход воды (не менее), л/с............................................................... 17

давление сети, МПа ............................................................................. 0,15—0,20

Размеры, мм

длина..................................................................................................... 760

ширина .................................................................................................. 800

высота ........................................................................................ 1870

Масса, кг ......................................................................................... 630

Автономная система водоснабжения предназначена для охлаждения мощных триодных ламп и анодных трансформаторов установки ЛДМ-60М и акустического генератора УЗГ-2-10.

Конструкция устройства ввода высокочастотной электромагнитно-акустической энергии в пласт через скважину обеспечивает безопасность работы обслуживающего персонала, если исправна электромеханическая блокировка высокочастотной и ультразвуковой установок и они надежно заземлены.

Высокочастотный метод обработки ПЗП имеет ряд преимуществ перед электротепловыми обработками.

Например, при нагреве забоя скважины в течение 48 ч и радиусе прогрева 300 мм избыточная температура составит: при высокочастотной обработке 50°С, а при электротепловой - 25°С.

Расчетами показано, что при прогреве призабойной зоны радиусом 1,5 м на 20°С электронагревателем затраты электрической энергии меньше, чем высокочастотным способом. Однако при прогреве зоны свыше 1,5 м затраты энергии выравниваются.

При высокочастотном электромагнитно-акустическом воздействии общие затраты на обработку можно сократить за счет исключения спуско-подъемных операций.

ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

При обработке горячей нефтью оборудование (например, печь) для подогрева нефти располагают не ближе 25 м от емкости для горячей нефти. Перед розжигом печи проверяют наличие нефти в змеевике. Электрооборудование, применяемое на установке для подогрева нефти, должно быть во взрывозащищенном исполнении. Выхлопная труба трактора, транспортирующего тележку (сани) для емкости с горячей нефтью, должен иметь искрогаситель. Емкость с горячей нефтью устанавливают не ближе 10 м от устья скважины с подветренной стороны.

Тепловые обработки призабойной зоны пласта производит специально подготовленная бригада. При закачивании пара предусматривается возможность управления запорными устройствами с безопасного расстояния. На паропроводе устанавливают обратный клапан. Для проведения глубинных замеров манометром, термометром применяют лубрикатор, имеющий боковой вентиль для стравливания давления. Оборудование устья тщательно закрепляют. В сальниковых устройствах применяют термостойкий материал. Для смазки резьбовых соединений используют термостойкую герметизирующую смазку. Устье скважины оборудуют устройством, компенсирующим удлинение колонны НКТ от температуры. Если для закачивания пара применяют НКТ без пакера, то компенсатор устанавливают и в скважине. При закачивании пара через НКТ с пакером, для предупреждения разрыва эксплуатационной колонны и обвязки устья, задвижку на отводе от затрубного пространства открывают.

После монтажа всего наземного оборудования паропровод и устьевая арматура опрессовываются на давление не ниже ожидаемого максимального давления нагнетания пара.

При использовании оборудования электропрогрева руководствуются общими правилами безопасности при эксплуатации электротехнических устройств в нефтяной промышленности.

Автотрансформатор, станция управления заземляются. Перед включением электрооборудования в сеть измеряется сопротивление заземления. При обнаружении неисправностей в электрооборудовании сразу же отключают главный сетевой рубильник на распределительном щите. Неисправности устраняются только специальными электромонтерами.

После окончания электротепловой обработки отключают главный сетевой рубильник и снимают плавкие вставки на станции управления. Около зажимов кабельного ввода и рубильников на станции управления устанавливают изолирующие подставки. Электроприборы и рубильники снабжаются соответствующими надписями. Около трансформатора и смотанного кабеля вывешиваются плакаты «Высокое напряжение».

Перед спуско-подъемными операциями электронагревателя устанавливают упоры под колеса подъемника и автомобиль ставят на тормоз. Опасность возникновения пожара на скважине, где проводится тепловая обработка, зависит от наличия на территории скважины разлитой нефти, загазованности, трубопроводов, агрегатов, электрооборудования, работающих под высоким давлением и температурой.

Одним из основных требований противопожарной безопасности является поддержание территории скважины в чистоте, строгое соблюдение правил эксплуатации находящихся на ней оборудования и техники. Курить на территории скважины запрещается.

На скважине должен быть комплект первичных средств пожаротушения: ящики с сухим песком, лопаты, огнетушители и т. д.

ВИБРАЦИОННАЯ ОБРАБОТКА

Вибрационная обработка — воздействие на ПЗП пульсирующими давлением и скоростью движения жидкости в затрубном пространстве. Благодаря наличию жидкости в порах породы обрабатываемого пласта по нему распространяются не только создаваемые искусственно колебания, но и возникают отраженные волны. Путем подбора частоты колебания давления можно добиться резонанса (синхронности, равенства) распространения обеих волн, в результате чего возникнут нарушения в пористой среде из-за ее неоднородности, т. е. увеличится проводимость пласта. В ПЗП, находящейся наиболее близко к источнику создаваемых колебаний, будут происходить наибольшие нарушения.

Вибровоздействие способствует также снижению вязкости и поверхностного натяжения нефти на границе с водой, разрушению структуры смолистых и парафинистых составляющих нефти.

В соответствии с приведенным механизмом действия колебательных процессов в пласте вибровоздействие на ПЗП применяется для увеличения притока нефти в добывающих скважинах, приемистости нагнетательных скважин, повышения эффективности ГРП и солянокислотных обработок.

Вибровоздействие рекомендуют проводить в скважинах, в которых призабойная зона ухудшена в процессе* вскрытия пласта; в низкопроницаемых и глинистых пластах; перед кислотной обработкой, ГРП или обработкой ПАВ.

Не рекомендуют проводить вибровоздействие в скважинах технически неисправных (нарушенная эксплуатационная колонна, негерметичное цементное кольцо); расположенных близко от ВНК; сильно поглощающих жидкость и имеющих низкие пластовые давления. Анализом промысловых данных установлено, что вибровоздействие дает положительные результаты в скважинах, где величина пластового давления близка к гидростатическому давлению столба жидкости. В этом случае величины пластовых давлений достаточны для получения отраженных волн, сильных импульсов и резонанса столба жидкости, что способствует образованию микротрещин.

В скважинах с высоким пластовым давлением и низкой проницаемостью не обеспечивается в достаточной степени оптимального режима работы вибратора. В таких скважинах без применения специальной технологии нельзя добиться эффективности обработок.

В качестве рабочей жидкости при вибровоздействии в нефтяных скважинах используются нефть, соляная кислота, керосин и их смеси; в водонагнетательных скважинах — вода, соляная кислота и другие жидкости на водной основе.

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ВИБРАЦИОННОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ

Вибровоздействие на ПЗП производят в основном гидравлическими вибраторами (табл. 31). Существуют вибраторы золотникового типа и гидроударники.

Таблица 31

Характеристики гидравлических вибраторов

Вибратор

Длина, мм

Диаметр, мм

Оптимальный

расход жидкости, л/с

Частота пульсаций, Гц

ГВЗ – 83

ГВЗ – 108

ГВЗ - 135

494

420

500

108

135

10 – 12

15 – 20

30 – 35

200

250

500

Гидравлический вибратор золотникового типа (ГВЗ) создает колебания давления вследствие периодического перекрытия золотником потока рабочей жидкости. ГВЗ имеет следующее устройство (рис. 26).

В корпусе жестко закрепляется ствол в виде стакана с щелевидными прорезями на его образующей. Внизу цилиндра имеется отверстие. На стволе вращается золотник (подвижный элемент, направляющий поток жидкости или газа в нужный канал через отверстия) также с щелевыми прорезями вдоль образующей. Прорези в стволе и золотнике выполнены под некоторым углом к их образующим. Однако направления прорезей в стволе и золотнике противоположные. Таким образом, создается как бы турбинное устройство, у которого направляющим аппаратом является ствол, а рабочим колесом — золотник. В стволе также имеются пусковые отверстия для запуска золотника при перекрытии щелей в стволе.

Закачиваемая рабочая жидкость проходит через щели в стволе и попадает в щели в золотнике. В этот момент, из-за расположения отверстий под углом друг к другу, золотник начинает вращаться под действием струи жидкости. Во время своего вращения золотник периодически перекрывает щели в стволе, что приводит к созданию гидравлических импульсов (ударов).

Частота гидравлических ударов зависит от числа щелей в золотнике и его оборотов. ГВЗ могут создавать колебательные движения с частотой до 30000 Гц.

Рис. 26. Гидравлический вибратор золотникового типа (ГВЗ):

1 — ствол; 2 —шариковые опоры; 3— циклический золотник.

Гидравлический удар сопровождается резким подъемом давления, а это способствует резкому импульсивному истечению жидкости из отверстия и нижней части ствола. Периодическое истечение жидкости из щелей при вращении золотника приводит к образованию циклических колебаний в жидкости в затрубном пространстве. Кроме созданных вращающимся золотником колебаний образуются еще сложные колебания за счет появления отраженных волн.

Исследованиями установлено, что резонансные явления могут возникнуть только при очень низких частотах (несколько герц) создаваемых колебаний. Если частота колебаний достигает сотен герц, то в скважинах глубиной 1000—5000 м резонанс не возникнет. Следовательно, эффективность обработки снизится. Например, для рабочей жидкости вязкостью 40 мПа-с, пласта проницаемостью 10 мкм2, пористостью 20% и частоты колебаний 500 Гц глубина обработки составит ~0,4 м; при тех же условиях, но частоте 60 Гц глубина обработки увеличивается до 1,14 м.

При работе гидравлического вибратора НКТ удлиняются. Например, при длине НКТ 1500 м и давлении 5, 10 и 20 МПа удлинение составит соответственно 0,4, 0,8 и 1,5 м; а при длине НКТ 2000 м при тех же давлениях — 0,5; 1,0 и 2,0 м.

Для устранения самопроизвольного отворачивания или поломок НКТ на больших глубинах применяют амортизатор. Он снижает амплитуду упругих волн, распространяющихся от вибратора по металлу НКТ (рис. 27). Усилия, возникающие вдоль оси амортизатора, передаются на резиновый шнур. Последний деформируется и уменьшает передачу силовых импульсов на НКТ.

Когда рабочая жидкость подводится к вибратору по НКТ, только 50% энергии давления колебания передается в жидкость в затрубном пространстве. Поэтому разработаны конструкции вибраторов, к которым рабочая жидкость подводится через затрубное пространство. При этом рабочая жидкость входит в контакт с призабойной зоной пласта, затем поступает в специальный фильтр для очистки, вибратор и по НКТ поднимается на поверхность — в емкость для циркуляции. Возникающие в вибраторе гидроударные импульсы (колебания давления) непосредственно воздействуют на ПЗП.

Преимущества этой конструкции вибратора заключаются в следующем: отпадает необходимость перемещения его по толщине пласта, так как столб жидкости в затрубном пространстве раскачивается в значительном интервале; трещины, образовавшиеся за счет колебания давления, можно закреплять носком путем добавления его порций в рабочую жидкость.

Для воздействия на большую толщину пласта или одновременного воздействия на верхние продуктивные пласты применяют шланговый вибратор.

Рис. 27. Амортизатор резиновый:

I — корпус; 2 — резиновый шнур; 3 — винт

Рис. 28. Схема работы гидравлического вибратора со шланговым вибратором:

1 — двухзамковые элементы ниппеля и муфты; 2— перфорированная труба; 3— шланг

Его устанавливают выше основного гидравлического вибратора. Для работы шлангового вибратора используется отраженная волна, распространяемая вверх по НКТ. В вибраторах типа ГВЗ энергия этой волны бесполезно терялась. Шланговый вибратор состоит из ниппеля и муфты, соединенных между собой перфорированной трубой. Внутри этой трубы находится шланг, через который проходит рабочая жидкость и далее поступает в гидравлический вибратор (рис. 28). В зависимости от эластичности трубы, ее радиуса, толщины стенок и других параметров часть энергии передается жидкости в затрубном пространстве.

Для повышения эффективности воздействия на истощенные пласты шланговый вибратор изготавливают из эластичного материала и, наоборот, для более эффективного воздействия на насыщенные пласты рекомендуют максимально усилить жесткость шлангового вибратора. Вибраторы типа ГВЗ не рассчитаны для рабочих жидкостей с абразивными примесями, применяемых из-за необходимости закрепления создаваемых трещин. Для этой цели разработана конструкция вибратора с фильтрующим устройством ВФ-108.

Фильтр крепится к вибратору сверху и состоит из внешней и внутренней перфорированных труб, между которыми находится фильтрующая сетка. В нижней части фильтра имеется трубчатый хвостовик, вставляемый в ствол вибратора. Снаружи фильтра имеется корпус. Между нижним концом фильтра и стволом вибратора устанавливают втулку для подвода отфильтрованной рабочей жидкости к вибратору.

Рабочая жидкость, поступая по НКТ во внутрь фильтра, делится на два потока. Один из них с песком идет по трубчатому хвостовику фильтра, минуя рабочую полость вибратора. Другой поток, очищенный от песка, попадает в кольцевое пространство между внешней трубой фильтра и его корпусом, затем через окна втулки направляется в зазор между стволом вибратора и трубчатым хвостовиком фильтра и приводит во вращение золотник вибратора.

Для увеличения срока службы быстро изнашивающихся деталей ГВЗ разработана конструкция шиберного торцового вибратора ВШТ-85 (рис. 29). Вибратор состоит из полого шпинделя, на который надеты два направляющих аппарата. Внутренняя полость шпинделя заканчивается центральным калибровочным каналом в нижней его части. Имеются также отверстия по образующей шпинделя, которые соединяются с полостями направляющих аппаратов. С внутренней торцовой части направляющих аппаратов имеются сопла (каналы переменного сечения), расположенные под углом к торцовой плоскости. Между направляющими аппаратами устанавливается втулка, а на нее надевается свободно вращающийсяся прерыватель в виде торцового шибера (золотника). С обоих торцов прерывателя имеются прорези, расположенные под углом, но в противоположном направлении к соплам аппаратов. Прерыватель в месте насадки на втулку имеет поверхность, покрытую резиной. Последняя служит подшипником и увеличивает срок службы вибратора в несколько раз.

Жидкость, попадая в вибратор, разделяется на три потока: один поток проходит через центральный калибровочный канал, два потока проходят через сопла двух направляющих аппаратов, взаимодействуют с пазами (прорезями) прерывателя и заставляют его вращаться. При этом периодически перекрываются сопла направляющих аппаратов, что приводит к колебаниям давления. Выходящая из калибровочного канала жидкость создает в затрубном пространстве волны давления и разряжения.

Рис. 29. Гидравлический вибратор шиберный торцовый:

I - полый шпиндель с центральным каналом; 2 — аппараты; 3 —уплотнительные резиновые кольца; 4— муфта; 5— напорная втулка; 6— шиберный затвор-прерыватель; 7 - шайба.

Имеется также конструкция вибратора, спускаемого в скважину без подъема НКТ. Для свободного прохождения вибратора внутренний диаметр НКТ должен быть на 4—6 мм больше наружного диаметра вибратора. Для удержания вставного вибратора на нижнем конце НКТ устанавливают специальный патрубок с соединительной ниппельной резьбой и конической расточкой на концах. Со стороны резьбового конца патрубка имеется бурт для посадки вибратора и создания плотного прилегания для исключения утечек рабочей жидкости.

ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ВИБРАЦИОННОГО

ВОЗДЕЙСТВИЯ

Основными технологическими параметрами вибровоздействия являются расход и давление закачивания рабочей жидкости для данного типоразмера вибратора.

С увеличением расхода жидкости Q амплитуда колебаний давления в затрубном пространстве увеличивается. Например, для ГВЗ-135 с увеличением расхода жидкости Q давление увеличивается следующим образом:

Q, л/с ………………… 7 10 13 20 30 50

, МПа …………….. 1,1 2,7 3,9 6,4 10,3 18

Соответственно увеличивается частота пульсации давления. Например, при увеличении расхода от 7 до 50 л/с частота увеличивается от 60 до 500 Гц.

Амплитуды колебаний давления также сильно зависят от площади поперечного сечения кольцевого пространства между вибратором и эксплуатационной колонной. Например, для ГВЗ-135 и Q-20 л/с при изменении диаметрального зазора (зазор на обе стороны) от 20 до 100 мм амплитуда давления уменьшается от 8,0 до 1,15 МПа. Поэтому и разработаны ГВЗ трех размеров для 121, 146 и 168 мм обсадных колонн.

Для правильного осуществления процесса вибровоздействия необходимо знать зависимость необходимого давления на устье и максимального абсолютного давления при гидравлическом ударе от глубины скважины (табл. 32).

Таблица 32

Соотношение давлений на устье и при гидравлическом ударе

Давление на устье, МПа

Максимальное абсолютное давление при гидроударе (в МПа) на глубине, м

1000

1500

2000

2500

3000

3500

Перед вибровоздействием скважину исследуют: определяют дебит, забойное и пластовое давления, содержание воды в добываемой продукции, коэффициенты продуктивности и приемистости. Для нагнетательных скважин достаточно определение только коэффициента приемистости.

По данным исследования составляется план работ. В плане приводятся геолого-промысловые данные о скважине и технологическая схема проведения операции, включающая в себя: глубину спуска вибратора и диаметр НКТ; объемы рабочей и продавочной жидкостей; ориентировочная величина ожидаемого давления; число и мощность агрегатов; последовательность работы и темпы закачивания жидкостей.

При планировании параметров технологии вибровоздействия важно знать, какие нагрузки и напряжения испытывают НКТ во время работы вибратора и как будет изменяться среднее давление в зависимости от расхода рабочей жидкости. Ниже приведены данные об изменении нагрузки G на точку подвеса вибратора в зависимости от расхода жидкости, а также данные об изменении средних за период (угол поворота золотника) растягивающих напряжений , действующих на стенки труб, от среднего за период давления ,— возникающего при работе вибратора (диаметр НКТ 73 мм, толщина стенок 3 мм); данные изменения среднего давления за период от расхода жидкости для тех же НКТ.

Q, л/с …… 10 20 30 40

G, кг …...... 1500 2900 4300 5700

, МПа ...... 6 10 14 18

, МПа …...39 61 86 110

Q , л/с ….. 10 20 30 40 50 60

p , Мпа … 3,2 6,1 9,3 12,5 15,3 18,6

ГВЗ спускают на НКТ и устанавливают против запланированной для обработки части продуктивного пласта. Место соединения вибратора с НКТ стопорят или заваривают для исключения самоотворачивания его в процессе работы. Над вибратором помещают фильтр для исключения попадания в него твердых осадков. Обвязывают устье скважины с наземным оборудованием (рис. 30). Число агрегатов и их тип устанавливают в зависимости от вида рабочей жидкости и типа вибратора. Рабочую жидкость (соляную кислоту, нефть, керосин или их смеси в нефтяных скважинах; воду, соляную кислоту и другие жидкости на водной основе — в нагнетательных скважинах) закачивают по НКТ насосными агрегатами. Объем рабочей жидкости на одну обработку составляет 80—100 м3; время обработки - 5—8 ч. При давлениях закачивания 40—50 МПа применяют пакеры.

Вибратор запускают в работу путем прокачивания в течение 5 - 8 мин рабочей жидкости с расходом 5—10 л/с. Затем расход постепенно увеличивают и доводят его до оптимального значения для данного типа вибратора.

Рабочую жидкость начинают закачивать в НКТ при открытом затрубном пространстве. После появления циркуляции через затрубное пространство его закрывают. Закачивают в скважину весь объем рабочей жидкости, а затем продавочную жидкость. С увеличением давления закачивания на устье свыше 30 МПа и при резком возрастании давления в затрубном пространстве его открывают. При этом рабочую жидкость направляют в специальную емкость (см. рис. 30) для дальнейшего использования.

В процессе обработки регистрируют давление и расход. По окончании обработки поднимают НКТ с вибратором, спускают глубинное оборудование и скважину вводят в эксплуатацию путем плавного запуска.

Рис. 30. Схема расположения оборудования и обвязки устья при виброкислотной обработке скважины:

1 - гидравлический вибратор; 2—тяжелый низ; 3— глинистая корка; 4 - цементное кольцо; 5—амортизатор; 6—двухсторонняя заливочная головка; 7— выкидные линии НКТ; 8- манометр; 9—выкидные линии затрубного пространства; 10— установки насосные УН1-630*700А (агрегаты 4АН-700); 11 —агрегаты ЦА-320М; 12—автоцистерна; 13 – резервуар

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВИБРАЦИОННОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ

И ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

Эффективность вибровоздействия определяют так же, как и других видов обработки ПЗП. Сравнивают дебиты скважин до и после обработки.

Эффективность вибрационного воздействия на ПЗП. Поскольку вибровоздействие часто проводят с использованием в качестве рабочей жидкости кислоты и различных растворителей, то результаты комбинированной обработки сравнивают с результатами только кислотных обработок или закачиваний растворителей. Практикой установлено, что темп падения дебитов скважин после виброкислотной обработки гораздо ниже, чем после стандартной кислотной обработки или обработки растворителями.

Эффективность вибровоздействия оценивают также в зависимости от количества рабочей жидкости (нефти, кислоты, растворителей и др.), приходящейся на 1 м толщины обрабатываемого пласта. На практике наблюдается повышение эффективности вибровоздействия при увеличении удельного расхода рабочей жидкости примерно до 1 м3/м. Дальнейшее увеличение количества рабочей жидкости не приводит к заметному увеличению дебита скважины.

Анализ промысловых данных показывает, что при повторных операциях вибровоздействия эффективность снижается, как и при кислотных обработках и ГРП.

Эффективность вибровоздействия в водонагнетательных скважинах определяют путем сравнения приемистости до и после обработки при одинаковом давлении нагнетания.

Техника безопасности при вибрационном воздействии на ПЗП. Вибровоздействие на ПЗП осуществляют при высоких давлениях и с применением нефти, кислот, растворителей. Поэтому во время вибровоздействия должны соблюдаться те же правила по технике безопасности и проводиться те же противопожарные мероприятия, что и при ГРП, кислотных обработках и закачивании нефти.

ГЛАВА 6

ДОСТРЕЛ И ПЕРЕСТРЕЛ ПЛАСТОВ. ПРИОБЩЕНИЕ ПЛАСТОВ

ДОСТРЕЛ И ПЕРЕСТРЕЛ ПЛАСТОВ

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

Дострел и перестрел пластов осуществляют путем их перфорации.

Дострел производится с целью более полной выработки всей нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта. Поэтому дострел может производиться при эксплуатации мощных пластов, в которых первоначально перфорацией вскрывают не всю нефтенасыщенную часть.

Необходимость в достреле пласта может возникнуть также при разработке залежей нефти (газа) с подошвенной водой, газовой шапкой или одновременно с подошвенной водой и газовой шапкой.

Например, в продуктивных пластах, расчлененных непроницаемыми (плотными или глинистыми) прослоями, первоначально производят перфорацию ближе к водонефтяному контакту под первым (снизу) непроницаемым прослоем. Первый интервал перфорации после полного обводнения изолируют и производят дострел пласта под следующим, находящимся выше, непроницаемым прослоем и т. д.

Литологически однородный нефтяной пласт с газовой шапкой, но без подошвенной воды, рекомендуют вскрывать в нижней части минимальным интервалом перфорации, а затем производить дострел пласта. Это объясняется тем, что легче перфорировать дополнительные отверстия, чем изолировать часть перфорационных отверстий, особенно в средней или верхней частях продуктивного пласта.

При наличии одновременно газовой шапки и подошвенной воды рекомендуют первоначально перфорировать пласт ближе к ВНК и дальше от ГНК. При этом расстояние между нижними перфорационными отверстиями и ВНК должно быть не менее 25% толщины нефтенасыщенной части пласта, и ширина интервала перфорации — не более 15% этой толщины. После полного обводнения первый интервал перфорации изолируют и производят дострел соседнего верхнего нефтенасыщенного слоя и т. д. Таким образом осуществляют поэтапную эксплуатацию нефтенасыщенной толщины пласта.

Необходимость в перестреле пласта может возникнуть в следующих случаях.

1. При освоении скважины после бурения существующими способами вызов притока из пласта затруднен.

2. При переводе добывающей скважины под нагнетание воды по маломощным и низкопроницаемым пластам после полного обводнения пластов с лучшими коллекторскими свойствами.

3. После проведения РИР по отключению нижнего интервала перфорации без временной изоляции верхнего перфорированного пласта, оставляемого для дальнейшей эксплуатации. В этом случае тампонажный материал может фильтроваться и в верхний пласт и ухудшить его проницаемость.

4. После проведения РИР по отключению отдельных обводненных интервалов перфорированного пласта (так называемая селективная изоляция) путем закачивания тампонажного материала по всей его толщине. При этом предполагают, что в наиболее проницаемые и поэтому обводненные интервалы тампонажный материал фильтруется на большую глубину и при перестреле эти интервалы не могут быть сообщены со скважиной.

5. В процессе проведения работ по возврату с одного объекта эксплуатации на другой.

6. Перед обработкой ПЗП различными методами.

При достреле и перестреле пластов необходимо особо учитывать состояние цементного кольца. Оно зависит от плотности первоначальной перфорации (количество отверстий на 1 м толщины пласта) и условий эксплуатации скважин (величины депрессии или репрессии, методы и количество обработок призабойной зоны, характеристики добываемой продукции или закачиваемой воды, пластовые температура и давление).

Количество притекающей в скважину жидкости значительно изменяется в зависимости от количества, глубины и диаметра каналов перфорации.

Если перфорацией пробиты только цемент вокруг обсадной колонны и загрязненная часть пласта (часть пласта, в поры которого во время бурения или эксплуатации проникли промывочный раствор или отфильтрованная из него вода, различные технологические жидкости на водной основе), то даже при большой плотности перфорации дебит скважины оказывается значительно ниже, чем в случае полностью открытого (необсаженного) ствола скважины. Например, при диаметре канала перфорации 12 мм и плотности перфорации 20 отверстий на 1 м толщины пласта дебит скважины составит всего 40% возможного. Но при создании в пласте канала глубиной всего 75 мм дебит скважины увеличится почти в 2 раза по сравнению с первым случаем.

Для существенного увеличения добычи нефти (газа) необходимо создавать очень глубокие каналы, что не может быть достигнуто путем перфорации. Такая задача решается применением других методов воздействия на пласт (см. гл. 3 - 5).

На увеличение дебита скважины большое влияние оказывает диаметр каналов перфорации. Это влияние особенно увеличивается с уменьшением глубины каналов. Например, для случая пробития отверстий только в цементе и загрязненной части пласта плотностью 20 отв/м увеличение диаметра с 6 до 60 мм приводит к увеличению дебита скважины от 25 до 68% от возможного, то есть в 2,8 раза. В то же время при создании каналов глубиной 150 мм перфорацией плотностью 20 отв/м такое же изменение диаметра повышает дебит скважины только на 16%. Уменьшение диаметра ниже 6 мм приводит к резкому снижению дебита скважины.

Приведенные примеры справедливы в том случае, если цементное кольцо качественное (без трещин и дополнительных каналов), пласт однороден по проницаемости и каналы перфорации не загрязнены фильтратом промывочной (или другой технологической) жидкости и цементом (или другим тампонажный материалом).

При некачественном цементном кольце возможно получение высоких дебитов скважин, пробивая отверстия только в обсадной колонне.

Если продуктивный пласт представлен сильно трещиноватыми породами, то для получения высоких дебитов может оказаться достаточным пробить каналы только в обсадной колонне и в толще монолитного цементного кольца.

При сильном загрязнении ствола скважины и каналов перфорации дебит скважины резко уменьшается по сравнению с теоретически возможным.

Однако в любом случае на практике глубина вскрытия пласта перфорацией, число отверстий и их диаметр являются важными факторами, определяющими дебит скважины, эксплуатирующей пласты средней и большой плотности (то есть когда каналы перфорации в пласте сохраняются).

Если пласт сложен рыхлыми породами (например, песками), то каналы перфорации в пласте заполняются этими породами. В этом случае на дебит скважины основное влияние оказывают плотность перфорации и диаметр отверстия.

На практике первичную перфорацию пластов чаще всего осуществляют плотностью 20 отв/м. Поскольку дострел пласта — та же первичная перфорация еще неперфорированной части пласта, то его производят с такой же плотностью.

При перестреле пластов, в зависимости от степени загрязнения интервала первичной перфорации, плотность перфорации может быть и меньше.

ТЕХНИКА И ОБОРУДОВАНИЕ ПРИ ДОСТРЕЛЕ

И ПЕРЕСТРЕЛЕ ПЛАСТОВ

Аппараты, применяемые для перфорации, называют перфораторами. Применяют кумулятивные, пулевые и торпедные (снарядные) перфораторы (см. гл. 3).

Кумулятивные перфораторы

Пробивная способность кумулятивных перфораторов основана на использовании направленного действия взрыва (кумулятивного эффекта). Последний возникает при взрыве кумулятивного заряда, представляющего собой шашку взрывчатого вещества высокой плотности с кумулятивной выемкой, облицованной медной конической воронкой (рис. 31, а). В противоположной от выемки стороне установлен детонатор.

Корпус перфоратора защищает кумулятивный заряд и детонатор от контакта со скважинной жидкостью и действия гидростатического давления. Места соединения корпуса снабжены резиновыми уплотнительными кольцами.

Механизм образования кумулятивной струи в заряде с выемкой, облицованной металлом, заключается в следующем (рис. 31, б).

Рис. 31. Кумулятивный заряд (а) и схема его действия на преграду при взрыве (б): 1 – детанатор; 2 – защитная оболочка; 3 – заряд взрывчатого вещества; 4 – металлическая воронка; 5 – манжета; I - V - различные стадии взрыва.

При взрыве создается давление до 30 тыс. МПа, сжимающее воронку в направлении к оси заряда. Поэтому сжатый металл начинает течь как жидкость. В результате этого образуется тонкая металлическая струя, состоящая из внутреннего слоя облицовки, масса которого составляет до 30% общей массы. Остальная часть облицовки (70% и более) образует стержень сигарообразной формы, который движется вслед за струей. Скорость взрывной струи достигает 10 тыс. м/с. Под действием этих сил достигается большая пробивная сила.

Применяют кумулятивные перфораторы двух типов: корпусные и бескорпусные.

В корпусном кумулятивном перфораторе группа (гирлянда) кумулятивных зарядов заключена в один общий герметичный корпус.

Выпускают корпусные кумулятивные перфораторы многократного (табл. 33) и однократного (табл. 34) использования. Первые имеют прочный толстостенный корпус из высоколегированной стали, который не разрушается и мало деформируется при взрыве кумулятивных зарядов.

В перфораторах однократного использования кумулятивные струи вначале пробивают отверстия в стенках корпуса. Поэтому корпус деформируется и выходит из строя после одного отстрела перфоратора.

Буква «Д» означает «давление повышенное» благодаря разработке утолщенных опорных (ступенчатых) дисков, рассчитанных на 80 МПа. Однако из-за сложной технологии изготовления эти диски производством не освоены. Поставленная задача решена в перфораторах типа ПК-ДУ.

Буква «Н» означает «повышенная эффективность». В отличие от перфораторов типов ПК и ПК-ДУ они снабжены зарядами в металличесских оболочках, а боковые окна корпуса закрыты ввинчиваемыми пробками с уплотнительными прокладками.

Таблица 33

Технические характеристики корпусных кумулятивных перфораторов многократного использования

Показатели

ПК103Д

ПК85Д

ПК105ДУ

ПК85ДУ

ПК95Н

ПК80Н

Наружный диаметр, мм

105

Минимальный внутренний диаметр обсадной колонны (в мм) при плотности промывочной жидкости,кг/:

до 1500

124

109

117

свыше 1500

144

117

124

109

124

109

Максимально допустимое давление, МПа

120

Максимально допустимая температура,

150

180

200

Глубина пробиваемого канала в единой мишени (в мм) при прочности на сжатие песчаника:

45 МПа

25 МПа

130

170

105

145

190

130

235

300

200

250

Средний диаметр пробиваемого канала, мм:

В обсадной колонне

8,3

5,0

8,3

5,0

10,0

9,0

В горной породе с прочностью на сжатие:

45 МПа

25 МПа

8,5

10,0

7,0

8,5

10,0

7,0

8,5

11,0

12,0

9,0

10,0

Плотность перфорации за один спуск, отв/м:

при одном корпусе

при двух корпусах

при трех корпусах

11,8

11,0

10,8

13,3

11,4

10,8

11,8

11,0

10,8

13,3

11,4

10,8

11,8

10,6

10,3

11,8

10,8

10,5

Толщина вскрываемого пласта за один спуск, м:

при одном корпусе

при двух корпусах

при трех корпусах

0,85

1,82

2,79

0,75

1,76

2,77

0,85

1,82

2,79

0,75

1,76

2,77

0,85

1,88

2,92

0,85

1,85

2,85

Длина перфоратора (без кабельного наконечника), мм:

при одном корпусе

при двух корпусах

при трех корпусах

1430

2400

3370

1415

2425

3435

1430

2400

3370

1415

2425

3435

1450

2485

3520

1410

24100

3410

Масса заряженного перфоратора (без кабельного наконечника), кг:

при одном корпусе

при двух корпусах

при трех корпусах

50,7

86,0

122,0

36,0

61,2

86,4

50,7

86,0

122,0

36,0

61,2

86,4

45,0

76,0

107,0

33,5

54,0

74,5

Перфораторы типов ПКО имеют глухой корпус в виде отрезка горячекатаной стальной трубы (бурильной или насосно-компрессорной).

Буква «Т» означает, что в перфораторах типа ПКОТ внутри корпуса имеется составная толстостенная опорная труба. Она обеспечивает устойчивость тонкостенного корпуса при действии высокого гидростатического давления.

Таблица 34

Технические характеристики корпусных кумулятивных перфораторов однократного использования

Показатели

ПКО89

ПКО73

ПКОТ89

ПКОТ73

Наружный диаметр, мм

Минимальный внутренний диаметр обсадной колонны (в мм) при плотности промывочной жидкости, кг/

до 1500

109

свыше 1500

117

109

117

109

Максимально допустимое давление (МПа) для корпуса из стали группы прочности:

100

120

100

120

Рекомендуемое минимальное давление, МПа

Максимально допустимая температура,

200

Глубина пробиваемого канала в единой мишени (в мм) при прочности на сжатие песчаника:

45 МПа

25 МПа

250

330

155

190

250

330

155

190

Средний диаметр пробиваемого канала, мм:

В обсадной колонне

13 - 15

11 - 12

13 - 15

11 - 12

В горной породе с прочностью на сжатие:

45 МПа

25 МПа

Максимальная плотность перфорации за один спуск, отв/м:

при одном корпусе

при двух корпусах

при трех корпусах

6,65

6,15

6,02

9,45

9,25

6,65

6,05

5,87

9,45

9,25

Толщина вскрываемого пласта за один спуск, м:

при одном корпусе

при двух корпусах

при трех корпусах

2,25

4,86

7,47

2,00

4,24

6,48

2,25

4,96

7,67

2,00

4,24

6,48

Длина перфоратора (без кабельного наконечника), мм:

при одном корпусе

при двух корпусах

при трех корпусах

2720

5330

7940

2535

4775

7015

2940

5650

8360

2535

4775

7015

Масса заряженного перфоратора (без кабельного наконечника), кг:

при одном корпусе

при двух корпусах

при трех корпусах

108

155

153

228

128

Применяют также кумулятивные перфораторы, спускаемые на НКТ (табл. 35).

При применении корпусных перфораторов исключается опасность повреждения обсадной колонны и цементного кольца. Массивный корпус облегчает спуск перфоратора в скважины, заполненные утяжеленным раствором. В то же время затрудняется его спуск через искривленные участки скважины.

Таблица 35

Технические характеристики кумулятивных перфараторов, спускаемых на насосно-компрессорных трубах

Показатели

ПНКТ1-89-600

ПНКТ1-89-1000

ПНКТ1-73- 450

ПНКТ1-73-1000

Наружный диаметр, мм

корпуса

головки

Минимальный внутренний диаметр обсадной колонны (мм) при давлении, МПа:

>40

15 – 40

<15

115

117

124

115

117

124

109

Максимально допустимое давление (МПа) для корпуса из стали группы прочности:

Л, импортная Р – 105

100

Максимально допустимое давление (МПа) для корпуса из стали группы прочности:

Л, импортная Р – 105

Максимально допустимая температура ( ) при пребывании в скважине, сут:

до 2

до 6

170

150

170

150

170

150

170

150

Глубина пробиваемого канала в единой мишени ( мм) при прочности на сжатие песчаника:

45 МПа

25 МПа

250

330

250

330

155

190

155

190

Средний диаметр пробиваемого канала, мм:

в обсадной колонне

13 - 15

11 - 12

11 – 12

в горной породе с прочностью на сжатие:

45 МПа

25 МПа

Плотность перфорации, отв/м:

максимальная

минимальная

4,5

Максимальная толщина вскрываемого пласта, м:

Длина перфоратора из деталей одного комплекта, мм:

24880

24890

Масса, кг:

головки

10,2

заряженного перфоратора длиной 10 м ( без головки )

195

312

102

215

В перфораторах типа ПК вылетающие при выстреле диски и пробки 18С0ряют скважину и могут приводить к прихватам перфоратора.

Перфораторы типа ПК-ДУ имеют лучшую проходимость после от-i грела, меньше засоряют скважину.

Пробивное действие перфораторов типов ПК-Н в 1,5—2 раза болы по сравнению с перфораторами типов ПК-ДУ.

Перфораторы типов ПКО и ПКОТ по сравнению с перфоратора* типов ПК и ПК-ДУ обладают значительно большим пробивным действие при меньшем диаметре и лучшей проходимостью в скважинах, запо ненных вязкой жидкостью. Эти перфораторы не засоряют скважину.

Перфораторы типа ПНКТ1 позволяют вскрывать пласты в сильно и кривленных и наклонно направленных скважинах. При их использован! не нужно каротажного подъемника с кабелем, лубрикатора с мачто К недостаткам перфораторов типа ПНКТ1 можно отнести невозможное их использования в газовой среде и при гидростатическом давлен! меньше 5 МПа, при спуске геофизических приборов в интервал перф рации через НКТ и др.

Кумулятивные бескорпусные перфораторы не имеют общего корпус

По степени сохранности каркаса бескорпусные перфораторы разделяв на полуразрушающиеся (с извлекаемым каркасом) и полностью разр шающиеся (табл. 36, 37).

Таблица 36

Технические характеристики перфораторов с извлекаемым каркасом

Показатели	ПКС105Т	ПКС80Т	ПКС65
Поперечный размер , мм	105	80	66
Минимальный внутренний диаметр обсадной колонны, мм	118	98	88
Максимально допустимое давление, МПа	80	80	80
Максимально допустимая температура,	150	150	150
Глубина пробиваемого канала в единой мишени (мм) при прочности на сжатие песчаника: 45 МПа 25 МПа	275 350	165 200	145 170
Средний диаметр пробиваемого канала, мм: в обсадной колонне в горной породе с прочностью на сжатие: 45 МПа 25 МПа	12 14	8 10	8 9,5
Максимальная плотность перфорации за один спуск, отв/ м: при одной ленте при десяти лентах	6,65 6,35	6,65 6,35	6,65 6,35
Максимальная толщина пласта, вскрываемая за один спуск, ми	32	32	32
Прочность каркаса на разрыв, Н	150	120	150
Масса груза, кг	27	15	9,6
Диаметр головки, мм	100	65	45
Длина перфоратора с одним грузом (без кабельного наконечника), мм: при одной ленте при десяти лентах	2520 16920	2530 16930	2620 16120
Масса перфоратора с одним грузом (без кабельного наконечника), кг при одной ленте при десяти лентах	57 109	36 69	15 36

Таблица 37

Технические характеристики полностью разрушающихся

перфораторов

Показатели

КПРУ65

ПР54

ПР43

Поперечный размер, мм

65, 89

Минимальный внутренний диаметр обсадной или насосно-компрессорной колонны, мм

76; 110

Максимально допустимое давление, МПа

Максимально допустимая температура,

150

Допустимое время пребывания в скважине при максимальных параметрах, ч

Глубина пробиваемого канала в единой мишени (мм) при прочности на сжатие песчаника:

45 МПа

25 МПа

190

250

150

200

110

140

Средний диаметр пробиваемого отверстия в колонне, мм

Плотность перфорации за один спуск, отв/м

Максимальная толщина пласта, вскрываемого за один спуск, м

Прочность перфоратора на разрыв, Н

400

Глубина канала, пробиваемого зарядом в мишени из Ст. 3, мм:

средняя

допускаемая для 10% партий

Толщина слоя осколков (мм) от перфоратора длиной 1 м в колонне труб (условный диаметр, мм):

насосно-компрессорных:

355

385

240

415

290

180

обсадных

114

140

169

205

140

100

140

100

105

Длина перфоратора из частей одного комплекта с головкой, м

13,2

5,5

Масса перфоратора из частей одного комплекта с головкой, кг

10,5

К полностью разрушающимся бескорпусным перфораторам относятся перфораторы типов КПРУ и ПР.

Преимущества бескорпусных перфораторов — легкость, удобство в обращении, достаточная гибкость, позволяющая спускать их в скважину малого диаметра и через суженные участки обсадной колонны, более высокое пробивное действие, возможность отстрела за один спуск большего количества зарядов и вскрытия пласта большей толщины.

Общий недостаток бескорпусных перфораторов — повышенное воздействие взрыва на обсадную колонну и цементный камень.

Бескорпусные перфораторы с извлекаемым каркасом мало засоряют скважину осколками, имеют лучшую проходимость в скважине, позволяют оценивать работу каждого заряда по деформации гнезд в лентах и вскрывать за один спуск разобщенные пласты путем использования лент без зарядов при сплошном детонирующем шнуре. Однако затруднительно извлечение перфоратора из-за деформации лент при взрыве, при этом могут возникать прихваты, особенно в случае неполной детонации или отказа отдельных зарядов.

Полностью разрушающиеся перфораторы, особенно типа ПР, можно спускать через НКТ и при загерметизированном устье скважины. Однако эти перфораторы засоряют скважину осколками оболочек зарядов и обойм. Последние имеют низкую плотность (примерно как у утяжеленных растворов) и поэтому могут привести к созданию пробки в зоне перфорации или закупориванию штуцера, затрудняя освоение и эксплуатацию скважины. Размеры осколков с ростом гидростатического давления в зоне перфорации достигают 20—25 мм (в основном 5—10 мм).

Недостатком разрушающихся перфораторов является также затруднительный спуск их в скважину, заполненную утяжеленным раствором; прострел стенки скважины производится только в одной или двух плоскостях, что ухудшает условия вскрытия пласта и увеличивает степень повреждения обсадной колонны и цементного кольца.

Пулевые перфораторы

Крупнокалиберные пулевые перфораторы типа ПВН предназначены дли перфорации пластов в нефтяных и газовых скважинах в сложных геолого-техиических условиях (табл. 38).

Перфораторы типа ПВН пробивают цилиндрические каналы с чистой поверхностью и рекомендуются для применения прежде всего в пластах, загрязненных во время бурения или ремонтных работ, а также в скважинах двух- и трехколонной конструкции и в скважинах перед соляно-кислотной обработкой.

Таблица 38

Технические характеристики пулевых перфораторов

Показатели

ПВН90

ПВН90Т

ПВТ73

ПВК70

Наружный диаметр, мм

Минимальный внутренний диаметр обсадной колонны, мм

117,5

Максимально допустимое давление, МПа

100

Максимальная допустимая температура,

110

160

Глубина пробиваемого канала в единой мишени (мм) при средней прочности песчаника на сжатие 25 МПа

145

180

200

Калибр пули, мм

Плотность перфорации за один спуск, отв/м

0,9-1,2

Длина перфоратора, мм:

при одной секции

при двух секциях

при при трех секциях

при шести секциях

1550

2700

3850

1550

2700

3850

1300

2400

3550

6900

1760

2535

4810

Масса заряженного перфоратора, кг:

при одной секции

при двух секциях

при при трех секциях

при шести секциях

140

190

113

Перфоратор типа ПВН представляет собой систему ствол—пуля—заряд. В этой системе потенциальная энергия пороха превращается в кинетическую энергию пули. При сгорании зарядов образуются газы с давлением до 600 МПа, при котором скорость пуль достигает 850 м/с. Пули разрушают дульные диски и пробки, перемещаются по криволинейным пазам и проникают в стенки скважины под углом 60—70°.

Области применения кумулятивных и пулевых перфораторов

Дострел и перестрел пластов осуществляют путем перфорации при репрессии и депрессии (соответственно гидростатическое давление выше и ниже пластового).

При репрессии пласт перфорируют без герметизации устья, так как скважину заполняют плотной жидкостью, предотвращающей фонтанирование. Такая перфорация является наиболее простой, но может снизить проницаемость пласта и, следовательно, производительность скважины. Поэтому перфорацию при репрессии рекомендуют применять в хорошо проницаемых и малозагрязненных пластах, способных самоочищаться при, дальнейшей эксплуатации. Желательно, чтобы скважинная жидкость достаточной плотности не содержала твердой фазы.

При репрессии пласты можно перфорировать всеми типами кумулятивных перфораторов, спускаемых в скважину на кабеле.

В каждом конкретном случае типоразмер кумулятивного перфоратора выбирают с учетом его поперечного размера, пробивного действия, предельно допустимых температуры и давления, степени воздействия на обсадную колонну и цементный камень, засорения скважины и возможности использования минимального числа спусков.

Поперечный размер перфоратора выбирают исходя из величины гидростатического давления, плотности скважинной жидкости и минимально допустимого диаметрального зазора между перфоратором и стенками обсадной колонны. Например, для перфораторов типа ПК, ПК-ДУ и ПК-Н зазор составляет 15 и 25 мм при плотности скважинной жидкости соответственно менее и более 1500 кг/м3; для ПКО, ПКОТ, ПНКТ — соответственно 20 и 30 мм; для ПКС — 15 и 25 мм; для КПРУ и ПР — 10 и 15 мм.

Для эффективного вскрытия пласта перфоратор должен пробить стенки обсадных колонн, слой цементного камня и образовать в горной породе канал глубиной не менее 70 мм. При средней прочности горных пород и цементного камня, толщине цементного кольца 25—30 мм эффективное ,вскрытие пласта обеспечивается в скважинах одноколонной конструкции практически всеми типами перфораторов; в скважинах двухколонной конструкции — перфораторами ПКЮЗД, ПКЮ5ДУ, ПК80Н, ПК073, ПК0Т73, ПНКТ1-73, ПКС80Т, КПРУ65; в скважинах трехколонной конструкции—перфораторами ПК95Н, ПК089, ПК0Т89, ПНКТ1-89, ПКС105У.

По возрастанию степени воздействия на обсадную колонну и цементный камень перфораторы образуют следующий ряд: ПК-Н, ПК-ДУ, ПК, ПКОТ, ПКО, ПНКТ1, ПР, КПРУ, ПКС.

Перфораторы типов ПК-Н, ПКО, ПКОТ, ПНКТ1 практически не засоряют скважину; остальные перфораторы по степени засоряемости скважины располагаются в такой последовательности: ПК-ДУ, ПК, ПКС, ПР и КПРУ.

Корпусные перфораторы типов ПК и ПК-ДУ рекомендуют применять в неосложненных скважинах средней глубины, в неглубоких скважинах с низким гидростатическим давлением; перфораторы типов ПК-Н, ПКО, ПКОТ — в глубоких скважинах двух- и трехколонной конструкций с высокими температурой и давлением; ленточные перфораторы типа ПКС с зарядами в стеклянных или ситалловых оболочках — в скважинах средней глубины, в том числе двух- и трехколонной конструкций на месторождениях с мощными пластами.

Бескорпусные разрушающие перфораторы типов КПР и ПР рекомендуют применять в скважинах средней глубины малого диаметра или при наличии местных сужений в колонне для получения одновременно большого количества отверстий. Скважины должны иметь зумпф достаточной глубины для осаждения осколков.

При депрессии пласт перфорируют в скважинах, оборудованных фонтанной арматурой и заполненных облегченной жидкостью (различные растворы, нефть, дизтопливо или газ). Иногда для обеспечения депрессии снижают уровень жидкости в скважине. Перфорация пластов в условиях депрессии предотвращает попадание скважинной жидкости в призабойную зону и ухудшение ее естественной проницаемости. Поэтому достигается увеличение производительности скважины при сравнительно невысокой плотности перфорации.

Перфорацией пластов при депрессии достигается и существенный экономический эффект, так как не нужны повторные спуски НКТ для освоения скважин.

Перфорацию пластов при депрессии рекомендуют применять в следующих случаях: снижение проницаемости ПЗП при бурении или ремонтных работах; перфорация при репрессии не обеспечивает гидродинамической связи скважины с пластом; аномально низкое или аномально высокое пластовое давление; низкое пластовое давление на поздних стадиях разработки месторождения.

Перфораторы типа ПР рекомендуют применять в условиях газовой среды или низкого гидростатического давления, а также при необходимости спуска геофизических приборов для исследования и контроля за разработкой месторождения и перфорации следующего интервала без глушения предыдущего.

Перфораторы типа ПНКТ1 рекомендуют применять в следующих сл,уг чаях: необходимость большой глубины пробиваемых каналов (сильная загрязненность ПЗП, двух- и трехколонная конструкция скважин) и перфорации разобщенных пластов толщиной 50 м и более; недопустимость воздействия взрыва на обсадную колонну и цементный камень; отсутствие зумпфа; сильно искривленные и наклонно направленные скважины; труднодоступные районы, в которых доставка подъемника с кабелем и лубрикатора с мачтой, требуемых для перфораторов типа ПР, затруднена. Перфораторы типа ПНКТ можно применять в глубоких скважинах

с высокими давлениями и температурой. Эти перфораторы нельзя использовать для работы в условиях гидростатического давления ниже 5 МПа, в газовой среде, в скважинах, в которые необходимо спускать приборы для контроля за разработкой месторождения.

Пулевые перфораторы выбирают с учетом требуемого пробивного действия, давления и температуры в скважине, минимального проходного диаметра в колонне труб, толщины перфорируемого пласта.

В породах с прочностью на сжатие 100—200 МПа способность пуль образовывать каналы резко снижается.

Перфораторы ПВН90 и ПВН90Т (термостойкий) рекомендуют использовать в одно- и двухколонной конструкциях скважин с внутренним диаметром колонны 117,5—140 мм и более.

Перфораторы ПВТ73 и ПВК70 рекомендуют применять и в скважинах трехколонной конструкции при внутреннем диаметре колонны 117,5— R140 мм. Обычно их применяют в скважинах с внутренним диаметром 98—117,5 мм.

Применение перфоратора ПВТ73 предпочтительнее в условиях пород пониженной прочности, где его производительность в два раза выше.

Плотность перфорации в осложненных условиях увеличивают в 1,5— 2 раза (но не более 10 отв/м).

ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ДОСТРЕЛА

И ПЕРЕСТРЕЛА ПЛАСТОВ

Работы по дострелу и перестрелу пластов начинают с подготовки скважины в соответствии с существующими нормативно-техническими документами. Подготовку скважины производит промысел. Особое внимание обращают на состав и уровень жидкости в скважине, результаты шаблонирования колонны и оборудование устья скважины, а также на подготовку площадок для установки на них подъемника и лаборатории.

Подъемник устанавливают у скважины так, чтобы кабель, идущий к устью скважины, был перпендикулярным к оси барабана лебедки. Подъемник должен прочно удерживаться на площадке тормозами и подкладками под колеса. Лабораторию устанавливают в 20—30 м от подъемника, зданий и сооружений и сразу же заземляют.

При необходимости осуществляют пробный спуск в скважину кабеля с контрольным аппаратом или шаблоном. Это делают для проверки проходимости колонны, проверки длины кабеля и его разметки, проверки локатором меток муфт, замков, отбивки забоя и т. д. Скорость спуска и подъема шаблона должна быть не более 7 000 м/ч.

Определяют интервалы дострела и перестрела пластов по данным геофизических исследований, так как неточности могут привести к перфорации непродуктивного или водоносного пласта и последующим дорогостоящим ремонтным работам. Глубины отсчитывают от «точки отметки глубин» или точки отсчета (например, с колонного фланца).

При спуске кабеля глубины определяют отсчетом меток на кабеле, отбивкой локатором муфт, замков и меток в колонне и наблюдением посчетчику глубин. Показания глубины по меткам и счетчику не должны отличаться больше допустимой ошибки показаний счетчика.

Порядковые номера контрольных меток, устанавливаемых через 100, 200, 300 м и более, и соответствующие им показания счетчика глубин записывают в акт промера кабеля на скважине.

Перед спуском контрольного аппарата (или самого перфоратора) в скважину на кабеле совмещают первую метку с точкой отсчета или отметки глубин и на счетчике глубины устанавливают нуль.

Перед спуском в скважину перфоратор проверяют в безопасном месте (бронеящике, углублении в земле, у прочной перегородки и т. д.).

После окончания подготовительных работ и проверки оборудования и приборов перфоратор присоединяют к кабелю, предварительно проверив отсутствие напряжения в нем.

Скорость спуска и подъема перфораторов устанавливают в зависимости от их типа, технического состояния скважины, плотности и вязкости скважинной жидкости и т. п. Предельно допустимая скорость спуска кумулятивных корпусных и пулевых перфораторов составляет 7 200 м/ч, кумулятивных разрушающихся перфораторов—5 000 м/ч, кумулятивных ленточных перфораторов — 3 600 м/ч. Предельная скорость подъема всех отстрелянных перфораторов составляет 8 000 м/ч. Скорость спуска и подъема перфораторов при прохождении через фильтры, сужения, переходники, нарушения колонн, уровни жидкости и другие сложные участки снижают в два раза.

Движение перфоратора в скважине контролируют по натяжению кабеля или сигналам специальных аппаратов, спускаемых одновременно с перфоратором (прихватоопределитель, локатор муфты).

Перфоратор устанавливают в планируемом интервале несколькими способами: по счетчику глубин; меткам на кабеле, нанесенным в результате промера лентой; естественному или искусственному радиоактивному реперу; муфтам, патрубкам, магнитным реперам. Оптимальный способ выбирают в зависимости от типа перфоратора и геолого-технических условий в скважинах. Эффективной считают установку перфоратора в скважине по магнитному реперу, обеспечивающему погрешность не более 0,2 м.

О срабатывании перфоратора в скважине судят по приборам наземных панелей (движение стрелки, мигание сигнальной лампочки), выбросу или всплеску жидкости из устья, сотрясению кабеля, звуковому эффекту, изменению сопротивления взрывной цепи.

Подъем перфоратора начинают на малой скорости и, убедившись в отсутствии прихвата, постепенно переходят на допустимую скорость. J Во время подъема следят за натяжением кабеля, показаниями счетчика глубин и индикаторных приборов, метками на кабеле. На глубине 100 м от устья скорость подъема снижают в два раза, при появлении первой метки (предупредительной) переходят на самую малую скорость, при появлении второй метки (сигнальной) подъем производят при сброшенном газе.

Для снижения температуры и давления оставшихся в перфораторе газов и жидкости до безопасного уровня перед извлечением на поверхность перфоратор несколько минут держат в устье скважины. При извлечении перфоратора из устья у скважины могут находиться только руководитель взрывных работ, лица, допущенные к производству этих работ, и персонал, обслуживающий подъемные механизмы.

Перед спуском в скважину перфоратора на трубах последние тщательно проверяют и шаблонируют. Перфоратор на трубах спускают плавно, без резких остановок и торможений. Перфоратор устанавливают в планируемом интервале путем тщательного промера труб или геофизических исследований с использованием естественных и искусственных реперов. Оборудуют устье скважины, при необходимости заменяют скважинную жидкость на облегченную, понижают ее уровень. Для приведения в действие ударного механизма срабатывания перфоратора внутрь колонны труб вбрасывают шар и проталкивают его с помощью насосного агрегата или компрессора.

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ДОСТРЕЛА И ПЕРЕСТРЕЛА ПЛАСТОВ

Эффективность дострела и перестрела пластов оценивается путем сравнения коэффициентов продуктивности скважины (при наличии гидродинамических исследований) или сравнения ее дебитов (приемистости) до и после проведения перфорации.

Если перфорация осуществлена эффективно, то после дострела производительность скважины увеличивается, так как подключается в работу дополнительная нефтенасыщенная толщина пласта.

После перестрела пластов однозначное определение эффективности проведенных работ иногда затрудняется. Например, если перестрел пласта осуществляют после проведения РИР по отключению нижнего пласта с задавливанием в него тампонажного материала без пакера, то для определения эффективности перестрела верхнего пласта необходимо иметь данные о продуктивности (производительности) только этого пласта до РИР. А такие данные при совместной эксплуатации нескольких пластов часто отсутствуют. Тогда эффективность перестрела определяют косвенными методами путем анализа геолого-промыслового материала (толщина пласта, работа соседних скважин по этому же пласту и др.)

ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

Работники промыслово-геофизических предприятий и партий должны знать и соблюдать правила обращения со взрывчатыми веществами и технической эксплуатации прострелочной и взрывной аппаратуры, подъемников и зарядных мастерских.

Непосредственно по скважине необходимо строго соблюдать правила спуска перфораторов в устье, извлечения из скважины отказавших перфораторов и их разрядки.

При работах на скважинах надо также строго соблюдать установленные сигналы. Их подает ответственное за взрывные работы лицо в следующем порядке.

Первый сигнал является предупредительным и заключается в подаче команды «Приготовиться!» или одного продолжительного звука свистка, рожка, сирены и т. д. По этому сигналу все люди, не занятые взрыванием, должны удалиться в безопасное место, а на подходах к скважине должны быть выставлены посты охраны.

Второй сигнал является боевым и заключается в подаче команды «Включаю!» или двух продолжительных звуков свистка, сирены и т. д. По этому сигналу во взрывную цепь включают ток.

Третий сигнал заключается в подаче команды «Отбой!» или трех коротких звуков свистка, сирены и т. д. Этот сигнал, который подают после проверки устья скважины, разрешает приступить к последующей работе.

Движущиеся части механизмов подъемника должны быть ограждены защитным кожухом или сеткой.

Кабель на барабан лебедки необходимо наматывать при помощи водильника; приближаться к движущему кабелю и браться за него руками запрещается.

Необходимо помнить, что для человека смертельно опасен ток даже силой 0,1А. Поэтому электрические приборы и оборудование должны быть защищены от случайного прикосновения.

Все приборы и электродвигатели подъемников и лабораторий через раму автомобиля заземляют при помощи провода и металлического стержня. Заземляют также металлическую обшивку кузова подъемника и лаборатории.

Подключение подъемников и лабораторий к источникам тока должно производиться электромонтером промысла или под руководством и наблюдением ответственного лица.

При поражении электрическим током пострадавшему необходимо немедленно оказать первую помощь — удалить из-под напряжения и делать искусственное дыхание.

Все работники промыслово-геофизических предприятий и партий должны знать правила пожарной безопасности, расположение средств пожаротушения и правила пользования ими, обязанности на случай пожара или аварии.

В перфораторных подъемниках должны находиться первичные средства пожаротушения (огнетушитель, лопата, ведро и т. д.), которые не должны использоваться для других целей.

Нельзя пользоваться открытым огнем (костром, фонарем) на расстоянии не менее 15 м от скважины и 10 м от подъемника и лаборатории.

ПРИОБЩЕНИЕ ПЛАСТОВ

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

Многие месторождения многопластовые. Например, на Арланском месторождении установлено шесть продуктивных пластов, на месторождении Узень в каждом из шести горизонтов содержится от 9 до 12 пластов, на Самотлорском месторождении выделено пять пластов и т. д.

В процессе разработки многопластовых месторождений пласты объединяют в объект.

На практике пласты разрабатывают раздельно, одновременно-раздельно и совместно.

Раздельная разработка предусматривает последовательную разработку нескольких пластов единой сеткой добывающих и нагнетательных скважин. Например, сначала вырабатываются запасы нефти из высокопродуктивных нижних пластов. Затем, по мере обводнения, их отключают из эксплуатации и начинают разрабатывать малопродуктивные верхние пласты (может быть и обратный порядок расположения пластов).

При раздельной разработке предусматривается достижение максимальной нефтеотдачи в малопродуктивных пластах. Однако раздельную разработку не всегда можно осуществлять по геолого-техническим и экономическим причинам.

При одновременно-раздельной разработке пласты с различными фильтрационными характеристиками эксплуатируются в одной общей скважине при разных забойных давлениях с помощью специального оборудования ОРЭ. В случае сохранения количества скважин на том же уровне, что и при совместной разработке, увеличивается охват эксплуатационного объекта разработкой и выравниваются скорости выработки пластов.

Одновременно-раздельная разработка не имеет широкого распространения, так как часто глинистые пропластки, разделяющие продуктивные пласты, маломощны, наблюдается негерметичность цементного кольца, а также отсутствуют надежные пакеры. Однако в последнее время расширяются объемы раздельного закачивания воды в водонагнетательных скважиных при совместной эксплуатации объектов в добывающих скважинах. Такую разработку называют комбинированной, в ней присутствуют элементы и одновременно-раздельной, и совместной разработки.

При совместной разработке несколько пластов эксплуатируются единой сеткой добывающих и нагнетательных скважин. При совместной разработке многопластовых месторождений сокращается количество скважин и повышается эффективность разработки.

Например, путем увеличения числа совместно разрабатываемых пластов один и тот же дебит получают при меньших депрессиях. Это, в свою очередь, приводит к удлинению фонтанного периода работы пласта, уменьшению глубины спуска насосного оборудования, степени разрушения слабосцементированных пород и возможности прорыва посторонних вод в скважину и т. д.

Не рекомендуют объединять пласты с различной литологической характеристикой (например, пласты с трещиноватыми карбонатными породами или терригенными отложениями—песчаниками). Допустимо совмещать пласты с разницей в проницаемости пород в 2—3 раза, если известные методы поддержания давления позволяют выравнивать темпы их выработки. Пласты с высоковязкой нефтью, большим различием в давлениях насыщения нефти газом, значительным содержанием парафина и сернистых соединений в нефти также не рекомендуют объединять в один объект с другими горизонтами.

При совместной разработке нескольких пластов теряется ряд положительных качеств раздельной эксплуатации каждого из них. Например, при самостоятельной разработке пластов максимально возможная добыча нефти намного превышает суммарный дебит этих же пластов при объединении их в один объект эксплуатации. Это объясняют различием допустимых депрессий давления между забоями скважин и пластами объекта. При совместной эксплуатации забойные давления устанавливают по какому-либо одному признаку или нескольким признакам, ограничивающим отбор нефти. Например, к таким признакам относят разрушение слабосцементированных пород одного из пластов, повышенное значение давления насыщения нефти газом в другом пласте, близость газонефтяного или водонефтяного контактов и т. д. Из-за перечисленных различий в свойствах отдельных пластов устанавливают значительно меньше депрессии по сравнению с допустимыми величинами для других объединяемых пластов.

Снижение дебитов жидкости (нефти) в добывающих скважинах объясняют также следующей причиной.

В начале разработки закачивание воды отсутствует. Поэтому пластовые давления во всех пластах объекта снижаются. С началом закачивания вода в основном поступает в пласты с лучшими коллекторскими свойствами. При этом, благодаря меньшей потере давления при одинаковых расстояниях между скважинами, пластовое давление в указанных пластах повышается быстрее. В пластах с ухудшенными коллекторскими свойствами вблизи нагнетательных скважин имеются большие перепады давления. Поэтому происходит быстрое снижение приемистости в этих пластах.

В процессе дальнейшей эксплуатации объекта возрастает забойное давление в добывающих скважинах (до величин, превышающих пластовое давление в пластах с неблагоприятными коллекторскими свойствами). В этих условиях все большее значение приобретают реологические свойства нефти (способность течь). Описанные причины постепенно приводят к полному отключению из разработки пластов с ухудшенными коллекторскими свойствами.

Совместная разработка пластов в целом приводит к снижению коэффициента нефтеотдачи, увеличению объемов попутно добываемой воды и т. д. При этом наименьшая выработка наблюдается в пластах с ухудшенными коллекторскими свойствами.

Поэтому на поздней стадии разработки месторождений (и в самом начале разработки новых месторождений) целесообразно разукрупнять объекты разработки.

Разукрупнение — уменьшение числа эксплуатируемых пластов. Для этого должны проводиться работы по изоляции обводненных пластов. Серьезные трудности имеются в изоляции верхних и промежуточных пластов.

Считают, что пока не разработаны окончательные критерии выбора объекта. Поэтому все еще широко применяют совместную разработку пластов.

Приобщение пластов производят на основании проектов совместной разработки многопластовых месторождений.

Приобщение пластов — это вскрытие перфорацией другого пласта, принадлежащего разрабатываемому или еще неразрабатываемому объектам, находящегося выше или ниже по отношению к уже перфорированному пласту (или пластам).

В соответствии с проектом разработки в процессе эксплуатации скважин приобщение пластов может производиться специально. В этом случае после подъема глубинного оборудования производятся геофизические исследования по определению насыщенности пластов, представляющих объекты приобщения. При минерализации воды более 50 мг/л рекомендуют проводить исследования импульсными нейтронными методами. Если пласты заводняются низкоминерализованной водой, то целесообразно использовать единственный метод — термометрию. Термометрия позволяет оценить изменение насыщения пласта при подходе охлажденного фронта закачиваемой воды.

На основании геофизических исследований уточняют интервал и производят перфорацию приобщаемого пласта (или пластов). Затем определяют величины пластового и забойного давлений, коэффициенты продуктивности и проницаемости. Для оценки работающих интервалов перфорированных пластов применяют глубинный дебитомер (в добывающих скважинах) или расходомер (в нагнетательных скважинах). По полученным профилям притока или поглощения принимают решение о необходимости обработки призабойной зоны пластов. Для оценки результатов обработки записывают профили притока (приемистости). Исследования глубинным дебитомером проводят при дренировании пластов компрессором (в нефонтанирующих скважинах), а глубинным расходомером — при закачивании воды от водовода кустовой насосной станции. По данным исследований добывающих скважин подбирают типоразмер насосного оборудования и глубину его спуска.

В нагнетательных скважинах также желательно проведение исследований высокочувствительным термометром для оценки сообщаемое™ между различными перфорированными пластами по заколонному пространству, а также перетока закачиваемой воды в непродуктивные пласты. При обнаружении перетоков проводят ремонтно-изоляционные работы РИР. Если переток закачиваемой воды происходит ниже самого нижнего интервала перфорации, то изоляционный материал задавливают в этот же интервал через пакер, установленный выше верхних отверстий перфорации нижнего интервала без оставления моста. Вид, рецептуру и объем изоляционного материала выбирают в зависимости от приемистости тампонируемого интервала. Затем повторно проводят исследование высокочувствительным термометром. При необходимости самый нижний интервал перфорации дополнительно осваивают.

Изоляционные работы по ликвидации перетока закачиваемой воды выше самого верхнего интервала перфорации проводят после временного отключения всех нижних интервалов перфорации. Изоляционный материал задавливают через верхний интервал перфорации или же через специальные отверстия, перфорированные выше этого интервала. В последнем случае все перфорированные пласты временно отключаются.

Если переток воды наблюдается в промежуточных пластах, разделенных друг от друга достаточной перемычкой, изоляционные работы могут проводиться с использованием двойного разбуриваемого пакера.

Часто приобщение пластов проводят одновременно с различными ремонтными работами или обработкой пластов. В этом случае перфорацию приобщаемого пласта производят после проведения основного вида запланированных работ. Виды и объем исследований аналогичны описанным выше.

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИОБЩЕНИЯ ПЛАСТОВ.

ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

При глубинных исследованиях эффективность работ по приобщению пластов определяют по изменению коэффициента продуктивности скважины. Если глубинные исследования перед приобщением пластов в данной скважине не проводилось, то эффективность работ может быть оценена путем сравнения коэффициентов продуктивности данной скважины. С соседней или же на основании другого геолого-промыслового материала.

При полном отсутствии исследований эффективность приобщения пластов определяют сравнением дебитов до и после проведения работ.

Долю участия приобщаемого пласта в общей добыче жидкости (нефти) из всех перфорированных пластов определяют по профилю отдачи.

Во время приобщения пластов проводятся перфорация, различные гидродинамические и геофизические исследования, обработка призабойной зоны и ремонтно-изоляционные работы под давлением. Поэтому при приобщении пластов должны соблюдаться те же правила техники безопасности и выполняться те же противопожарные мероприятия, которые характерны для прострелочно-взрывных операций и работ по обработке пластов (см. соответствующие разделы).

ГЛАВА 7

МЕТОДЫ БОРЬБЫ С ОТЛОЖЕНИЕМ НЕОРГАНИЧЕСКИХ

СОЛЕЙ, АСФАЛЬТО-СМОЛИСТЫХ ВЕЩЕСТВ И ПАРАФИНА

В СКВАЖИНАХ.

ОТЛОЖЕНИЯ НЕОРГАНИЧЕСКИХ СОЛЕЙ

Состав отложений в различных нефтедобывающих районах разнообразен: сульфаты кальция CaS04, бария Ba S04, стронция Sr S04, а также карбонаты кальция СаСОз, магния MgСОз и другие соли.

Тип отложений характеризуют по преобладающему содержанию (до 80%) одного из компонентов. Например, к гипсовым отложениям относят осадки с преобладающим содержанием CaS04-2H2О, к карбонатным — с преобладающим содержанием СаСОз и т. д.

Очень часто отложения по составу являются более сложными и включают в себя нерастворимые примеси (глинистые частицы, кварц и др.) и органические компоненты пластовых нефтей (водорастворимые нефтяные

кислоты и их соли).

Иногда на одних и тех же месторождениях состав отложений изменяется, что объясняют изменением состава попутно добываемой воды в процессе разработки месторождений.

ПРИЧИНЫ ОБРАЗОВАНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ НЕОРГАНИЧЕСКИХ СОЛЕЙ

Выпадение в осадок любого вещества из водного раствора происходит тогда, когда концентрация этого вещества (или ионов в растворе) превышает свою равновесную (предельную) концентрацию (предел растворимости).

Например, если к предельно насыщенному раствору сульфата кальция CaS04 добавить хорошо растворимый сульфат калия K2S04, то концентрация ионов увеличится, и равновесие сместится в сторону образования кристаллов CaS04. В этом случае ионы Са2+ и будут уноситься из раствора и образовывать кристаллический осадок.

Сульфат кальция. Образование отложений сульфата кальция объясняют двумя группами причин. Во-первых, отложение сульфата кальция на нефтепромысловом оборудовании (НПО) происходит вследствие увеличения содержания сульфат-ионов в нагнетаемых пресных и сточных водах при их движении по пласту между нагнетательной и добывающей скважинами, а также вследствие изменения растворимости осадкообразующих ионов из-за изменения давления и температуры при подъеме жидкости с забоя скважины на поверхность. Увеличению содержания сульфат-ионов в попутно добываемой воде способствуют следующие факторы:

выщелачивание (растворение) минералов из пород-коллекторов;

окисление сульфидов (например, пирита FeS02), содержащихся в песчаниках, алевролитах и карбонатных породах, кислородом, растворенным в нагнетаемых водах;

использование для нагнетания в пласт пресных и сточных вод повышенной сульфатности;

поступление высокосульфатных вод из выше- и нижележащих водоносных горизонтов по негерметичному цементному кольцу;

влияние погребенных (остаточных) вод повышенной сульфатности.

Во-вторых, сульфат кальция отлагается при смешении вод, химически несовместимых друг с другом. Совместимость вод означает способность их смеси сохранять в течение длительного времени постоянный химический состав, не выделяя из раствора твердые соединения.

Например, причину отложения гипса объясняют смешением пластовой хлоркальциевой воды с пресной или сильно опресненной водой, насыщенной сульфатами. Воды могут поступать на забой скважины из различных пропластков и даже пластов в условиях их совместной эксплуатации.

Эти воды отличаются по солевому составу: одни из них больше насыщены сульфатами, другие — ионами кальция. В результате смешения таких вод раствор оказывается пересыщенным по отношению к сульфату кальция, который и выпадает в виде твердого осадка.

Высокоминерализованные пластовые воды не могут выщелачивать (растворять) породообразующие минералы. При смешении таких вод, поступающих даже из различных пропластков и пластов, осадкообразование не происходит.

Сульфаты бария и стронция. Сульфат бария (барит) и сульфат стронция (целестин) — плотные и твердые осадки.

В глубоких подземных водах нефтяных месторождений водорастворимые соли бария и стронция встречаются часто. Концентрация ионов бария в них 50—150 мг/л, иногда 600 мг/л. В таких водах сульфат-иона очень мало. Вода с концентрацией сульфат-иона более 400—500 мг/л не может содержать заметного количества бария, так как последний весь выпадает в осадок в виде барита.

Сульфат бария является одним из наименее растворимых веществ. Например, в дистиллированной воде при 25° С растворяется всего 0,0023 г/л барита. Это в 900 раз меньше растворимости гипса.

Наиболее высокие концентрации бария (более 400 мг/л) встречаются только в водах с высокой пластовой температурой и неизвестны в подземных водах с температурой ниже 50° С.

Если в поверхностных условиях из вод не выделяется осадок барита, то воды останутся стабильными и при повышенной температуре в пластовых условиях. По этой причине нагнетание воды, насыщенной баритом в поверхностных условиях, не вызывает особых осложнений. Однако, недосыщенная в пластовых условиях баритом вода при подъеме на поверхность и снижении температуры и давления может оказаться перенасыщенной баритом и выделять его осадок. Поэтому для выяснения причин образования отложений барита надо учитывать влияние температурных условий.

Осадки барита на стенках НКТ и нефтепромысловом оборудовании обладают повышенной радиоактивностью. Это, с одной стороны, облегчает обнаружение отложений барита, но с другой — накладывает особую ответственность по соблюдению мер безопасности.

В водах нефтяных месторождений стронций обычно встречается вместе с барием. Количество стронция достигает 800 мг/л, иногда 1 500 мг/л. В дистиллированной воде при температуре 25° С растворяется 0,144 г/л сульфата стронция. Это в 18 раз меньше растворимости гипса, но заметно больше растворимости барита.

Растворимость SrS04 в зависимости от минерализации растворов, не имеющих с ним общих ионов, занимает промежуточное положение между значениями растворимости CaS04 и BaS04.

Обычно отложения BaS04 и SrS04 на нефтепромысловом оборудовании встречаются совместно. Они обнаруживаются на нефтяных месторождениях Предкавказья и Мангышлака. Причины выпадения осадков барита и целестина во многом общие и заключаются в смешивании подземных пластовых вод хлоркальциевого типа с нагнетаемой пресной или морской водой, являющейся источником сульфат-ионов.

Карбонаты кальция и магния. Образование отложения карбоната кальция также объясняют двумя группами причин. Первая из них заключается в насыщении попутно добываемых вод солеобразующими ионами из-за влияния следующих факторов.

1. Агрессивность нагнетаемых вод, обусловливаемая повышенным содержанием растворенного диоксида углерода С02. К таким водам относят воды рек и озер с болотным питанием. Агрессивные воды растворяют карбонатные составляющие пород продуктивного пласта.

2. Переход диоксида углерода из пластовой нефти в нагнетаемую воду. Это происходит тогда, когда в пласт нагнетают воду, обедненную СО2. В результате контакта «нефть—вода» СО2 переходит из нефти в нагнетаемую воду. Причем в пресные воды с низкой температурой С02 переходит в большей степени. Обогащенные СО2 воды растворяют значительное количество карбонатов и формируют в пласте зоны гидрокарбонатно-натриевых вод NаНСОз, несовместимых с хлоркальциевыми водами.

3. Влияние погребенных (остаточных) вод. Например, на некоторых месторождениях погребенная вода является гидрокарбонатно-натриевой, тогда как пластовая законтурная вода имеет хлоркальциевый тип.

4. Растворение карбонатных составляющих пород продуктивного пласта нагнетаемыми пресными водами.

5. Смешение несовместимых вод из различных пропластков на забое добывающих скважин.

Практикой эксплуатации обводненных скважин, в которых происходит отложение солей, установлено, что образование карбонатных солей объясняется неоднородностью коллектора и различной скоростью движения начальных фронтов вод по отдельным пропласткам.

Отсутствие же отложения солей на НПО в начальный период обводнения скважины объясняют прорывом нагнетаемой воды по одному из высокопроницаемых пропластков.

Отсутствие солей в скважинах, обводнившихся законтурной и подошвенной водой, объясняют одинаковой степенью минерализации этих вод.

Вторая группа причин кристаллизации и отложения карбонатных солей из попутно добываемых вод заключается в нарушении карбонатного равновесия, что приводит к уменьшению растворимости карбоната кальция в воде.

Уменьшение растворимости СаСОз при движении попутно добываемых вод по стволу скважины, а затем по системе сбора обусловливается следующими факторами.

1. Снижение давления, приводящее к выделению из воды растворенного газа и СО2. Это вызывает частое отложение кальцита на стенках НКТ выше глубины разгазирования жидкости или выше места подачи газа в газлифтных скважинах.

2. Увеличение температуры жидкости в УЭЦН или в интервале расположения погружного электродвигателя, которое приводит к интенсивному отложению карбоната кальция.

В обводненных нефтяных добывающих скважинах по мере подъема продукции снижается ее температура (растворимость СаСОз увеличивается) и уменьшается давление (растворимость СаСОз уменьшается). Поэтому

при выяснении причин отложения СаСОз в нефтяных добывающих скважинах и далее в технологических линиях рассматривают совместное проявление этих двух противоположно действующих факторов.

3. Разгазирование нефти и попутно добываемой воды и переход СО2 в газовую фазу. В этом случае повышается концентрация растворенных солей в воде и могут создаваться условия для образования солеотложений на поверхности оборудования. Испарение воды играет заметную роль при малой обводненности продукции скважин, высоком газовом факторе пластовой нефти и при газлифтном способе добычи нефти.

Из других физико-химических свойств воды на растворимость СаСОз значительно влияет водородный показатель рН среды.

В кислотной среде (рН<7) растворимость СаСОз значительно больше, чем в щелочной (рН> 7). Это связано с тем, что растворимость СО2 также зависит от рН водных растворов: чем кислее среда, тем больше в ней может быть растворено СО2.

При эксплуатации нефтяных месторождений иногда встречаются осадки карбоната магния MgC03, образование которого происходит аналогично образованию СаСОз.

Растворимость MgСОз в дистиллированной воде почти в 4 раза больше растворимости СаСОз. Как и для кальцита, растворимость MgСОз увеличивается с увеличением содержания СО2 и уменьшается при повышении температуры.

Обычно магнийсодержащие природные воды содержат и кальций. Любое нарушение равновесия в воде, связанное с уменьшением растворимости MgСОз, будет также уменьшать и растворимость СаСОз. Однако карбонат кальция менее растворим и первым начнет выпадать в осадок. Это, в свою очередь, приведет к соответствующему снижению содержания карбонат-ионов в растворе. Поэтому пластовые воды, содержащие кальций и магний, обычно выделяют осадки карбоната кальция. Исключение составляет смешивание вод, одна из которых находится в равновесном состоянии по отношению к ионам Са2+, Mg2 + , , а другая обогащена магнием. В этом случае MgCОз может выпасть в осадок раньше СаСОз.

При температуре выше 82° С MgСОз разлагается с образованием гидроксида магния Mg(OH)2.

Если из подземных вод выпадают и сульфатные и карбонатные соли, то наблюдается их четкое разделение: в НКТ (особенно в нижней половине) больше отложений сульфатов кальция и бария, а в наземном оборудовании отлагаются карбонаты кальция и магния. Это объясняют наибольшим влиянием снижения давления на выпадение карбоната кальция. В то же время на растворимость сульфатных солей давление оказывает намного меньшее влияние.

Хлористый натрий. Хлористый натрий (галит, поваренная соль) NaCI — основной солевой компонент почти всех подземных вод.

Хлористый натрий хорошо растворяется в воде. Например, в 1 000 г дистиллированной воды при температуре 30° С растворяется 363 г NaCI. Растворимость NaCI существенно увеличивается с ростом температуры. Влияние давления незначительно, хотя его повышение несколько увеличивает растворимость.

Отложения NaCI встречаются на месторождениях, где пластовые воды представлены высокоминерализованными рассолами. При обводнении этих месторождений пластовой водой отмечаются многочисленные соляные пробки, состоящие почти полностью из чистого галита. Соляные пробки также характерны для газовых скважин, обводняющихся водой с минерализацией 150—250 г/л и более.

Соляные пробки легко удаляются из скважин и трубопроводов при промывке пресной водой. Однако отложения соляных пробок вызывают простои скважин и требуют дополнительных затрат времени и средств для их удаления.

На месторождениях, эксплуатирующихся с применением заводнения, отложения галита встречаются редко.

Основной причиной выпадения NaCI из попутно добываемой воды является снижение температуры и давления.

Наибольшее количество NaCI отлагается в добывающих обводненных скважинах, эксплуатирующихся при давлении ниже давления насыщения нефти газом. В этих условиях попутная вода сильно упаривается из-за того, что часть паров воды уносится нефтяным газом, уменьшаются температура и давление. В результате попутная вода перенасыщается солями, и их кристаллы выпадают в осадок.

Явление упаривания (концентрирования) особенно характерно для газовых скважин. Упаривание попутной минерализованной воды в стволе работающих газовых скважин приводит к изменению растворяющей способности газа. Вода становится настолько концентрированным раствором, что из него начинает выпадать NaCI. Снижение растворяющей способности газа обусловливается изменением давления (частично и температуры) в стволе скважины, на забое и в призабойной зоне пласта. Снижение давления увеличивает потенциальную влагосодержащую возможность газа. Поэтому возникает дефицит (нехватка) влаги. Этот дефицит влаги определяют по разности влагосодержания газа при текущих значениях давления и температуры и начальных пластовых их величинах.

Когда концентрация соли в пластовой воде ниже предела растворимости, то упаривание воды не сразу приводит к выпадению соли. Это объясняется тем, что в пластовой воде имеется определенный резерв чистой воды, покрывающий дефицит влаги в газе. После того, как резерва чистой воды не станет, начнется выпадение NaCI.

Таким образом, поступление высокоминерализованной воды в небольших количествах при других равных условиях способствует солеобразованию (так как нет резерва чистой воды). Поступление же маломинерализованной воды и в больших количествах не приводит к солеобразованию (так как имеется большой резерв чистой воды).

Благоприятная обстановка для выпадения NaCI возникает в газовых скважинах, эксплуатирующихся в условиях газового режима на поздней стадии разработки месторождений. В этом случае из-за снижения пластового и забойного давлений образуется особенно большой дефицит влагосодержания. Поступление минерализованной воды в незначительных количествах не может полностью прекратить этот дефицит. Поэтому вода упаривается до выпадения твердого NaCI.

Наоборот, при водонапорном режиме снижение давления незначительное, в скважину поступает много пластовой воды, упаривания которой недостаточно для образования перенасыщенного раствора.

СПОСОБЫ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЯ

НЕОРГАНИЧЕСКИХ СОЛЕЙ

Известны технологические, физические и химические способы предупреждения отложения солей (рис. 32)

Технологические способы

Известно несколько технологических способов предупреждения отложения солей: выбор вод для заводнения; изоляция притока воды в добывающих и регулирование профиля приемистости в водонагнетательных скважинах; применение раздельного отбора и сбора жидкости; применение хвостовиков, устанавливаемых ниже приема скважинного штангового насоса.

Первые три способа предупреждают отложение солей за счет ограничения или исключения возможности смешения вод различного состава.

При применении хвостовиков исключается скапливание воды в стволе скважины ниже приема насоса, что снижает противодавление на пласт, улучшает приток жидкости к забою скважины и исключает возможность отложения солей на стенках эксплуатационной колонны.

Физические способы

К физическим способам предупреждения отложения солей относятся обработка воды магнитным полем, акустическое воздействие, применение защитных покрытий и др.

Сущность способа обработки воды магнитным полем — пропускание жидкости через одно или несколько магнитных полей. В настоящее время применяют различные конструкции магнитных устройств: МУПС (магнитное устройство против отложений солей); УГПОС (глубинное устройство против отложения солей); МУДС (магнитное устройство для скважин). Отличительной особенностью устройства МУПС является создание многократных последовательных магнитных силовых линий, чередующихся полярностью.

Рис. 32. Классификация методов предупреждения и удаления отложений неорганических солей.

Воздействие магнитного поля определенной напряженности и полярности приводит к изменению структуры растворенных в воде солей при определенной скорости движения воды. Поэтому соли магния и кальция не осаждаются на стенках НКТ в виде твердой кристаллической корки, а выносятся потоком смеси как мелкодисперсный кристаллический «гилам».

Результаты применения магнитной обработки в различных нефтедобывающих районах оказались неоднозначными. Например, этот способ успешно применяется на месторождениях Азербайджана, положительные результаты получены на Шаимском месторождении, в некоторых скважинах на месторождениях Оренбургской области. В то же время магнитная обработка не дала положительных результатов на Самотлорском месторождении и на месторождениях Башкирии.

Неоднозначность результатов применения способа магнитной обработки объясняют тем, что устройство спускается лишь на глубину погружения насоса. Отложения же солей в скважинах наблюдаются начиная с интервала перфорации, а иногда и в призабойной зоне пласта. Лабораторные опыты и промысловая практика показывают, что положительные результаты могут быть получены при обработке воды до начала кристаллизации неорганических солей.

При акустическом воздействии снижают толщину солеотложений. При этом наиболее эффективна частота акустических волн до 16 кГц.

Одна из разновидностей акустического способа применение роторного гидродинамического преобразователя (РГДП), используемого для предотвращения отложения солей в УЭЦН. Принцип действий устройства РГДП аналогичен принципу действия ГВЗ. РГДП устанавливают вместо одной или нескольких ступеней насоса, что не ухудшает его рабочих характеристик.

Для предупреждения отложения солей применяют также способ покрытия внутренней поверхности НКТ стеклом, эмалями, различными лаками. В СибНИИНП разработан способ нанесения покрытий на рабочие поверхности колес и направляющие аппараты УЭЦН из пентапласта. На Самотлорском месторождении испытаны насосы с полиамидными колесами и направляющими аппаратами, покрытыми эпоксидной смолой, фторопластом, пентапластом с графитом и алюминием.

Применение защитных покрытий из пентапласта на Самотлорском месторождении увеличило межремонтный период работы УЭЦН в 2 раза. Однако это покрытие не полностью предупреждает отложения солей, а только снижает интенсивность его роста. Кристаллический осадок солей представляет собой неравномерный слой крупнокристаллической структуры.

УЭЦН с полимерными покрытиями рекомендуют применять в условиях средней интенсивности солеобразования.

Таким образом, физические способы могут использоваться для предупреждения отложения солей только на отдельных объектах или участках нефтепромыслового оборудования. Для предупреждения отложения солей на всем пути движения продукции скважины от призабойной зоны до пунктов подготовки нефти и воды единственным способом является химический, основанный на применении ингибиторов.

Химические способы

При химическом способе предупреждения отложения солей воду обрабатывают различными ингибиторами солеотложения и химическими peaгентами. В настоящее время нефтяная промышленность располагает большим ассортиментом реагентов-ингибиторов солеотложения. Наиболее эффективны и широко применяются ингибиторы на основе фосфоновых кислот и полимеров (табл. 39).

При правильном выборе ингибиторов и технологии их применения предотвращается образование отложения неорганических солей на всем пути движения продукции скважины от призабойной зоны до пунктов подготовки нефти и воды. Положительные результаты достигаются тогда, когда обеспечивается постоянное присутствие в минимально необходимом количестве эффективного ингибитора во всей обрабатываемой системе.

Определение совместимости ингибиторов с попутно добываемыми и пластовыми водами. Возможность приготовления растворов ингибитора на попутно добываемой или пластовой водах зависит от его совместимости с этими водами.

Совместимость ингибиторов зависит от содержания иона Са2+ в воде. Методика испытаний заключается в следующем. Испытуемую воду, в которой содержание ионов Са2+ заранее известно, используют в качестве основы для приготовления 1 —10%-х растворов ингибитора. Если при приготовлении этих растворов не наблюдается помутнения (выпадения осадка) в течение 24 ч, то ингибитор при данной концентрации считается совместимым с данной водой. В случае образования мути готовят 1 — 10%-й раствор ингибитора на пресной воде и находят совместимую концентрацию этих растворов с попутно добываемой водой.

Технология применения ингибиторов отложения неорганических солей. Эффективность предупреждения отложения неорганических солей на нефтепромысловом оборудовании зависит не только от ингибитора, но и от технологии его применения.

При выборе технологии учитывают геологические особенности разрабатываемого месторождения, состав попутно добываемых вод, причины и условия отложения солей, их состав, длительность межремонтного периода работы оборудования, климатические условия и т. д.

В основе технологии применения ингибиторов отложения неорганических солей лежит способ дозирования ингибитора. К выбору способа дозирования предъявляют следующие требования:

надежность и универсальность, т. е. возможность применения при различных способах эксплуатации скважин; возможность защиты скважины и оборудования от отложения солей по всей технологической линии; обеспечение стабильного дозирования реагента; простота технологии и обслуживания; минимальная трудоемкость и металлоемкость; возможность применения при любых климатических условиях; экономичность расходования реагента; безопасность способа для обслуживающего персонала и удовлетворение требованиям охраны недр и окружающей среды.

Свойства	Тип ингибитора
	ИСБ-1	ПАФ-13	ОЭДФ	ДПФ-1	SP-181	SP-203	Корексит-7647
Тип предупреждаемых отложений	CaS04 СаСОз	CaS04 СаСОз	СаСОз	CaS04 ВaS04 СаСОз	СаСОз CaS04	СаСОз CaS04 ВaS04	СаСОз CaS04 ВaS04 SiS04
Содержание основного вещества, %	-	22 - 26	-	20	-	-	-
Агрегатное состояние	Порошок	Жидкость	Порошок	Жидкость	Жидкость	Жидкость	Жидкость
Цвет	Бесцветный	Желтый	Белый	Желто-коричневый	Темно-коричневый	Желтый	Светло-коричневый
Плотность, кг/	-	-	-	1100	1130	1130	1160
Вязкость, мПа с	-	Менее 800 (при -40)	Менее 80 (при -40)	62 (при -50)	17 (при +21,1)	15 (при +21,1)	10 (при +4,5)
Температура, плавления застывания вспышки	210 - Не горюч	- -28 Не горюч	198 -0,5 221	- -100 -	- -9 >60	- -40 43	- -23,3 80
Термостойкость,	Более 100	150	-	-	Более 80	Более 80	260
Предел совместимости с пластовой водой с содержанием , мг/л	0,1-5% (раствор до 16000)	2,2% (раствор до 2000)	2,2% (раствор до 2000)	1-2% (раствор до 15000)	2% (раствор до 4000)	2% (раствор до 1500)	2% (раствор до 5000)
Доза эффективного применения, г/	5-10	10 CaS04 15 СаСОз	5-10	5-10 CaS04 30-70 ВaS04 10-30СаСОз	15-20	15 CaS04 30 СаСОз 30-50 ВaS04	15 CaS04 15 СаСОз 50 ВaS04

На промыслах применяют следующие способы дозирования ингибитора отложения неорганических солей: непрерывное дозирование в скважину с использованием поверхностных дозировочных насосов или глубинных дозаторов; периодическая подача ингибитора в затрубное пространство скважины (например, через 3—5 сут); периодическое задавливание ингибитора в призабойную зону пласта; непрерывное дозирование ингибитора в нагнетаемую через систему ППД воду.

Подготовка скважины к обработке ингибитором отложения неорганических солей независимо от выбранного способа его подачи состоит из следующих операций.

1. Шаблонирование НКТ, установление отложений солей и определение их природы. Наличие солей в призабойной зоне пласта определяют косвенным путем — по снижению коэффициента продуктивности скважины.

2. Восстановление коэффициента продуктивности скважины с использованием удалителя отложения неорганических солей или солянокислотной обработки (технология солянокислотных обработок в зависимости от способа эксплуатации скважин, степени поглощения продуктивных пластов и цели обработки приведена в гл. 4). Скважину выдерживают с раствором соляной кислоты в течение двух часов, затем промывают и выводят на режим.

Если солянокислотную обработку скважин, оборудованных УЭЦН, проводят без извлечения НКТ, то при этом сбивают сливной клапан УЭЦН.

Солянокислотную обработку скважин, оборудованных СШН, проводят через НКТ или через затрубное пространство.

При газлифтном способе эксплуатации скважин ее обрабатывают кислотой после прекращения подачи газа в скважину. Газ из затрубного пространства скважины отводят на факел.

Если целью обработки является удаление солей только из НКТ, то раствор соляной кислоты берут в объеме НКТ.

При всех способах эксплуатации скважин эффективность солянокислотной обработки по удалению солей из НКТ определяют шаблонированием, а призабойной зоны пласта — по восстановлению дебита и коэффициента продуктивности.

Если по каким-либо причинам невозможно проведение работ по удалению отложения солей с поверхности оборудования, то его заменяют. Если предполагается непрерывное дозирование ингибитора через затрубное пространство, то устанавливают хвостовик из НКТ меньшего диаметра со спуском его до интервала перфорации и дозировочный насос на устье скважины.

Способ непрерывного дозирования ингибитора

Непрерывное дозирование ингибитора в затрубное пространство производят с помощью дозировочного насоса, устанавливаемого на устье скважины, и глубинного дозирования.

Дозирование ингибитора через затрубное пространство рекомендуют применять на тех месторождениях, где отложения солей состоят, в основном, из карбоната кальция и начало отложения их в скважинах приходится на уровень погружного насоса или башмака НКТ (Западная Сибирь, Азербайджан).

На месторождениях, где соли откладываются начиная от призабойной зоны и выше, хвостовики из НКТ спускают ниже СШН. Диаметр НКТ определяют по условиям выноса воды с забоя скважины. Длину хвостовика устанавливают с учетом прочности НКТ, если скважина оборудована вставным насосом. При оборудовании скважины невставным насосом масса хвостовика не должна превышать 200 кг.

Схема обвязки насосной скважины при непрерывном дозировании ингибитора отложения солей в затрубное пространство приведена на рис. 33. Аналогичную схему применяют и для обработки фонтанных скважин.

Рис. 33. Схема обвязки насосной скважины при непрерывном дозировании ингибитора отложения солей в затрубное пространство:

1 – хвостовик; 2 – штанговый насос; 3 – дозировочный насос; 4 – обводная линия; 5 – выкидная линия; 6 – резервуар с ингибитором.

В газлифтных скважинах рекомендуют ингибитор подавать в скважинную линию с газом высокого давления после газораспределительных батарей (ГРБ).

Схема обвязки газлифтной скважины при непрерывном дозировании ингибитора отложения солей в затрубное пространство приведена на рис. 34.

Рис. 34. Схема обвязки газлифтной скважины при непрерывном дозировании ингибитора отложения солей в затрубное пространство:

1 — газораспределительная батарея; 2 — скважинная линия с газом высокого давления; 3 — дозировочный насос; 4- манометр; 5 — задвижка выкидной линии; 6—задвижка затрубного пространства; 7 — НКТ; 8, 9— газлифтмые клапаны (8 — пусковой, 9—рабочий); 10 — циркуляционный клапан; 11 — пакер.

Для обеспечения доставки к забою скважины или к приему насоса ингибитор подают в виде 5—10%-го раствора в пресной воде. Если такие растворы нельзя применять из-за низкой температуры окружающей среды, то ингибитор подают в чистом виде в байпасную линию, перепускающую часть продукции скважины (до 10%) в затрубное пространство.

Необходимое количество ингибитора отложения неорганических солей для непрерывного дозирования в затрубное пространство скважины определяют по формуле

где Рр — расчетное количество ингибитора, подаваемое в затрубное прост

ранство, кг/сут; Р0 — оптимальное дозирование ингибитора, г/м3;

QB — суточный дебит скважины по воде, м3/сут.

Расход реагента уточняют в зависимости от изменения суточного дебита воды и содержания в ней ингибитора.

Преимущества непрерывного дозирования ингибитора в затрубное пространство — стабильная, заранее выбранная по объему подача ингибитора в добываемую жидкость, экономное расходование ингибитора; недостаток — возможность солеотложения в колонне ниже УЭЦН и ПЗП.

Глубинное непрерывное дозирование ингибитора осуществляют с применением глубинного дозатора или контейнера, устанавливаемого обычно под глубинным насосом или башмаком НКТ. Этот способ дозирования можно использовать при всех способах эксплуатации скважин. Однако способ непрерывного дозирования имеет и существенные недостатки: недостаточная вместимость дозатора или контейнера, необходимость подъема глубинного оборудования для заправки, отсутствие длительной защиты оборудования от солеотложений, особенно ниже глубины спуска дозатора. Этот способ не нашел широкого применения и предполагают, что он не перспективен.

Способ периодической подачи ингибитора

Этот способ прост, но не обеспечивает стабильного дозирования ингибитopa в добываемую жидкость. Периодическая подача ингибитора в затрубное пространство не может применяться при низких динамических уровнях, так как ингибитор быстро выносится потоком жидкости. Следовательно, дорогостоящий ингибитор расходуется неэффективно.

Исходя из характеристики скважины и путем проведения опытных работ рекомендуют устанавливать оптимальную периодичность подачи ингибитора. При высоких динамических уровнях периодичность подачи ингибитора составляет обычно 15—20 сут.

Периодическое задавливание ингибитора отложения неорганических солей в ПЗП. Для задавливания в ПЗП обычно используют 0,5—10%-й раствор ингибитора. При выборе концентрации учитывают совместимость ингибитора и воды для приготовления его раствора, составов попутно добываемой воды. Продавочной жидкостью служат вода, нефть, смесь нефти с конденсатом, горячая нефть, пластовая и попутно добываемая вода.

Необходимое количество ингибитора для задавливания в призабой-ную зону пласта рассчитывают по формуле

где G — расчетное количество ингибитора, кг; А — коэффициент увеличен ния расхода ингибитора, учитывающий неравномерность выноса его из призабойной зоны пласта (А равно 1,5—2,0); при повторных отработках принимают А равным 1,0; если после первичной обработки наблюдается более быстрый вынос ингибитора, то при повторном задавливании коэффициент А принимают равным 2; G0 — оптимальное дозирование ингибитора, кг/м3 (рекомендуется 0,03—0,04 кг/м3 для первой обработки; для ингибиторов типа ПАФ рекомендуют дозирование 0,005 кг/м3, для ОЭДФ — 0,02 кг/м3); QB— дебит скважины по воде, м3/сут; — предполагаемое время защиты оборудования и скважины от солеотложения, сут (рекомендуется 100 сут).

Практикой установлено, что в различных условиях эксплуатации скважин время выноса ингибитора из пласта после повторных и последующих обработок увеличивается (табл. 40, 41). Поэтому при расчетах количества ингибитора для последующих обработок время предполагаемой защиты рекомендуют увеличить до 4—6 мес.

Таблица 40

Скорость фильтрации ингибитора v для различных

глубин оттеснения его от ствола скважины r,

в зависимости от удельного дебита q

q, /сут

v ( в м/сут) для r, м

1,5

2,6

4,6

7,9

0,7

1,5

3,1

5,4

0,3

1,2

2,0

4,1

Таблица 41

Объемы продавочной жидкости V для различных перфорированных

толщин пластов h в зависимости от глубины оттеснения

ингибитора от ствола скважины г

r, м

v, (в м/сут) для r, м

>92

На время и характер выноса ингибитора из пласта влияет также объем продавочной жидкости.

На практике рекомендуют продавливать ингибиторы в пласт на глубину 3—5 м, где скорость фильтрации намного меньше призабойной скорости. Периодическое задавливание ингибитора отложения неорганических солей в призабойную зону рекомендуют производить по определенной технологической схеме.

В фонтанных скважинах, оборудованных подъемником, вначале открывают задвижку затрубного пространства. Затем заменяют жидкость в НКТ на раствор ингибитора, закрывают задвижку затрубного пространства и задавливают расчетный объем раствора ингибитора и продавочной жидкости в ПЗП. При этом давление задавливания не должно быть больше давления опрессовки эксплуатационной колонны.

При низкой приемистости и высоком пластовом давлении реагент закачивают через НКТ с пакером. В этом случае скважину приходится глушить для подъема НКТ и их обратного спуска с пакером. Скважину также глушат после задавливания ингибитора, если фонтанную скважину собираются переводить на механизированный способ эксплуатации.

В скважинах, оборудованных ШСН и ЭЦН с обратным клапаном, раствор ингибитора закачивают в затрубное пространство (при открытом трубном пространстве) и после полной замены жидкости в нем на раствор ингибитора закрывают центральную задвижку на устье скважины и ингибитор и расчетное количество жидкости задавливают в ПЗП.

Если скважины оборудованы ЭЦН без обратного клапана, то раствор ингибитора рекомендуют залавливать через НКТ.

В газлифтных скважинах задавливание ингибитора осуществляют следующим образом (рис. 35).

Рис. 35. Схема обвязки газлифтной скважины при периодическом задавливании ингибитора отложения солей в призабойную зону пласта через насосно-компрессорные трубы:

1 — газораспределительная батарея; 2 — скважинная линия с газом высокого давления; 3 - манометр; 4 — цементировочный агрегат; 5 —задвижка выкидной линии; 6 — задвижка затрубного пространства; 7 — насосно-компрессорные трубы; 8, 9- газлифтные клапаны (8- пусковой, 9- рабочий); 10- циркуляционный клапан; 11 — пакер

Закрывают задвижку скважинной линии на ГРБ. Газ из затрубного пространства отводят на факел. Затем закрывают задвижку затрубного пространства. К выкидной линии подсоединяют цементировочный агрегат, опрессовывают нагнетательную линию, а затем раствор ингибитора и продавочную жидкость задавливают в ПЗП.

Во всех случаях после задавливания раствора ингибитора в ПЗП скважину оставляют в покое в течение 12—24 ч для адсорбции его в пористой среде. Затем скважину вводят в эксплуатацию. Не реже двух раз в месяц проверяют содержание ингибитора в попутно добываемой воде.

Повторное задавливание ингибитора в ПЗП рекомендуют производить при снижении содержания ингибитора в попутно добываемой воде до минимально допустимой концентрации.

В настоящее время предложено несколько более эффективных способов задавливания ингибиторов в ПЗП. Например, на промыслах Башкирии ингибитор закачивают в составе двух- или трехфазной пены. По мере постепенного разложения пены в пласте ингибитор более равномерно выносится в скважину, а затем на поверхность. Для приготовления пены используют: пенооброзователи ДС-РАС, «Шкопау», «Прогресс», ОП-10 (концентрация 1,5—2%), стабилизаторы пен КМЦ-600, ММЦ-БТР (концентрация 0,2—1%, степень аэрации в пластовых условиях 1,5—2). Пенообразующий раствор готовят на пресной воде на специальном растворном узле. В пену добавляют ингибитор солеотложения и закачивают в скважину через НКТ с пакером, а при хорошей приемистости — через затрубное пространство без подъема глубинного насоса. В качестве ингибиторов используют ИСБ-1, SP-203, SP-181, корексит - 7647. При этом способе задавливания ингибитора продолжительность его выноса из пласта почти в 2 раза выше, чем при задавливании водных растворов ингибиторов, и составляет 8—13 месяцев.

На промыслах Башкирии испытан также способ комбинированного задавливания в ПЗП ингибитора солеотложения (5Р-203) и ингибитора парафиноотложения (детергент ПАВ-1, 18%-й раствор ИКБ-4-Н в толуоле, 18%-й раствор ИКБ-2 в керосине). Растворы ингибиторов закачивали в скважину по НКТ и продавливали минерализованной водой в объеме 12—25 м3. Продолжительность эффекта составила 3—4 месяца.

На промыслах Пермской области используют технологию приготовления растворов ингибиторов на соляной кислоте или ее подают в качестве буферной жидкости перед раствором ингибитора на пресной воде. При этом увеличивается площадь адсорбции ингибитора в пористой среде. Как ингибитор используют ИСБ-1 (НТФ).

Непрерывное дозирование ингибитора отложения неорганических солей в нагнетаемую через систему ППД воду. Этот способ в настоящее время находится на стадии опытно-технологического испытания. В качестве ингибитора используют ИСБ-1.

Этот способ может найти широкое применение после изыскания эффективного ингибитора, не адсорбирующегося на породах продуктивных пластов. Рекомендуют этот способ применять на небольших месторождениях с площадной и очаговой системой поддержания пластового давления, когда расстояния между водонагнетательными и добывающими скважинами небольшие. В этих условиях ингибитор будет продвигаться между скважинами за короткое время.

Способ также рекомендуют применять на месторождениях с плохими коллекторскими свойствами продуктивных пластов, так как в этом случае задавливание ингибитора в ПЗП в добывающих скважинах затруднено.

Опыт предупреждения отложения неорганических солей в различных нефтедобывающих районах СССР. В Западной Сибири широко применяют ингибиторы отечественного производства ОЭДФ, ПАФ-13А и ИСБ-1 путем периодического задавливания их растворов в ПЗП и непрерывной подачи в затрубное пространство.

Для Самотлорского месторождения установлено, что при задавливании ПАФ-13А в ПЗП его концентрация в попутно добываемой воде поддерживается около 5 мг/л. Для предупреждения солеотложения концентрация должна быть не менее 1 мг/л. Ингибиторы ОЭДФ и ИСБ-1 предупреждают солеотложения при их концентрации в попутно добываемой воде менее 1, мг/л.

В Башкирии для предотвращения солеотложений сульфатного типа применяют реагенты отечественного производства на основе органических фосфатов ИСБ-1, ПАФ-1 и других путем их непрерывной периодической подачи в скважину.

В Татарии солевые осадки представлены гипсом СаЗС^^НаО, баритом » Ва504, кальцитом Са50>4, сульфидом Ре§2 и оксидами железа Ре20з.

Для предупреждения солеотложения применяют полиакриламид ПАА, гипан, гексаметафосфат натрия (ГМФН), триполифосфат натрия (ТПФН) с концентрацией 5—10%; смеси ПАА с ТПФН (в соотношении 1:1), ГМФН с гипаном (5: 1), ТПФН с гипаном (5:1) с концентрацией 10%.

Для повышения нефтеотдачи в пласты закачивают алкилированную серную кислоту. На участках закачивания при взаимодействии с пластовыми водами образуются зоны с отложениями в пласте «вторичного» гипса:

СаС12+2Н20+Н2504==Са804-2Н204+2НС1.

Поэтому при фильтрации по пласту закачиваемые воды насыщаются гипсом, что приводит к его отложению в скважинах и на оборудовании. Для предупреждения солеотложений применяют также ингибиторы ОЭДФ, НТФ и ИСБ-1. Эффективность ингибиторов солеотложения ОЭДФ и НТФ для моделей пластовых вод некоторых месторождений Татарии приведена в табл. 42.

Наряду с дозированной подачей ингибитора ИСБ-1 в скважины и систему сбора и транспорта нефти в Татарии прошли испытания защитных покрытий от отложения солей: эпоксидный порошковый материал ПЭП-177, эпоксидная композиция с алюминиевой пудрой, эпоксидно-сланцевая композиция, полиэтилен и нейтральное стекло НС-1

Таблица 42

Эффективность ингибиторов (в %) на некоторых месторождениях Татарии

Содержание реагента, г/м3

150

ОЭДФ

НТФ

96,5

100

рН

3,0

1,85

На Мангышлаке применяют импортные и отечественные ингибиторы ОЭДФ, ПАФ-13, ТПФН, НТФ (табл. 43).

Для применения в промышленных условиях рекомендованы 1-2%-е рабочие растворы на пресной воде, так как концентрированные растворы ингибиторов оказались несовместимыми с пластовыми водами, содержащими до 16 г/л ионов кальция.

При изучении коррозионной активности ингибиторов наиболее благоприятные результаты получены при использовании ТПФН.

На месторождениях Пермской области в основном наблюдаются солеотложения сульфатного типа. Эффективность применяемых инигбиторов солеотложения здесь следующая:

103

Таблица 43

Эффективность ингибиторов (в %) на месторождениях Узень

и Жетыбай

Отложения карбоната и сульфата кальция при дознровании.

Ингибиторы

мг/л

Отложения сульфата бария

ОЭДФ

Не эффективен

НТФ

—

Не определена

ПАФ-13

То же

ТПФН

40 (при дозировании

30—50 мг/л)

Ингибитор ДПФ-1 совместим с пресными и минерализованными водами плотностью 1 050—1 180 кг/м3 в концентрациях 1—1 000 мг/л. Растворы ДПФ-1 рекомендуют готовить на попутно добываемой воде и использовать для периодического задавливания в ПЗП в качестве ингибитора гипсовых отложений в концентрациях 25—1 000 мг/л.

На месторождениях Оренбургской области наблюдаются в основном отложения сульфата кальция. Наибольший эффект достигается при применении НТФ и ПАФ-1. Хорошие результаты показало применение ингибитора ДПФ-1. Защитный эффект ДПФ-1 против отложений сульфата кальция при концентрации ингибитора 12—15 г/м3 составляет 95%, а против отложений карбоната кальция не менее 90% при концентрации ингибитора 20— 25 г/м3.

В последние годы на нефтепромыслах Оренбургской области наиболее широкое распространение получил способ закачивания ингибитора в НКТ с последующим его задавливанием в ПЗП.

Эффективность ингибиторов солеотложения для моделей промысловых вод на месторождениях Оренбургской области приведена в табл. 44.

Таблица 44

Эффективность ингибиторов (в %) на месторождениях Оренбургской области

Ингибитор

Концентрация ингибитора, г/м3

Время, ч

120

192

240

НТФ

2,5

5,0

10,0

20,0

95,3

100

93,6

100

92,2

100

88,9

95,5

100

38,2

92,1

95,5

9,9

88,1

95,5

ОЭДФ

2,5

5,0

10,0

20,0

17,1

23,8

13,2

19,3 19,6

19,4

9,9

16,3

16,4 16,4

6,6

9,8

10,2

9,9

3,3

6,6

6,5

6,6

3,1

3,3

ПАФ-1

5,0

10,0

20,0

95,1

100

93,4

100

99,6

96,1

100

95,7

93,8

100

85,2

90,1 93,6

80,3

87,6

90,1

Техника безопасности. При применении ингибиторов отложения неорганических солей должны соблюдаться те же требования по технике безопасности, что и при применении различных химических реагентов, рассмотренных в других разделах (ПАВ, кислоты и др.).

Многие ингибиторы относятся к пожароопасным веществам. Поэтому на объектах их применения необходимо предусматривать средства пожаротушения. К последним относятся: химическая пена, получаемая из пеногенера-торного порошка ПГПС (смыленного); тонкораспыленная вода и высоко кратная пена на основе пенообразователя ОП-1; воздушно-механическая 'ч пена на основе пенообразователя ОП-11; газовый огнегасительный состав.

В качестве первичных средств тушения рекомендуют использовать огнетушители ОЖ-7 с зарядом 4-6%-го водного раствора пенообразователя ОП-11, порошковые и газовые огнетушители.

Кроме того, на каждом объекте применения ингибиторов отложения неорганических солей необходимо иметь первичный инвентарь для пожаротушения: ящики с песком, лопаты, ломы, топоры, кошма и т. д.

СПОСОБЫ УДАЛЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ НЕОРГАНИЧЕСКИХ СОЛЕЙ

Для удаления отложений неорганических солей применяют: механический способ, термогазохимическое воздействие (ТГХВ), химический и комбинированный способы.

Механический способ

Этот способ в основном применяется на первых этапах борьбы с отложениями неорганических солей.

При механическом способе производят разбуривание мощных гипсовых пробок; затем эксплуатационную колонну прорабатывают расширителями, скребками или другими устройствами. Этот способ можно применять в тех случаях, когда перфорационные каналы не перекрыты отложениями солей. Если же перфорационные каналы перекрыты, то необходима дополнительная перфорация и очистка каналов другими способами.

Механический способ очистки скважин от отложений солей дорогостоящий и применяется редко.

Термогазохимическое воздействие.

ТГХВ (см. разд. 4) применяется для , очистки перфорационных каналов и Г13П от отложений солей, иногда ис- пользуют после химической обработки скважин. Способ очень эффективен.

Химический способ

Сущность химического способа заключается в закачивании в скважину различных реагентов — растворителей.

Перед этим определяют: состав отложений солей и в зависимости от этого выбирают тип реагента; ориентировочно возможное количество, место и характер накопления отложений; обвязывают устье скважины так, чтобы была возможность осуществления прямой и обратной циркуляции жидкости^ по замкнутому циклу емкость — насос — скважина — емкость; предусматривают возможность периодического спуска труб в скважину.

Рекомендуют приготавливать раствор реагента заданной концентрации в количестве, в 10—12 раз превышающем количество (массу) отложений. Это делается для обеспечения необходимого времени контакта реагента с отложениями солей (а по расчету для растворения 1 г гипса требует 2,3 мл 20%-го раствора МаОН). Раствор реагента закачивают в объеме, обеспе чивающем полное перекрытие интервала отложений солей. Наибольший эффект очистки достигается при непрерывной циркуляции раствора по замкнутому циклу. При этом из скважины постоянно выносятся продукты реакции реагента с солями. Если нет возможности осуществления непрерывной циркуляции в течение длительного времени, то реагент прокачивают периодически. По мере промывки скважины НКТ допускают. Через сутки рекомендуют освежать раствор реагента.

Полноту очистки оборудования и НКТ от отложений солей оценивают по концентрации реагента в отбираемых на устье скважины пробах. Обработка скважины завершается промывкой ее водой. Для очистки скважины от отложений неорганических солей рекомендуют применять следующие реагенты.

Для рыхлых осадков гипса — карбонатные (Маа СОз; КаСОз) и гидрокарбонатные (МаНСОз; КНСОз) 10—15%-е растворы натрия и калия.

Для сульфатных солей — 20—25%-е растворы каустической соды (МаОН).

Для разрушения твердых гипсовых пробок—смесь 27%-й соляной кислоты и 15%-го хлористого натрия в объемном соотношении 15:12. Перед смешиванием реагентов воду для растворения МаС1 нагревают до 70° С,

Для разрушения плотных пробок гипса — смесь соляной кислоты 15%-й концентрации и хлористого аммония (МН<С1) 4%-й концентрации при температуре 60—70° С.

В составе твердых осадков присутствуют и углеводородные соединения (до 25%) в виде парафина, асфальто-смолистых веществ, тяжелых компонентов нефти и т. д. Эти соединения, обволакивая кристаллы гипса и заполняя пустоты между ними, затрудняют возможность контакта гипса с растворяющим реагентом. Поэтому в состав реагента добавляют компонент, действующий на углеводородную составляющую отложений. Этот компонент называют стимулятором растворения гипсоуглеводород-ных отложений. Для проведения обработок с применением МаОН рекомендован стимулятор Т-66, а солянокислотных — «зеленое масло» — ЗМ.

Реагент Т-66 — легкоподвижная маслянистая жидкость желтого цвета плотностью 1 030 кг/м3, растворимость Т-66 в воде достигает 90%, температура замерзания ниже минус 25° С. Применение Т-66 увеличивает степень защиты оборудования от сероводородной коррозии на 70—85%, от кислотной — на 90—98%.

Реагент ЗМ по физическим свойствам и механизму действия во многом аналогичен Т-66.

Выбор метода удаления гипсоуглеводородных отложений зависит от расположения зоны отложения осадков. Например, если гипсоуглеводородные осадки находятся в ПЗП, то рекомендуют обрабатывать скважину 13%-м раствором НС1 с добавлением 4—15%-го МаС1 и 1% реагента ЗМ. Технология проведения обработки аналогична технологии простой кислотной обработки. Для этого же случая может применяться обработка скважины 20%-м раствором МаОН с добавлением реагента Т-66; в этом случае рекомендуют спускать хвостовик насоса ниже обрабатываемого интервала и не задавливать реагент в ПЗП.

Если отложение гипса произошло и в ПЗП, то после обработки скважины раствором МаОН рекомендуют проводить и солянокислотную обработку зоны. Это делается потому, что поровые каналы могут быть перекрыты продуктами реакции МаОН с гипсом, Са(ОН)2. Последняя механически не может быть полностью извлечена из поровых каналов. При действии НС1 на Са(ОН)г образуется СаСЬ, который хорошо растворяется в воде и легко извлекается из призабойной зоны при освоении скважины.

Карбонаты кальция удаляются солянокислотной обработкой 15%-м раствором НС1

Если гипс откладывается в глубиннонасосном оборудовании, то рекомендуют обрабатывать скважину 20%-м раствором МаОН с добавлением 0,75% реагента Т-66 по следующим технологическим схемам: при обнаружении отложения гипса на приеме насоси и в хвостовике рекомендуют осуществлять циркуляцию раствора с помощью цементировочного агрегата или глубинным насосом; при отложении гипса в НКТ выше насоса и на штангах рекомендуют создавать циркуляцию только с помощью глубинного насоса по замкнутой системе: емкость с рабочим раствором — скважина — ШГН — гипсосборник — емкость.

При удалении гипсоуглеводородных отложений из глубиннонасосного оборудования не допускается закачивание щелочного раствора в ПЗП.

ЭФФЕКТИВНОСТЬ УДАЛЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ НЕОРГАНИЧЕСКИХ СОЛЕЙ

Во многих районах эффективность обработок скважин по удалению отложений неорганических солей определяют по методикам оценки эффективности обработок ПЗП для интенсификации притока нефти: сравнению дебитов до и после обработки; продолжительности эффекта; дополнительной добыче нефти

Правильнее определять эффективность удаления гипса по степени восстановления дебита после обработки по сравнению с дебитом до начала отложения гипса. При этом восстановление дебита может произойти за счет увеличения коэффициента продуктивности скважины, если осадки образовались в ПЗП; или за счет увеличения коэффициента подачи насоса, когда гипс откладывается в насосном оборудовании.

Поскольку удаление отложений не устраняет причин и условий образования новых осадков, продолжительность эффекта и связанная с ней дополнительная добыча нефти не могут быть приняты в качестве показателей эффективности работ по удалению осадков.

Настоящее увеличение продолжительности эффекта может быть достигнуто при условии одновременного (вслед за удалением отложений) продавливания в призабойную зону ингибиторов, предотвращающих образование отложения неорганических солей.

АСФАЛЬТО-СМОЛ ИСТЫЕ И ПАРАФИНОВЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ (АСПО)

Асфальто-смолистые и парафиновые отложения (АСПО) содержатся в составе нефтей почти во всех нефтедобывающих районах СССР. Химический состав АСПО зависит от свойств добываемой нефти, термо- и гидродинамических условий продуктивных пластов, геологических и физических особенностей, способа разработки и эксплуатации месторождений.

Химический состав АСПО изменяется в широких пределах. АСПО содержат парафины, пиридины, асфальтены, смолы, кислород, азот, серу, металлы и минеральные вещества в виде растворов солей органических кислот, воду с растворенными в ней солями (хлориды, гидрокарбонаты натрия, кальция, магния, сульфаты и карбонаты).

'^Парафины — твердые углеводороды метанового ряда. Температура плавления парафина в основном 52—62° С. В пластовых условиях парафины находятся в растворенном состоянии. При снижении температуры, давления и разгазировании нефти парафин выпадает в виде кристаллов на стенках НКТ, глубинном оборудовании и поверхностных газонефтепроводах. ''

Смолисто-асфальтеновые вещества — сложная смесь высокомолекулярных соединений. В нефтях и АСПО они находятся в виде коллоидных систем (взвесь частиц размером К^—Ю"5 см). Иногда содержание смолисто-асфальтеновых веществ достигает 50%. Они имеют большую молекулярную массу и не перегоняются даже с помощью вакуумной перегонки; нейтральны, химически и термически неустойчивы. При нагревании на воздухе до 100—150° С смолы переходят в асфальтены.

Смолисто-асфальтеновые вещества в основном состоят из смол, доля асфальтенов небольшая.

Смолы — жидкие или твердые вещества. Обладают высокой пластичностью и вязкостью, имеют бурый или черный цвет. Плотность близка к единице. Содержат 3—12% кислорода, серы, азота и 9—11% водорода. Хорошо растворяются во многих органических растворителях.

Асфальтены — нерастворимые в петролейном эфире (смесь легких углеводородов, преимущественно пентанов и гексанов) порошкообразные вещества бурого или черного цвета, плотность более единицы. Содержание асфальтенов в нефтях 0—20%. Они растворимы в ароматических углеводородах, нефти, хлороформе и сероуглероде. В асфальтенах содержание углерода составляет 80—86; водорода 7—9; серы — 0—9; кислорода 1—9; азота—0—1,5%.

При температуре выше 300° С асфальтены превращаются в кокс с выделением газов. - Механизм образования АСПО объясняют следующим образом.

Вначале зарождаются центры кристаллизации и растут кристаллы. Затем мельчайшие кристаллы осаждаются на поверхности трубы, контактирующей с нефтью. На последней стадии на парафинированную поверхность осаждаются более крупные кристаллы.

Асфальтены выпадают в осадок, обеспечивают высокую плотность и прочность АСПО, а смолы только усиливают действие асфальтенов.

АСПО снижают производительность скважин, увеличивают износ оборудования, расходы электроэнергии и давление в выкидных линиях. Поэтому борьба с АСПО—актуальная задача при интенсификации добычи нефти.

МЕТОДЫ БОРЬБЫ С АСПО

Методы борьбы с АСПО предусматривают проведение работ по предупреждению выпадения и удалению уже образовавшихся осадков (рис. 36).

Предупреждение образования АСПО достигается нанесением защитных покрытий на поверхности труб и другого оборудования из гидрофильных материалов (стекло, стеклоэмали, бакелитовый лак, эпоксидные смолы, бакелито-эпоксидные композиции и др.), а также введением в поток добываемой нефти различных ингибиторов (диспергаторов, присадок).

Удаление АСПО достигается путем чистки поверхности труб и оборудования механическими скребками, тепловой и химической обработкой продукции скважин,

Предупреждение образования АСПО применением химических реагентов (ингибиторов). Применение химических реагентов (ингибиторов) для предупреждения образования АСПО очень часто совмещается с предупреждением образования устойчивых водонефтяных эмульсий, защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии и солеотложений.

Для предупреждения выпадения парафина применяют ингибиторы-присадки и ингибиторы-диспергаторы. К ингибиторам-присадкам относят

Дебит сква

Первая порция,

Последующие

жины, т/сут

м'*

порции, м3

0,5

0,3

0,6

0,4

0,8

0,5

1,0

0,6

ся полимерные вещества, которые Таблица 45

стабильно действуют на нефть в

Рекомендуемые объемы разового закачивания раствора ПАА

течение длительного времени и мо-

гут использоваться в незначительных количествах.

К ингибиторам-присадкам относятся сополимер этилена (бес-

эфир уксусной кислоты и винило- 20 1 1,0 | 0,6

вого спирта, бесцветная жидкость

с температурой кипения 73° С) и полиакриламид (ПАА).

Первый реагент в основном действует на парафиновые отложения;

рекомендуемая концентрация в нефти 0,001—0,2%; степень ингибирова-ния реагента при его содержании в нефти в количестве 0,02% составляет 80%, а степень снижения температуры застывания нефти 25—30° С.

ПАА рекомендуют применять после полного удаления выпавших АСПО, концентрация ПАА в рабочем растворе 0,1% (табл. 45).

Из ингибиторов-диспергаторов для предупреждения образования АСПО применяют реагенты СНПХ-7200 (7204, 7211, 7213, 7214), СНПХ-7400 (7401 и 7410) и ИКБ-4.

УДАЛЕНИЕ АСПО

Для удаления АСПО предложено более 50 составов, различающихся эффективностью, технологией проведения, стоимостью и т. д. Для практического применения в отрасли рекомендованы следующие 12 химических реагентов (в порядке уменьшения числа баллов по семи показателям);

СНПХ-7р-2, СНПХ-7р-1, газоконденсат, газовый бензин, нефтяной сольвент, толуол, углеводородный слой, абсорбент, МЛ-72, бутилбензольная фракция ББФр, керосиновая фракция, газовый бензин-(-ПАВ.

Технология применения удалителей АСПО. Основные параметры технологии применения удалителей АСПО — место и способ подачи реагента.

Химический реагент может подаваться на забой скважины, к башмаку газлифтных и фонтанных труб, на прием скважинного насоса, в выкидную линию скважинного насоса (НКТ) и на устье скважины.

Наиболее эффективна подача реагента на забой, так как в этом случае обрабатывается вся полость скважины и ее выкидные линии. При подаче реагента на устье скважины обработке подвергаются только наземные коммуникации.

Выбор места подачи реагента зависит от стадии разработки месторождений, способа эксплуатации скважин, свойств добываемой продукции, температурных условий и т. д. Например, оптимальная точка ввода реагента в насосной скважине — прием насоса. Во-первых, основным источником образования устойчивой водонефтяной эмульсии в скважине является насос (особенно многоступенчатый электроцентробежный насос). Во-вторых, подача реагента на прием насоса или к башмаку газлифтных и фонтанных труб может осуществляться достаточно просто.

Существуют два основных способа подачи реагента в обрабатываемую систему: непрерывное (периодическое) дозирование и разовая обработка.

Наиболее эффективным способом является непрерывное дозирование, обеспечивающее постоянный контакт реагента с обрабатываемой системой и частично предупреждающее образование АСПО. Однако этот способ требует обвязки специального оборудования на устье каждой скважины (насос-дозатор, емкость для реагента, поршневой насос для смешения, манифольд и др.). На практике, в различных климатических условиях и в различные времена года, обеспечить долговременную и надежную работу наземного оборудования трудно.

Периодическое дозирование может осуществляться при использовании перечисленного выше оборудования или с помощью специального устройства для ввода реагента под давлением (рис. 37). Первый случай имеет те же недостатки, что и непрерывное дозирование. Во втором случае (см. рис. 37) затрубное пространство перекрывают задвижкой 3, открывают вентиль 6 для сброса газа из емкости 4, снимают заглушку 5, закрывают вентиль 6, заливают реагент в емкость 4, закрепляют заглушку и открывают задвижку 3; реагент поступает в затрубное пространство. При этом способе подачи реагента обслуживание намного упрощается, но снижается эффективность действия реагента.

Разовая обработка системы состоит из следующих технологических операций.

Сначала, исходя из условий и показателей эксплуатации, выбирают объект обработки (скважина, выкидная линия).

В зависимости от состава и свойств АСПО путем лабораторных исследований и исходя из реальных возможностей получения подбирают реагент.

На основе инструкций, руководящих документов (РД) или других регламентирующих документов планируют режим обработки: объем реагента и продавочной жидкости, температуру подогрева (при необходимости), время выдерживания реагента в обрабатываемой системе.

Исходя из выбранного типа реагента и запланированного режима обработки обосновывают количество и вид наземной техники, размещают ее с соблюдением правил безопасности и обвязывают со скважиной.

Закачивают реагент и продавочную жидкость, выдерживают реагент в обрабатываемой системе в течение запланированного времени.

Скважину или другой обработанный объект пускают в эксплуатацию.

ЭФФЕКТИВНОСТЬ УДАЛЕНИЯ АСПО

Эффективность удаления АСПО определяют динамографированием, оценкой изменений межочистного периода, суточного дебита и динамического уровня скважин.

Путем динамографирования оценивают изменение нагрузки на головку балансира. По степени снижения этой нагрузки определяют эффективность проведения обработки.

При применении первого варианта технологии значительно увеличивается среднесуточный дебит скважин, снижаются нагрузки на головку балансира. Однако межочистной период непродолжительный.

Второй вариант технологии обеспечивает увеличение дебита, но при этом возрастают нагрузки на головку балансира, еще меньше продолжительность межочистного периода.

Третий вариант технологии обеспечивает снижение нагрузки на головку балансира, увеличение дебита и продолжительности межочистного периода скважины.

При использовании четвертого варианта технологии достигнуты наилучшие показатели эффективности.

Пятый вариант технологии также эффективен по всем трем показателям.

Шестой технологический вариант эффективен при низких дебитах скважин.

Таким образом, по данным испытаний наиболее перспективны третий, четвертый и пятый варианты технологии удаления АСПО.

ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

Среди химических реагентов, используемых для борьбы с АСПО, имеются токсичные, взрывоопасные, с низкой температурой вспышки. Поэтому при работе с такими реагентами должны соблюдаться особые меры предосторожности.

Например, на территории (или в помещении) для хранения и применения газового бензина запрещается обращаться с открытым огнем;

искусственное освещение должно быть выполнено во взрывобезопасном

исполнении.

Ремонтные работы на резервуарах, сосудах должны производиться инструментами, не дающими при ударе искру. Технологическое оборудо

Рис. 37. Принципиальная схема устройства ввода реагента в затрубное пространство под давлением:

1—устьевая арматура; 2—ныкиднан задвижка;

3 — задвижка затрубного пространства; 4 — резервуар для реагента; 5—заглушка; 6—вентиль

вание и коммуникации для транспортирования газового бензина должны быть заземлены.

Запрещается перекачивание газового бензина при помощи сжатого воздуха. Содержание паров газового бензина в воздухе рабочей зоны должно составлять не более 300 мг/м3.

При разливе бензина облитые части машины должны быть насухо протерты, а пролитый на землю или пол бензин — засыпан песком. Последний необходимо собрать в отдельную тару и вывезти из территории или помещения. Указанные работы должны производиться в фильтрующем противогазе марки А (коробка коричневого цвета).

Сосуды, смесители, коммуникации, насосные агрегаты должны быть герметичными.

Помещение должно быть снабжено общеобменной механической вентиляцией согласно действующим нормам.

При работе с газовым бензином применяют индивидуальные средства защиты: противогаз и спецодежду.

Запрещается использовать газовый бензин для мытья рук и чистки одежды.

Рабочие места должны быть оборудованы источником острого пара, песком, пенным и углекислотными огнетушителями, кошмой, асбестовой тканью.

Аналогичные меры предосторожности должны соблюдаться и при использовании других углеводородных растворителей.

ГЛАВА 8

УВЕЛИЧЕНИЕ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН ПУТЕМ ИЗМЕНЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ НАСОСОВ

Под способом добычи нефти (или способом эксплуатации) понимают процесс подъема жидкости из нефтяных скважин от динамического уровня до устья с помощью определенных технических средств.

Среди существенных способов добычи нефти наиболее распространены насосные способы, при. которых подъем жидкости осуществляют гидравлическими машинами, работающими на подводимой извне энергии.

При насосных способах добычи для подъема нефти из скважин применяют УСШН и УЭЦН.

УСТАНОВКА СКВАЖИННЫХ ШТАНГОВЫХ НАСОСОВ (УСШН)

УСШН является наиболее распространенным оборудованием для добычи нефти. Это объясняется их относительной простотой и удобствами эксплуатации мало- и среднедебнтных скважин.

Полезная мощность УСШН не превышает 28 кВт при малых глу бинах и 23 кВт при средних глубинах. Это обеспечивает отбор 100—200м3/ сут жидкости с глубин до 1 500 м. Большинство установок СШН работают с подачами до 80 м3/сут жидкости с глубины расположения динамических уровней 500—800 м.

УСШН состоит из нескольких простых узлов: в скважине находится наиболее простой объемный плунжерный насос; на поверхности — также относительно простой балансирный механизм с редуктором и электродвигателем. При небольших мощностях оборудование действует достаточно надежно.

Недостатком УСШН является необходимость размещения станка-качалки на мощном фундаменте. Это усложняет монтажные работы при переводе скважин на насосную добычу.

УСШН не поставляются комплектно, а собираются из отдельных узлов непосредственно на скважине. Основные узлы следующие: скважинный насос, штанги, станок-качалка, НК.Т, оборудование устья.

Все насосы делятся на трубные и вставные. У трубного насоса цилиндр спускают в скважину на НКТ, а плунжер и клапаны — на штангах. Для смены трубного насоса поднимают и колонну НКТ и колонну штанг.

Вставной насос спускают в скважину на штангах в плотностью собранном виде. Его цилиндр закрепляют в нижней части НКТ замком. Для смены сработанного вставного насоса, замены отдельных узлов достаточно поднять на поверхность только колонну штанг

Основными параметрами насосов являются диаметр плунжера или цилиндра, длина хода полированного (устьевого) штока или плунжера и число качаний балансира (число ходов плунжера) в минуту. Каждый из перечисленных параметров может изменяться в определенном интервале значений. Длина хода плунжера может изменяться от 0,3 до 6 м. Верхний предел его устанавливают из технико-экономических соображений: с увеличением длины хода резко возрастает масса и стоимость станка-качалки. Минимальное число качаний балансира составляет 4,5— 5 в минуту (за исключением специальных тихоходных станков-качалок). Максимально допустимые числа качаний балансира на практике устанавливают опытным путем в зависимости от типа станка-качалки, тщательности ухода за ним, срока его работы и т. д. При больших числах качаний ослабляется крепление станка-качалки от действия сил инерции в точке подвеса штанг и от действия вращающихся и возвратно-поступательно движущихся частей самого станка-качки.

Существуют вставные, трубные и специальные насосы. Вставные насосы: НСВ1—насос скважинный вставной одноступенчатый одноплунжерный, с втулочным цилиндром и замком наверху; НСВ2 — то же, с замком внизу; НСВБ1—то же, с безвтулочным цилиндром и замком наверху;

НСВГ — насос вставной двухплунжерный для откачивания высоковязкой жидкости; НСВД — комбинация двух разновидностей насосов НСВГ, улучшает условия откачивания жидкости с газом.

Трубные насосы: НСН1 — насос скважинный невставной, одноступенчатый, одноплунжерный, с втулочным цилиндром и захватом всасывающего клапана штоком; НСН2—то же, с ловителем; НСНА—то же, с автосцепом;

Таблица 47

Основные параметры станков-качалок (ГОСТ 5866-76)

Число

Га

бариты,

ММ

Масса

Станок-качалка

Номинальные длины ходов устьевого штока, м

ний балансира в

минуту

длина

ширина

высота

лекта, кг

СК2-0,б-250 СКЗ-1,2-630

0,3; 0,45; 0,6 0,6; 0,75; 0,9; 1,05; 1,2

5—15 4—15

3150 4200

1150 1350

2000 3300

1600 3750

СК4-2,1-1600 /СК5-3-2500 •'СК6-2,1-2500

0,9; 1,2; 1,5; 1,8; 2,1 1,3; 1,8; 2,1; 2,5; 3 0,9; 1,2; 1,5; 1,8; 2,1

5—15 5—15 5—15

5900 7400 6500

1700 1850 1850

4800 5550 5100

7200 8700 8650

СК8-3.5-4000

1,8; 2,1; 2,5; 3; 3; 3,5

5—12

8500

2250

6650

13850

СК12-2.5-4000 СК8-3.5-5600 СКЮ-3-5600 СКЮ-4,5-8000 СК 12-3,5-8000 С К 15-6-12500

1,2; 1,5; 1,8; 2,1; 2,5 1,8; 2,1; 2,5; 3; 3,5 1,5; 1,8; 2,1; 2,5; 3 2,3; 2,7; 3.3; 3,9; 4.5 1,8; 2,1; 2,5; 3; 3,5 3; 3,5; 4,5; 5,2; 6

5—12 5—12 4—12 4—10 5—10 5—10

7500 8500 8000 10550 9550 13200

2250 2250 2250 2600 2600 3100

6400 6550 6550 9000 8500 11500

13530 14350 14210 24900 24800 34800

СК20-4.5-12500

2,3; 2,7; 3,8; 3.9; 4,5

4—10

11700

3100

10700

34500

НСН2Б — невставной одноступенчатый, одноплунжерный, с без-втулочным цилиндром и ловителем.

Специальные насосы: НСВ1П—с седлами клапанов из твердого сплава; НСВ1В и НСН2В — с седлами клапанов из твердого сплава, пескозащитным устройством и сепаратором; НСН2Т — с седлами клапанов из твердого сплава и полым штоком.

Основные параметры скважинных штанговых насосов приведены в табл. 46. Теоретическая подача (производительность) рассчитана для числа ходов плунжера 10 в минуту. Диаметр насоса приведен без учета ,замковой опоры. На практике рекомендуют применять плунжеры длиной 1 200, 1 500 и 1 800 мм соответственно в скважинах глубиной до 1 500, 2 000 и более 2 000 м.

По ГОСТ 5866-76 выпускают тринадцать типов станков-качалок (табл. 47). Условное обозначение станков-качалок следующее: например, СК2-0,6-250 — станок-качалка с наибольшей допустимой нагрузкой на устьевой шток 20 кН (2 т), с наибольшей длиной хода устьевого штока 0,6 м, наибольшим допустимым крутящим моментом на ведомом валу редуктора 2,5 кН-м.

В настоящее время на промыслах эксплуатируется значительное количество станков-качалок, выпущенных по ГОСТ 5866-66 (табл. 48).

Подача установки ШСН

Если при работе насосной установки плунжер точно повторяет движение устьевого (полированного) штока, то условную теоретическую подачу насоса

В действительности подача насосной установки почти всегда меньше. Отношение фактической производительности 0 насосной установки к условной теоретической называют коэффициентом подачи насоса.

С учетом коэффициента подачи фактическую суточную подачу насосной установки определяют по формуле

Q == 1440F*S*n*α

где Q — фактическая суточная подача насосной установки, м3/сут;

F — площадь поперечного сечения плунжера, м2;

S — длина хода устьевого (полированного) штока, м;

п — число качаний балансира в минуту;

α (альфа ) — коэффициент подачи насосной установки.

На практике F, S, п, а. изменяются в широких пределах. Например, диаметр плунжера, определяющий размер F, изменяется от 28 до 93 мм (см. табл. 46); длина хода устьевого (полированного) штока 5—от 0,3 до 6 м; число качаний балансира п от 4 до 15 (см. табл. 47, 48); коэффициент подачи от 1 до 0,1.

На практике работу насосной установки считают хорошей при а равном 0,7—0,8.

Работа насосных штанг

Эффективность работы насосной установки во многом определяется правильным и своевременным контролем. Известно, что наиболее уязвимый элемент насосной установки — колонна насосных штанг.

На штанги действуют следующие силы: статические нагрузки (вес штанг и жидкости), силы трения штанг о трубы и плунжера о цилиндр насоса, силы инерции движущихся масс, различные динамические нагрузки.

Не все силы можно точно учитывать. Практическое значение имеют суммарные максимальные и минимальные нагрузки на штанги, которые на практике определяют при помощи специальных приборов — динамографов. Динамографы записывают динамограмму изменения нагрузки на устьевой (полированный) шток за одно двойное качание (вверх и вниз).

Нагрузка на устьевой (полированный) шток зависит от параметров

насосной установки и режима ее работы, состояния насосного оборудования и характера работы его отдельных узлов. Например, при плохой работе нагнетательного клапана нагрузка от столба жидкости воспринимается штангами не полностью или вообще не воспринимается. Неисправности насосной установки отражаются на динамограмме. По изменению формы и размеров динамограммы определяют причину неисправности насосной установки и своевременно принимают меры к ее устранению.

Выбор параметров работы УСШН

Выбор параметров работы УСШН для откачивания заданного количества жидкости заключается в нахождении наиболее выгодных соотношений параметров F, S, п удовлетворяющих условиям прочности колонны штанг и станка-качалки.

Дебит жидкости определяют по формуле

K=Q/Δ P

Максимально допустимое понижение уровня (депрессию, обеспечивающую бесперебойную эксплуатацию скважины) устанавливают в соответствии с геолого-техническими условиями эксплуатации продуктивного пласта. При этом учитывают степень устойчивости пород пласта, близость расположения контурных и подошвенных вод. Производительность насоса выбирают таким образом, чтобы создаваемая при этом депрессия не приводила к разрушению пород пласта и преждевременному его обводнению.

При правильном выборе параметров работы фактическая производительность насосной установки точно соответствует дебиту жидкости, определенному по формуле

Q == 1440F*S*n*α

Наилучшую комбинацию параметров F, S, п выбирают с учетом условий работы всей насосной установки: насоса, штанг, станка-качалки.

При выборе параметров работы насосной установки стремятся к обеспечению заданной производительности насосом возможно меньшего диаметра. В этом случае уменьшаются нагрузки на штанги, у скважины можно установить более легкое оборудование, снижается расход электроэнергии. По данной площади поперечного сечения плунжера F находят произведение 5 -п. Затем, задаваясь разными значениями 5, определяют п. При этом стремятся к получению минимальной величины динамических нагрузок.

На практике пластовую жидкость откачивают из неглубоких и глубоких скважин. К неглубоким относятся скважины с малой (до 500 м) и средней (500—1 500 м) высотой подъема жидкости. Для таких скважин выбирают наибольшую длину хода устьевого штока и наименьший диаметр насоса с соответствующим этим параметрам числом качаний балансира, обеспечивающим допустимые напряжения на штанги. Если же уменьшить длину хода, то для получения заданной производительности возникает необходимость повышения числа качаний. А это приводит к увеличению нагрузок на штанги.

Часто большая производительность насосной установки в неглубоких высокодебитных скважинах и в скважинах с высокими динамическими уровнями достигается применением насосов больших и средних диаметров (93, 68 и 55 мм). При работе этих насосов силы трения плунжера увеличиваются из-за малой величины отношения диаметра штанг к внутреннему ± диаметру НКТ, создающей благоприятные условия для возникновения продольного изгиба в нижней части колонны насосных штанг. Для уменьшения продольного изгиба рекомендуют применять утяжеленный низ.

К глубоким скважинам относятся скважины с высотой подъема жидкости 1 500—2 500 м. В них повышаются статические нагрузки на штанги, приводящие к увеличению упругих деформаций штанг и труб от веса столба жидкости. Поэтому в таких скважинах в основном применяют насосы диаметром 43, 38, 32, 28 мм.

При выборе насоса учитывают тип станка-качалки и особенно длину его хода. Если насосная установка работает на длинном ходе, то используют насос с большим числом втулок. При эксплуатации скважин с большой высотой подъема жидкости применяют насосы с длинным плунжером, большим числом втулок и клапанов (не менее трех). Для эксплуатации средних и глубоких скважин рекомендуют применять вставные насосы, а в неглубоких скважинах — трубные насосы. При эксплуатации неглубоких малодебитных скважин, оборудованных насосами больших диаметров, можно применять насосы с одним нагнетательным клапаном. Это делают для исключения возникновения дополнительных сопротивлений в нагнетательных клапанах.

При выборе оптимального режима работы насосной установки стремятся к тому, чтобы диаметр выбранного плунжера был минимальный, обеспечивал откачивание заданного количества жидкости и получение минимальных напряжений в штангах.

Путем проведения расчетов определяют возможные режимы, удовлетворяющие прочности колонны штанг, допустимым нагрузкам на головку балансира станка-качалки и крутящему моменту на валу редуктора.

Оборудование и режим его работы наиболее просто выбирают по диаграммам А. Н. Адонина. На диаграмме нанесены области применения насосов различных диаметров и станков-качалок в зависимости от производительности скважины и глубины спуска насоса. Диаграмма рассчитана и построена для условий, когда динамический уровень находится у приема насоса, плотность добываемой жидкости равна 900 кг/м3, коэффициент наполнения равен 0,85.

Таким образом, схема выбора насосной установки и режима ее работы заключается в следующем.

Собирают исходные данные, к которым относятся: глубина скважины, диаметр эксплуатационной колонны, планируемый дебит, обводненность продукции, плотность дегазированной нефти, плотность газа в стандартных условиях, газовый фактор, вязкость нефти, давление насыщения, пластовое давление, устьевое давление, средняя температура в стволе скважины, коэффициент продуктивности, объемный коэффициент нефти при давлении насыщения.

Имея перечисленные данные вначале определяют дебит нефти с учетом обводненности продукции. Затем рассчитывают забойное давление.

Строят кривую распределения давления по стволу скважины при известном забойном давлении.

Пользуясь кривой распределения давления определяют глубину спуска насоса. При малом содержании газа, дебите скважины менее 100 м3/сут и небольшой вязкости жидкости рекомендуют погружать насос под динамический уровень на 20—50 м, что соответствует давлению на приеме насоса 0,16—0,40 МПа. При значительном газосодержании давление на приеме насоса увеличивают.

По диаграмме А. Н. Адонииа выбирают диаметр насоса. Для выбранного насоса подбирают диаметр НКТ.

Определяют газовый фактор в НКТ.

Строят кривую распределения давления в НКТ при известных устьевом давлении и газовом факторе. По этой кривой находят давление на выкиде насоса.

Далее определяют максимальный перепад давления в клапанах при движении через них продукции скважины, утечки в зазоре плунжерной пары, коэффициент наполнения, подачу насоса, обеспечивающую запланированный дебит нефти. Зная диаметр насоса и его подачу, находят скорость откачивания. По диаграмме А. Н. Адонина выбирают станок-качалку.

По таблицам выбирают конструкцию штанговой колонны.

Рассчитывают потери хода плунжера и длину хода устьевого штока.

Определяют нагрузки, действующие в точке подвеса штанг: вес колонны штанг в воздухе и в жидкости.

Исходя из величин нагрузок рассчитывают напряжение на штангах.

Определяют крутящий момент на валу редуктора.

Окончательно подбирают станок-качалку.

Подбирают электродвигатель для станка-качалки.

Оптимизация режима эксплуатации скважин, оборудованных УСНШ

Для обеспечения установленного технологического режима работы насосной установки и выявления причин отклонения от него систематически наблюдают за дебитом, содержанием газа и песка в добываемой продукции. Замеры на скважинах проводят по специально составленному графику не реже одного раза в 3 дня.

По данным замерам дебита и вычисленным коэффициентам подачи насоса судят о правильности установленного для скважины технологического режима или об имеющихся неполадках в работе насосной установки.

Улучшение режима эксплуатации и поддержание установленного оптимального режима в каждой скважине является очень важным мероприятием по увеличению производительности скважин.

Во время эксплуатации, иногда, добывные возможности скважин превышают подачу насосной установки. В то же время применение других, более высокопроизводительных способов эксплуатации скважин невозможно по различным техническим и технологическим причинам.

Поэтому стараются определить максимальный дебит жидкости, который можно получить из данной скважины путем подбора соответствующей насосной установки. Наряду с увеличением производительности скважин ставят задачу и увеличения межремонтного периода их работы. Последнее особенно важно при эксплуатации наклонных скважин.

Таким образом, критерием оптимизации (количественным показателем экономического эффекта принимаемого решения) является прирост добычи и увеличение межремонтного периода работы скважин.

Процесс оптимизации режима работы скважин включает в себя выявление фонда скважин для технологических мероприятий по оптимизации режимов работы насосных установок, их подбор и практическое осуществление рекомендаций.

В начале расчетов по оптимизации необходимо определить коэффициент продуктивности работающей скважины. Для этого определяют забойное и пластовое давление или по динамическому и статическому уровням и дебиту, или же эти давления замеряют глубинными манометрами.

Забойное давление, рассчитываемое по динамическому уровню, складывается от массы газонефтяной смеси в затрубном пространстве скважины и затрубного давления, а также от массы газоводонефтяного столба в эксплуатационной колонне от приема насоса до верхних отверстий перфорации в работающей скважине.

Пластовое давление рассчитывают по замеренному статическому уровню во время остановки скважины на восстановление забойного давления до пластового.

Таким образом, перед остановкой скважины отбивают динамический уровень и замеряют дебит, а по прохождении времени восстановления давления отбивают статический уровень.

Для определения максимально возможного дебита скважины задаются допустимым минимальным забойным давлением для данной скважины. При этом исходят из геолого-промысловых и технических ограничений:

разрушение призабойной зоны, предотвращение выделения в призабойной зоне парафина, солей или свободного газа, сохранение целостности эксплуатационной колонны и цементного кольца и т. д.

Задаются также минимальным давлением на приеме насоса, обеспечивающим его нормальную работу, т. е. без вредного влияния газа и с необходимой величиной коэффициента подачи.

При выборе штангового насоса и параметров откачивания 5 и га исходят из нагрузки в точке подвеса штанг. Величина этой нагрузки ограничивается прочностью штанговой колонны и грузоподъемностью станка-качалки.

Остальные расчеты производят в соответствии со схемой выбора насосной установки, приведенной выше.

В наклонной скважине глубину подвески насоса определяют с учетом удлинения ее ствола.

При значительном отклонении оси насоса от вертикали ухудшаются условия работы всасывающего и нагнетательного клапанов. Поэтому определяют допустимый угол наклона, обеспечивающий нормальную работу насоса.

Надежность работы насосной установки зависит от сил трения между цилиндром и плунжером, определяемых в значительной степени величиной изгиба оси штангового насоса. Поэтому определяют радиус скважины, позволяющий располагать насос без деформации.

Оптимальный дебит в работающих скважинах можно устанавливать также путем улучшения коэффициента подачи насоса, принятия мер борьбы с песком или уменьшения суточного отбора жидкости.

На практике часто встречаются случаи, когда производительность насосной установки превышает продуктивность скважины, несмотря на использование насоса малого диаметра. Такие скважины называют малодебитными (дебит менее 5 т/сут).

После пуска в эксплуатацию малодебитной скважины насос быстро откачивает поступающую из пласта жидкость, уровень ее снижается до приема насоса. В результате этого коэффициент подачи насоса резко падает. Для повышения коэффициента полезного действия насосной установки, уменьшения износа ее отдельных узлов и сокращения расхода электроэнергии (т. е. для оптимизации режима работы насосной установки) такие скважины переводят на периодическую эксплуатацию. Последняя заключается в том, что после понижения уровня до приема насоса скважину останавливают для накопления жидкости, после чего вновь пускают в работу. Целесообразность периодической эксплуатации и соответствующий режим работы скважины устанавливают путем анализа данных исследования ее на приток.

Наиболее подходящими для перевода на периодическую эксплуатацию являются скважины, не дающие песка, имеющие низкие коэффициенты продуктивности (медленно восстанавливающие уровень жидкости) и сравнительно высокие статические уровни. К этой категории относятся скважины с высоконапорными пластами, с очень слабыми притоками жидкости.

Скважины с низким и быстро восстанавливающимся статическим уровнем нецелесообразно переводить на периодическую эксплуатацию, так как возникает необходимость частого запуска и остановки станка-качалки. Если этого не делать, то будет наблюдаться снижение добычи нефти.

В большинстве малодебитных скважин приток нефти из пласта непрерывно уменьшается с подъемом уровня жидкости из-за создающегося противодавления на пласт. Поэтому периоды накопления жидкости устанавливают исходя из допустимых потерь и экономической эффективности различных режимов эксплуатации малодебитной скважины.

Наибольший эффект достигается при наличии в скважинах зумпфа (часть скважины ниже подошвы эксплуатируемого пласта, используемая для накопления жидкости и различных осадков) достаточной высоты. Такие скважины эксплуатируются без противодавления на пласт.

1. УЧЕНЫЕ ЗАПИСКИ НПУ им
2. Это состояние обусловлено повышенным содержание в крови кетоновых тел ацетона ацетоуксусной кислоты кот
3. На тему- Наукова та науковотехнічна діяльність.
4. Тема 8. Политическая элита и политическое лидерство 1
5. Историческое краеведение как элемент современного исторического образования
6. Их целью в Финляндии была Германия
7. ЛЕКЦІЯ 3 ВИСОКОКОНФЛІКТНІ ОСОБИСТОСТІ Короткий зміст лекції Поняття високо конфліктної особистості..
8. Проект определения конкурентоспособности и предельной цены грузоподъемного оборудования
9. Тема 7 Індексний метод План 1
10. социальная интеграция дифференциация функция 4 стратификация 3
11. і Основні напрямки використання сучасних інформаційних технологій у юридичній діяльності
12. Отрасли, методы исследования, задачи психологии
13. Вольво или Сааб а за просветами перелесков вдали проблескивает серебристая гладь Балтики
14. КАПИТАНКонцы пальцев направить вперед прижать руки ладонями друг к другу слегка приоткрыв
15. Тема- Табличний процесор Excel.1
16. Как в ельнике ~ Морган снял солнцезащитные очки зашвырнул в бардачок
17. Варіант 1. 1.Поняття системи права
18. 02 ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ЦЕНООБРАЗОВАНИЯ Цена в условиях рыночной экономики является важнейшей характеристик
19. Человек в зеркале философской антропологии
20. варіант відповіді

Материалы собраны группой SamZan и находятся в свободном доступе