Машины и оборудование нефтяной и газовой промышленности

Тепловые методы целесообразны только в тех случаях, когда в ПЗС произошло отложение твердых или очень вязких углеводородов, таких как парафина, смол, асфальтенов, а также и при фильтрации вязкой нефти. К этому виду воздействия относятся прогревы ПЗС глубинным электронагревателем, паром или другими теплоносителями.

Существуют разновидности методов воздействия на ПЗС, которые сочетают характерные особенности перечисленных трех основных. Например, термокислотная обработка скважин сочетает в себе как химическое воздействие на породу пласта, так и тепловое воздействие в результате выделения большого количества теплоты при химической реакции со специально вводимыми веществами и т.д.

Таким образом, выбор метода воздействия основывается на тщательном изучении термодинамических условий и состояния ПЗС, состава пород и жидкостей, а также систематического изучения накопленного промыслового опыта на данном месторождении.

Кислотная обработка призабойных зон пласта.

При кислотных обработках поступающая в пласт кислота вступает в реакцию с материалом породы - песчаником, доломитами и известняками и растворяют ее. В результате увеличиваются диаметры поровых каналов и возрастает проницаемость пористой среды. В зависимости от химического состава породы для обработки используют различные кислоты.

Соляная кислота HCl хорошо взаимодействует с известняками CaCO3 и доломитами CaMg(CO3)2, растворяя их:

2HCl + CaCO3 = CaCl2 + CO2 + H2O,

4HCl + CaMg(CO3)2 = CaCl2 + MgCl2 + 2CO2 + 2H2O.

Хлористый кальций CaCl2 и хлористый магний MgCl2 - это соли, хорошо растворимые в воде. Углекислый газ CO2 также легко удаляется из скважины либо при давлении свыше 7,6 МПа растворяется в воде.

В кислоте присутствуют примеси, которые при взаимодействии с ней могут образовать не растворимые в растворе нейтрализованной кислоты осадки. Выпадение этих осадков в порах пласта снижает проницаемость ПЗС.

Для обработки скважин готовится раствор соляной кислоты с содержанием чистой соляной кислоты в пределах 10-15% , так как при большом ее содержании нейтрализованный раствор получается очень вязким, что затрудняет его выход из пор пласта.

К раствору соляной кислоты добавляют следующие реагенты:

1. Ингибиторы - вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование, с помощью которого раствор соляной кислоты транспортируют, перекачивают и хранят. Обычно ингибиторы добавляются в количестве до 1% в зависимости от типа ингибитора и его исходной концентрации.

2. Интенсификаторы - поверхностно-активные вещества (ПАВ), снижающие в 3-5 раз поверхностное натяжение на границе нефти - нейтрализованная кислота, ускоряющие и облегчающие очистку призабойной зоны от продуктов реакции и от отреагированной кислоты. Добавка ПАВ увеличивает эффективность кислотных обработок. Учитывая потерю ПАВ на поверхности породы в результате абсорбции в головной части нагнетаемого раствора соляной кислоты, концентрацию реагента увеличивают примерно в 2 - 3 раза.

3. Стабилизаторы - вещества, необходимые для удерживания в растворенном состоянии некоторых продуктов реакции примесей раствора соляной кислоты с железом, цементом и песчаниками, а также для удаления из раствора соляной кислоты вредной примеси серной кислоты и превращения ее в растворимую соль бария

H2SO4 + BaCl2 = BaSO4 + 2HCl.

В этом случае раствор соляной кислоты HCl перед закачкой в скважину обрабатывают раствором хлористого бария BaCl2 . Образующийся сернокислый барий BaSO4 легко удерживается в растворе и удаляется из пор пласта в жидком состоянии вместе с другими продуктами реакции.

Соляная кислота, взаимодействуя с глинами, образует соли алюминия, а с цементом и песчаником - гель кремниевой кислоты, выпадающие в осадок. Для устранения этого и используют стабилизаторы - уксусную CH3COOH и плавиковую HF (фтористоводородную) кислоты, а также ряд других.

Добавление плавиковой кислоты HF в количестве 1-2% предупреждает образование геля кремниевой кислоты, закупоривающего поры коллектора, и способствуют лучшему растворению цементной корки. Уксусная кислота удерживает в растворенном состоянии соли железа и алюминия и сильно замедляет реакцию раствора соляной кислоты с породой, что позволяет закачать концентрированный раствор соляной кислоты в более глубокие участки пласта.

Рабочий раствор кислоты готовят на центральных промысловых кислотных базах или редко у скважины. Существует строгая последовательность операции приготовления кислоты.

Для приготовления рабочего раствора в расчетное количество воды вводят сначала ингибитор и стабилизатор, а затем техническую соляную кислоту. После перемешивания добавляют хлористый барий, снова перемешивают до исчезновения хлопьев хлористого бария, что контролируется анализом проб. Затем добавляют интенсификатор, перемешивают снова и далее дают возможность раствору отстояться до полного осветления и осаждения сернокислого бария.

Растворы соляной кислоты готовят с обязательным соблюдением правил по технике безопасности, которые предусматривают наличие специальной одежды, резиновых перчаток и очков. Особые меры предосторожности необходимы при обращении с фтористоводородной кислотой, пары которой ядовиты.

Соляную кислоту перевозят в гуммированных железнодорожных цистернах или автоцистернах. Иногда для защиты железа цистерн от коррозии их внутри окрашивают в несколько слоев химически стойкой эмалью. Фтористоводородную кислоту транспортируют в эбонитовых 20-литровых сосудах.

Различают несколько видов обработки соляной кислотой скважин, вскрывших карбонатные коллекторы: кислотные ванные, простые кислотные обработки и обработки под давлением призабойной зоны скважин, термокислотные обработки, поинтервальные кислотные обработки.

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

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

Простые кислотные обработки - наиболее распространенные, осуществляются задавкой раствора соляной кислоты в призабойную зону скважины.

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

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

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

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

Кислотная обработка под давлением обычно является третьей операцией после ванн и простых СКО.

Предварительно на скважине проводятся обычные подготовительные мероприятия: удаление забойных пробок, парафиновых отложений, изоляция обводнившихся прослоев или создание на забое столба тяжелой жидкости в пределах обводнившегося низа скважины. Обычно перед проведением СКО под давлением продуктивный пласт изучается для выявления местоположения поглащающих прослоев и их толщины. Для предохранения обсадной колонны от высокого давления у кровли пласта на НКТ устанавливают пакер с якорем. Для изоляции или для снижения поглотительной способности высокопроницаемых прослоев в пласт нагнетают эмульсию.

Эмульсию приготавливают прокачкой смеси 10-12%-ного раствора соляной кислоты и нефти центробежным насосом из одной емкости в другую. Эмульсия обычно составляется из 70% по объему раствора соляной кислоты и 30% нефти. В зависимости от способа и времени перемешивания можно получить эмульсии различной вязкости. Обычно на 1 м толщины высокопроницаемого прослоя необходимо 1,5-2,5 м3 эмульсии. Рабочий раствор закачивается в тех же объемах, что и при простых СКО. Эмульсия в объеме НКТ и подпакерного пространства закачивается при открытом затрубном пространстве и негерметизированном пакере.

Затем спущенным на НКТ пакером герметизируют кольцевое пространство, и в пласт закачивается оставшийся объем эмульсии под меньшим давлением. После эмульсии закачивается рабочий раствор соляной кислоты объемом, равным внутреннему объему НКТ, также при умеренном давлении, а по достижении кислотой башмака НКТ закачка продолжается на максимальных скоростях для создания на забое необходимого давления. После рабочего раствора соляной кислоты без снижения скорости закачивается продавочная жидкость объемом равным объему НКТ и подпакерного пространства. Время выдержки раствора для полной нейтрализации такое же, как и при простых СКО. После выдержки пакер с якорем и НКТ извлекаются, и скважина пускается в эксплуатацию.

Термокислотная обработка. Призабойная зона скважины обрабатывается горячей кислотой, нагрев которой происходит в результате экзотермической реакции соляной кислоты с магнием или некоторыми его сплавами в специальном реакционном наконечнике, расположенном на конце НКТ, через который прокачивается рабочий раствор соляной кислоты.

Существуют два вида обработки.

Термохимическая обработка призабойной зоны скважины - обработка горячей кислотой, при которой для растворения магния подается избыточное количество кислоты для растворения карбонатов породы пласта так, чтобы сохранялась концентрация соляной кислоты 10-12%.

Термокислотная обработка призабойной зоны скважины - сочетание термохимической и непрерывно следующей за ней кислотной обработки ПЗС. Кислотная обработка может быть как обычной, так и под давлением.

Термохимические солянокислотные обработки ПЗС эффективны в скважинах с низкими пластовыми температурами, в призабойной зоне которых наблюдается отложение твердых углеводородов (смолы, парафины, асфальты). Этот вид обработки может быть применен как для карбонатных коллекторов, так и для терригенных при достаточно высокой их карбонатности.

Поинтервальная или ступенчатая соляно-кислотная обработка. При вскрытии нескольких самостоятельных прослоев общим фильтром или общим открытым забоем, а также при вскрытии пласта большой толщины, в разрезе которого имеются интервалы с различной проницаемостью, одноразовая солянокислотная обработка всего интервала всегда положительно сказывается на наиболее проницаемом прослое. Другие прослои с ухудшенной гидропроводностью фактически остаются необработанными. В таких случаях применяют поинтервальную солянокислотную обработку, т.е. обработку каждого интервала пласта или пропластка. Для этого намечаемый для обработки интервал изолируется двумя пакерами, которые устанавливаются непосредственно у границ интервала или пропластка. Эффективность обработки существенно зависит от герметичности затрубного цементного камня, предотвращающего перетоки нагнетаемого раствора соляной кислоты по затрубному пространству в другие пропластки. При открытых забоях намеченный для СКО интервал также выделяют с помощью пакерных устройств. После обработки одного интервала и последующей его пробной эксплуатации для оценки полученных результатов переходят к СКО следующего интервала.

Осн.: 1. [137-148], 3. [242-256]

Контрольные вопросы:

1. Основные методы воздействия на ПЗС?

2. Какие реагенты добавляют к раствору соляной кислоты?

давление забой нефтяной скважина

5.2 Оборудование для кислотных обработок скважин

Для проведения кислотных обработок применяют агрегат «Азинмаш - 30». Агрегат смонтирован на шасси автомашины. Он имеет гуммированную, т.е. покрытую изнутри резиной цистерну емкостью 8 м3, которая разделена перегородкой на два отсека и снабжена уровнемером поплавкового типа. Для закачки больших объемов агрегат комплектуется дополнительной цистерной объемом 6 м3, оборудованной на прицепе.

Для закачки раствора агрегат имеет насос, который установлен за кабиной автомобиля и приводится в движение двигателем последнего. Насос марки 2НК-500 - трехплунжерный, горизонтальный, одинарного действия, наибольшее давление которого 50 МПа и наибольшая производительность 12,2 л/сек.

Для закачки кислоты применяют также цементировочные агрегаты типа ЦА-300, ЦА-320М, 3ЦА-400 и насосные агрегаты АН-500 и 2АН-500, АН-700.

Для перевозки кислоты применяют автоцистерны 4ЦР или ЦР-20. Для приготовления кислоты у скважин служат металлические передвижные мерники емкостью 14 м3, внутренние поверхности которых покрыты защитным слоем.

Осн.: 1. [148-154], 3. [256-258]

Контрольные вопросы:

1. В чем заключается особенность СКО терригенных коллекторов?

2. Что называют глинокислотой?

5.3 Гидравлический разрыв пласта

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) - искусственный метод образования новых или раскрытия уже существующих трещин в породах призабойной зоны путем закачки жидкости в пласт под высоким давлением. Для предотвращения смыкания берегов трещин после окончания операции и снижения давления до первоначального в пласт вместе с жидкостью закачивают зернистый материал - кварцевый песок. Трещины разрыва проникают в глубь пласта, соединяя ствол скважины с удаленными от забоя продуктивными частями пласта.

Гидроразрыв пластов состоит из следующих последовательно проводимых операций:

1) закачки в пласт жидкости разрыва для образования трещин в пласте;

2) закачки жидкости-песконосителя с песком, предназначенным для заполнения трещин;

3) закачки продавочной жидкости для продавливания песка в трещины.

Механизм образования трещин при разрыве можно представить следующим образом. В осадочных горных породах имеются естественные микротрещины, которые сжаты под действием горного давления. Проницаемость таких трещин очень мала. Под давлением, создаваемым насосами, жидкость, закачиваемая в скважину, фильтруется в первую очередь по зонам наибольшей проницаемости, в том числе в естественные трещины. При этом между пропластками по вертикали создается разность давлений, так как в более проницаемых пропластках и трещинах давление будет больше чем в малопроницаемых или практически непроницаемых. В результате возникает усилие, действующее на кровлю и подошву проницаемого пласта; вышележащие породы подвергаются деформации, и на границах пропластков образуются новые трещины или же расширяются старые.

Одним из важнейших параметров проведения гидроразрыва пласта является давление, при котором образуются трещины в материале породы. В идеальных условиях давление раскрытия трещин рр должно быть не меньше горного давления рг создаваемого толщей вышележащих пород. Однако в реальных условиях чаще всего величина разрыва бывает даже меньше, чем горное давление. Это объяснятся тем, что после бурения скважин меняется напряженно-деформированное состояние горных пород, залегающих в кровле или в самом нефтяном пласте. Возникают пластические деформации глин и глинистых пород. Это приводит к возникновению разрушающих сводов в зоне пластов, охваченных пластической деформацией, и вследствие этого горное давление оказывается уменьшенным вблизи скважины, поэтому давление гидроразрыва снижается.

Практикой установлено, что давление разрыва рр на забое скважин колеблется в пределах от 1,5сgh до 2,5 сgh, где с - плотность породы, h - глубина скважины.

В качестве рабочих жидкостей гидроразрыва применяют различные жидкости, которые по физико-химическим свойствам можно разделить на две группы: жидкости на углеводородной основе и жидкости на водяной основе. По своему назначению жидкости разделяются на три категории: жидкость разрыва, жидкость-песконоситель и продавочная жидкость.

Углеводородные жидкости применяют в нефтяных скважинах; к ним относятся нефть повышенной вязкости, мазут, дизельное топливо или керосин, загущенные нефтяными мылами. Водяные же растворы применяют в нагнетательных скважинах, к ним относятся: водный раствор сульфит-спиртовой барды, пресная или солевая вода, соляная и плавиковая кислоты, загущенные реагентами-загустителями. Широко применяются в качестве жидкостей гидроразрыва различные эмульсии: нефтекислотные (гидрофобные), водонефтяные (гидрофильные) и кислотно-керосиновые.

Эмульсии приготавливаются путем механического перемешивания компонентов центробежными или шестеренчатыми насосами с введением необходимых химических реагентов. Для приготовления эмульсий в качестве одной из фаз используют керосин, дизельное топливо, различные нефти, в качестве второй фазы - воду или соляную кислоту.

Все жидкости, применяемые при гидроразрыве, должны удовлетворять следующим требованиям.

1. Рабочие жидкости не должны уменьшать ни абсолютную, ни фазовую проницаемость породы пласта. При фильтрации жидкостей с углеводородной основой через водонасыщенные породы фазовая проницаемость последних для воды существенно снижается. Также снижается фазовая проницаемость нефтенасыщенных пород для углеводородных жидкостей после фильтрации через них жидкостей с водной основой, поэтому при гидроразрыве в нефтяных скважинах применяют жидкости с углеводородной основой, а в нагнетательных - с водной. Рабочие жидкости для гидроразрыва не должны содержать механических примесей и при соприкосновении с пластовыми жидкостями и породами не должны образовывать нерастворимых осадков.

2. Рабочие жидкости должны обладать свойствами, обеспечивающими сохранение проницаемости пород пласта за счет наиболее полного извлечения их из созданных трещин и порового пространства пород. При этом лучшими будут жидкости, полностью растворяющиеся в пластовых жидкостях.

3. При применении вязких жидкостей вязкость их должна быть стабильной в условиях обрабатываемого пласта и в пределах времени проведения процесса гидравлического разрыва.

4. При проведении процесса в зимних условиях рабочие жидкости должны иметь низкую температуру замерзания.

5. Рабочие жидкости должны быть недорогими и недефицитными.

6. Жидкость разрыва должна иметь определенную вязкость. При малой вязкости для достижения давления разрыва потребуется закачка значительного объема жидкости в пласт и, соответственно, значительное число одновременно работающих насосных агрегатов. При большой вязкости жидкости разрыва для образования трещин необходимы очень высокие давления.

При разрыве ненарушенных пластов, лишенных естественной трещиноватости, жидкость разрыва должна хорошо фильтроваться через пористую среду. При гидроразрыве пластов с развитой системой естественных трещин следует применять жидкости, не фильтрующиеся или фильтрующиеся с быстрым снижением скорости фильтрации.

К жидкости-песконосителю, помимо общих требований, предъявляются следующие: она должна иметь минимальную фильтруемость и такую вязкость, которая бы давала возможность удерживать песок во взвешенном состоянии. Высокая удерживающая способность жидкости-песконосителя должна предупредить возможность оседания песка на пути движения песконосителя до забоя, а также потерю подвижности песка в самой трещине.

Повышение вязкости и уменьшение фильтруемости жидкостей достигают введением в них добавок. Такими добавками для углеводородных жидкостей являются соли органических кислот, высокомолекулярные и коллоидные соединения нефтей.

Продавочные жидкости закачивают в скважину только для того, чтобы довести жидкость-песконоситель до забоя скважины. Таким образом, объем продавочной жидкости равен объему НКТ, через которые ведется закачка жидкости-песконосителя. К расчетному объему НКТ прибавляется объем затрубного пространства между башмаком НКТ и верхними дырами фильтра. Продавочная жидкость при всех условиях должна иметь минимальную вязкость в целях снижения потерь напора при прокачке. В качестве продавочной жидкости используется практически любая недорогая жидкость, имеющаяся в достаточном количестве, и чаще всего обычная вода.

Наполнитель служит для заполнения образовавшихся трещин и предупреждения их смыкания при снятии давления и должен удовлетворять следующим требованиям:

- иметь достаточную механическую прочность, чтобы не разрушаться в трещинах под действием веса пород;

- сохранять высокую проницаемость.

Этим условиям удовлетворяет хорошо окатанный однородный кварцевый песок. Однако песок имеет очень большую плотность, которая сильно отличается от плотности жидкости, что способствует его оседанию из потока жидкости и затрудняет заполнение трещин. В связи с этим в мировой практике в последнее время находят применение в качестве наполнителя стеклянные шарики, а также зерна боксита соответствующего размера и молотая скорлупа грецкого ореха. Применяются наполнители из особо прочных искусственных синтетических полимерных веществ, имеющих плотность, близкую к плотности жидкости песконосителя.

Технология гидравлического разрыва пласта.

Для гидравлического разрыва пласта выбирают следующие скважины:

- с низкой продуктивностью;

- с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора;

- с загрязненной призабойной зоной;

- с высоким газовым фактором;

- нагнетательные с низкой приемистостью;

- нагнетательные для расширения интервала поглощения.

Не рекомендуются проводить гидроразрыв в скважинах, технически неисправных и расположенных близко от контура водоносности или от газовой шапки.

Для выяснения приемистости скважины и величины ожидаемого давления разрыва необходимо предварительно испытать скважину на поглощение при различных давлениях и определить опытным путем давление на разрыв и расход жидкости разрыва. Такое испытание проводят путем закачки в скважину маловязкой жидкости в нарастающих объемах.

Перед началом работ забой скважины необходимо очистить лучше всего промывкой. В отдельных случаях для улучшения фильтрационных свойств пластов рекомендуется проводить соляно-кислотную или грязевую обработку и дополнительную перфорацию. Эти мероприятия снижают давление разрыва и повышают его эффективность. Наилучший эффект дает гидропескоструйная перфорация интервала, намеченного для разрыва.

После очистки в скважину спускают насосно-компрессорные трубы, чтобы при продавке иметь меньше потери давления. Для предохранения обсадной колонны от воздействия большого давления над разрываемым пластом иногда устанавливают пакер. При больших давлениях при гидоразрыве на пакер снизу действуют очень большие усилия. Для предотвращения сдвига пакера по колонне на трубах выше пакера устанавливают гидравлический якорь.

После спуска труб с пакером и якорем на устье скважины устанавливают головку, к которой и подключают насосные агрегаты для нагнетания.

Вначале жидкость разрыва закачивают насосными агрегатами. По мере закачки давление постепенно повышается. В момент, когда давление на забое достигнет определенной величины, пласт разорвется и образуется трещина. Момент разрыва обнаруживается по резкому спаду давления на манометре, установленном на выкидной линии. После разрыва давление на устье падает, а расход нагнетаемой жидкости сильно возрастает - начинает работать трещина и скважина начинает принимать жидкости больше, чем она принимала перед разрывом.

После разрыва пласта переходят к нагнетанию жидкости-песконосителя. Наибольший эффект достигается при закачке жидкости-песконосителя с большими скоростями и при высоких давлениях нагнетания.

Затем жидкость с песком продавливают в пласт путем нагнетания продавочной жидкости при максимальном давлении и с максимальной скоростью, для обеспечения быстрейшего заполнения трещин песком. Для этого подключают наибольшее число насосных агрегатов. Количество продавочной жидкости должно быть равно емкости колонны труб. При прокачке излишнего количества продавочной жидкости она может оттеснить песок в глубь пласта и после снятия давления трещина в непосредственной близости к забою скважины может сомкнуться, тогда эффект от разрыва может быть сведен к нулю.

В качестве продавочной жидкости используют нефть для нефтяных и воду для нагнетательных. После продавки устье закрывают и скважину оставляют в покое, пока давление на устье не упадет до нуля. Затем скважину промывают, очищая от песка, и приступают к освоению.

Водяные нагнетательные скважины после промывки некоторое время поршнюют для извлечения из трещин закачанной вязкой жидкости.

Большие масштабы внедрения гидравлического разрыва пластов и широкие теоретические и экспериментальные исследования, проведенные в этой области, способствовали совершенствованию и разработке различных технологических схем.

В зависимости от геомеханических и эксплуатационных характеристик нефтяного пласта или отдельных продуктивных объектов, а также в зависимости от условия рентабельности самой технологической схемы выбирается та или другая разновидность метода гидравлического разрыва пластов.

Разновидность гидравлического разрыва определяется направлением и числом трещин. Направлением трещин обусловлен горизонтальный и вертикальный гидравлические разрывы пласта, а числом их - многократный (селективный) или поинтервальный.

Кроме того, существуют и гидроразрывы следующих видов: гидравлический разрыв с магнием, гидравлический разрыв в сочетании с пескоструйной перфорацией, многоэтапный разрыв с кислотой без ввода песка в трещину.

Оборудование для гидравлического разрыва пласта.

При гидравлическом разрыве применяют комплекс оборудования, в который входят: насосные агрегаты, пескосмесительные машины, автоцистерны для транспортировки жидкостей разрыва, арматура устья скважины, пакеры, якори и другое вспомогательное оборудование. Основное оборудование - насосные агрегаты. Они монтируются на шасси трехосных тяжелых грузовых машин грузоподъемностью 10 - 12 т.

Для приготовления смеси жидкости с песком применяют пескосмесительные агрегаты, иногда со сложными автоматическими дозирующими жидкость и песок устройствами. Агрегаты монтируются на шасси тяжелого грузовика.

Осн.: 1. [154-174], 3. [222-242]

Контрольные вопросы:

1. В каких скважинах рекомендуется осуществление ГРП?

2. Как отмечается момент разрыва породы при осуществлении гидроразрыва пласта?

3. Что необходимо для образования вертикальных трещин в породе?

4. Что необходимо для образования горизонтальных трещин в породе?

5.4 Тепловая обработка призабойной зоны скважины

Тепловое воздействие - один из наиболее эффективных методов воздействия на пласт для интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи. Тепловая обработка призабойной зоны скважины целесообразна при добыче тяжелых вязких нефтей или нефтей с высоким содержанием парафина и асфальтосмолистых компонентов. Повышение продуктивности скважин при тепловом воздействии определяется следующими явлениями: растворением отложившихся на стенках поровых каналов парафинов и асфальтено-смолистых веществ, изменением реологических свойств нефти, возникновением термических напряжений и микроразрушением горных пород.

При повышении температуры выпавшие парафинистые и асфальтено-смолистые вещества растворяются в нефти, в результате этого увеличивается радиус поровых каналов и, соответственно, проницаемость пористой среды. Кроме того, проницаемость может возрасти за счет образования микротрещин при нагреве. Последнее определяется тем, что материал породы неоднороден, поэтому разные компоненты материала обладают различными модулями упругости и коэффициентами термического расширения. В результате нагрева различные микроэлементы расширяются по-разному, возникают термоструктурные напряжения, которые при незначительных повышениях температуры могут превышать предел текучести породы.

Влияние температуры на интенсификацию добычи за счет изменения реологических свойств нефти носит более сложный характер. При нагреве происходит резкое снижение вязкости и предельного напряжения сдвига, в результате этого дебит скважины возрастает. Однако при этом снижаются упругие свойства нефти. Упругие свойства выравнивают профиль притока. Поэтому ослабление вязкоупругих свойств нефти при нагреве вызовет усиление неравномерности профиля притока, несмотря на общее увеличение дебита скважины. Это уменьшит объемы нефти, добываемой из низкопроницаемых пропластков, будет способствовать преждевременному обводнению скважины.

Призабойную скважину прогревают закачкой пара, термохимическим воздействием или с помощью скважинного электронагревателя.

Скважинный электронагреватель спускают в скважину на кабель-тросе. Для его спуска и подъема применяют самоходную установку СУЭПС-1200 (самоходная установка электропрогрева скважин глубиной до 1200 м). Электротепловую обработку призабойной зоны производят периодически. Время воздействия в зависимости от условий составляет несколько дней, а период работы скважин между двумя воздействиями - несколько месяцев.

При паротепловой обработке призабойной зоны пласт нагревают за счет закачиваемого в него перегретого водяного пара. После определенного времени нагнетания устье скважины на некоторое время закрывают. Затем эксплуатацию скважины возобновляют.

В скважину, выбранную для паротепловой обработки, спускают насосно-компрессорные трубы с термостойким пакером, который устанавливают над верхними отверстиями фильтра. Пакер изолируют фильтровую зону, через которую проходит пар, от эксплуатационной колонны и предохраняют ее от высокой температуры нагнетаемого в скважину пара.

Пар для теплового прогрева призабойной зоны получают от парогенераторных установок. Существенным фактором, ограничивающим применение паротеплового воздействия, является глубина скважины, которая обусловливает значительные теплопотери. При достаточной глубине скважины на забой будет поступать сконденсированная вода, вследствие чего эффективность воздействия снижается.

В скважинах, добывающих парафинистые нефти, обычно происходит запарафинирование насосно-компрессорных труб, уменьшение их внутреннего диаметра. В результате гидравлические потери возрастают, что приводит к снижению дебита. Для депарафинизации НКТ в скважинах и выкидных линиях используют пар, который получают в передвижных паровых установках ППУ, монтируемых на шасси автомобилей.

Осн.: 1. [175-185], 3. [258-261]

Контрольные вопросы:

1. Какими способами прогревают ПЗС?

2. Когда эффективна циклическая закачка пара?

Лекция №6. Исследование скважин

6.1 Исследование скважин

Существующие многочисленные методы исследования скважин и технические средства для их осуществления предназначены для получения информации об объекте разработки, об условиях и интенсивности притока нефти, воды и газа в скважину, об изменениях, происходящих в пласте в процессе его разработки. Исследования скважин проводят для определения пластовых параметров фильтрации. Исследование пласта и пластовых систем основывается на исследовании отдельных или групп скважин. Результаты исследований используются при решении вопросов технологии добычи нефти, разработки и при подсчете запасов. Исследования проводят с начала разведочных работ и далее систематически продолжают на протяжении всего периода эксплуатации месторождения.

Основными видами исследования являются гидродинамические и термодинамические, которые основываются на глубинных измерениях. Также существуют специальные исследования - гидрохимические, геофизические.

Промысловые исследования проводят как при установившемся режиме работы скважин или при установившемся притоке, так и при неустановившемся (после остановки, пуска или смены режима).

Геофизические методы исследования основаны на физических явлениях, происходящих в горных породах и насыщающих их жидкости при взаимодействии их со скважинной жидкостью и при воздействии на них радиоактивного искусственного облучения или ультразвука.

Геофизические методы исследования скважин и геологического разреза дают информацию о состоянии горных пород, их параметрах и об их изменениях в процессе эксплуатации месторождения и используются при осуществлении не только геологических, но и часто технических мероприятий на скважинах. Геофизические методы исследования, их теория, техника осуществления и интерпретация результатов требуют знание физики Земли, горных пород и ядерных процессов. Геофизические исследования скважин осуществляются с помощью каротажа, т.е. прослеживание за изменением какой-либо величины вдоль ствола скважины с помощью спускаемого на электрокабеле специального прибора, оснащенного соответствующей аппаратурой. Существуют несколько видов каротажа.

1. Электрокаротаж. Электрический каротаж основан на измерениях электрического поля, возникающего в результате взаимодействия скважинной жидкости с породой. Измеряется также кажущееся удельное электрическое сопротивление горных пород, потенциалы и разности потенциалов их самопроизвольной и вызванной поляризации, потенциал и сопротивление заземления электрода, скользящего по стенке скважины. Различают также боковое каротажное зондирование, при котором кажущееся сопротивление горных пород измеряют с использованием нескольких однотипных зондов разной длины, и боковой каротаж - каротаж сопротивления с экранными электродами и фокусировкой тока. Электрокаротаж и его разновидности позволяют дифференцировать горные породы разреза, находить отметку кровли и подошвы проницаемых и пористых коллекторов, определять нефтенасыщенные пропластки.

2. Радиоактивный каротаж. Он основан на измерениях естественного гамма-излучения пород, а также изучении взаимодействия с ними нейтронов или гамма-лучей, испускаемых соответствующим источником, находящаяся, как и измерительная аппаратура, в каротажном зонде. Существуют много разновидностей радиоактивного каротажа, которые служат для выделения нефте-, газо- и водоносных пород, определения пористости, нефтенасыщенности и плотности горных пород и т.д. Применяется также для определения технического состояния скважин.

3. Нейтронный каротаж основан на взаимодействии потока нейтронов с ядрами элементов горных пород. Спускаемый в скважину прибор содержит источник быстрых нейтронов и индикатор, удаленный от источника на заданном расстоянии и изолированный экранной перегородкой.

Существует несколько разновидностей нейтронного каротажа, которые дают дополнительную информацию о коллекторе и пластовых жидкостях.

4. Акустический каротаж служит для определения упругих свойств горных пород. Для этого в скважине возбуждаются упругие колебания, которые распространяются в окружающей среде и воспринимаются одним или более приемниками, расположенными в том же спускаемом аппарате. С учетом расстояния между источниками колебания и приемником определяется скорость распространения упругих колебаний и их амплитуда, т.е. затухание. Выделяют три модификации акустического каротажа: по скорости распространения упругих волн, по затуханию упругих волн и акустический каротаж для контроля цементного кольца и технического состояния скважины.

5. Термокаротаж - изучение распределения температуры в обсаженной или необсаженной скважине. Термокаротаж позволяет дифференцировать породы по температурному градиенту. Кратковременное охлаждение ствола скважины или нагрев при закачке холодной или горячей жидкости позволяет получить новую информацию о теплоемкости и теплопроводности пластов. Это позволяет определить: местоположение продуктивного пласта, газонефтяной контакт, места потери циркуляции в скважине или места дефекта в обсадной колонне зоны разрыва при гидроразрыве пласта и зоны поглащения воды и газа при закачке.

6. Кавернометрия - измерение фактического диаметра необсаженной скважины и его изменение вдоль ствола. Кавернограмма в сочетании с другими видами каротажа указывает на наличие проницаемых и непроницаемых пород. Увеличение диаметра соответствует глинам и глинистым породам; сужение обычно происходит против песков и проницаемых песчаников. Против известняков и других крепких пород замеряемый диаметр соответствует номинальному, т.е. диаметру долота. Кавернограммы используются при корреляции пластов и в сочетании с другими методами хорошо дифференцируют разрез, так как хорошо отражают глинистые и проницаемые пропластки.

Гидродинамические методы исследования. Они основаны на изучении параметров притока жидкости или газа к скважине при установившихся или при неустановившихся режимах ее работы. Параметрами притока являются дебит, давление или их изменения. Исследование при установившихся режимах позволяет получить важнейшую характеристику работы скважины - зависимость притока жидкости от забойного давления или положения динамического уровня. Без этой зависимости невозможно определить обоснованные дебиты скважины и технические средства для подъема жидкости. Этот метод позволяет определить гидропроводность пласта е =kh/м призабойной зоны.

Исследование при неустановившихся режимах позволяет определить пьезопроводность, т.е. перераспределение пластового давления, а также некоторые особенности удаленных зон пласта, такие как ухудшение или улучшение гидропроводности на периферии или выклинивание проницаемого пласта. Техника для гидродинамических исследований скважин зависит от способа эксплуатации.

Скважинные дебитометрические исследования. Они позволяют определить приток жидкости вдоль интервала вскрытия в добывающих скважинах (профили притока) и интенсивность поглощения в нагнетательных скважинах (профили поглощения) с помощью регистрирующих приборов - дебитомеров и расходомеров, спускаемых в скважину и перемещаемых вдоль перфорированного интервала.

Скважинные дебитометрические исследования дают важную информацию о действительно работающей толщине пласта, о дебите отдельных пропластков, о результатах воздействия на пропластки с целью интенсификации притока или увеличения поглотительной способности скважин. Эти исследования дополняются одновременным измерением влагосодержания потока, давления, температуры и их распределением вдоль ствола скважины.

Осн.: 1. [186-189], 3. [96-98]

Контрольные вопросы:

1. Какие цели исследований скважин?

2. Какую информацию дают скважинные дебитометрические исследования?

Лекция №7. Теоретические основы подъема жидкости из скважин

7.1 Физика процесса движения газожидкостной смеси в вертикальной трубе

При скважинной добыче нефти практически всегда происходит выделение газа. Для понимания механизмов подъема жидкости из скважин, для проектирования установок подъема и выбора необходимого оборудования, надо знать законы движения газожидкостных смесей (ГЖС) в трубах.

Качественную характеристику процесса движения газожидкостной смеси в вертикальной трубе легче уяснить из следующего простого опыта (рис. 1).

Рисунок 1. Схема газожидкостного подъемника

Здесь трубка 1 длиною L погружена под уровень жидкости неограниченного водоема на глубину h. К нижнему открытому концу трубки, который по аналогии с промысловой терминологией называется башмаком, подведена другая трубка 2 для подачи с поверхности сжатого газа. На трубке имеется регулятор расхода 3, с помощью которого можно установить желаемый расход газа.

Давление у башмака подъемной трубки 1 будет равно гидростатическому на глубине h, т.е. р1=сgh, и не будет изменяться от того, много или мало газа подается к башмаку. По трубке 2 подается газ, и в трубке 1 создается газожидкостная смесь средней плотности сс , которая поднимается на некоторую высоту H. Поскольку внутренняя полость трубки 1 и наружная область являются сообщающимися сосудами, имеющими на уровне башмака одинаковые давления, то можно написать равенство

,

откуда

. (1)

Плотность смеси в трубке сс зависит от расхода газа V. Чем больше V, тем меньше сс . Следовательно, изменяя V, можно регулировать H. При некотором расходе V=V1 величина H может достигнуть L. При V<V1 H<L. При V>V1 H>L и наступит перелив жидкости через верхний конец трубки 1. При дальнейшем увеличении V расход поступающей на поверхность жидкости q увеличится. Однако при непрерывном увеличении V расход жидкости не будет увеличиваться непрерывно, так как под воздействием неизменяющегося перепада давления (, так как ), труба определенной длины L и диаметра d должна пропускать конечное количество жидкости, газа или газожидкостной смеси. Таким образом, при некотором расходе газа V=V2 дебит достигает максимума .

Возможен другой крайний случай, когда к башмаку подъемной трубы подводится так много газа, что при постоянном перепаде давления будет идти только газ, и будет расходоваться на преодоление всех сопротивлений, вызванных движением по трубе чистого газа. Расход этого газа пусть будет V=V3 . Если к башмаку подать еще больший расход (V>V3), то излишек газа не сможет пройти через подъемную трубу, так как ее пропускная способность при данных условиях (L, d, Дp) равна только V3, и устремится мимо трубы, оттесняя от башмака жидкость. При этом расход жидкости будет равен нулю (q=0). Таким образом, из этого опыта можно сделать следующий вывод.

1. При V<V1 q=0 (H < L).

2. При V=V1 q=0 (H=L) (начало подачи).

3. При V1<V<V2 0<q<qmax (H>L).

4. При V=V2 q=qmax (точка максимальной подачи).

5. При V2<V<V3 0<q<qmax.

6. При V=V3 q=0 (точка срыва подачи).

Обычно правая ветвь кривой q(V) (рис. 2) пологая, левая крутая. Для всех точек кривой постоянным является давление p1, так как погружение h в процессе опыта не изменялось. Существует понятие - относительное погружение е=h/L. Таким образом, для данной кривой ее параметром будет величина относительного погружения е.

Рисунок 2. Зависимость подачи q газожидкостного подъемника от расхода газа V

Определим зависимость положения кривых q(V) от погружения. Поскольку на величину е никаких ограничений не накладывалось, то при любых е, лежащих в пределах 0<е<1, вид соответствующих кривых q(V) будет одинаковый. При увеличении е новые кривые q(V) обогнут предыдущие, так как с ростом h потребуется меньший расход газа для наступления перелива. По тем же причинам возрастет qmax , а точка срыва подачи на соответствующих кривых сместится вправо. При уменьшении е все произойдет наоборот. Новые кривые q(V) расположатся внутри прежних и при е=0 кривая q(V) выродится в точку. Другой предельный случай е=1 (h=L; 100% погружения). В этом случае при бесконечно малом расходе газа произойдет перелив. Точка начала подачи сместится в начало координат. Кривая q(V) для е=1 начнется в начале координат и обогнет все семейство кривых. Таким образом, каждый газожидкостный подъемник характеризуется семейством кривых q(V), каждый из которых будет иметь свой параметр е (рис. 3).

Рисунок 3. Семейство кривых q(V) для газожидкостного подъемника данного диаметра

Определим зависимость кривых q(V) от диаметра трубы. Поскольку никаких ограничений на диаметр подъемной трубы и на ее длину не накладывалось, то аналогичное семейство кривых q(V) должно существовать для подъемников любого диаметра и любой длины. Каким образом расположится новое семейство кривых для трубы диаметром d2>d1 по отношению к прежним кривым. Увеличение диаметра потребует большого расхода газа, так как объем жидкости, который необходимо разгазировать для достижения данной величины сс, при прочих равных условиях (h=const, L=const) возрастает пропорционально d2. Пропускная способность трубы по жидкости, газу или газожидкостной смеси также возрастает. Поэтому для увеличенного диаметра будет существовать также семейство кривых q(V), все точки которого будут смещены вправо, в сторону увеличенных объемов, кроме одной точки, совпадающей с началом координат для кривой q(V) при е=1 (рис. 4). В каждом из этих семейств и любых других, кривые q(V) при значениях е, близких к единице и к нулю, не имеют практического значения.

Рисунок 4. Семейство кривых q(V) для двух газожидкостных подъемников различных диаметров

Определим к.п.д. процесса движения ГЖС. На каждой кривой q(V) имеется еще одна характерная и очень важная точка, точка так называемой оптимальной производительности, соответствующая наибольшему к.п.д.

Если проанализировать произвольную кривую q(V), для которой е=const, то для нее будут следующие рассуждения.

Из определения понятия к.п.д. з следует, что

. (2)

Полезная работа заключается в поднятии жидкости с расходом на высоту , так что

. (3)

Затраченная работа - это работа газа, расход которого, приведенный к стандартным условиям, равен . Полагая для простоты, что процесс расширения газа изотермический, на основании законов термодинамики идеальных газов можем записать

, (4)

где - абсолютное давление у башмака; - абсолютное давление на устье, - атмосферное давление.

Подставляя (3) и (4) в (2), получим

. (5)

В (5) все величины, кроме и , постоянны, так как рассматривается одна кривая , для которой . Следовательно, для данной кривой

, (6)

где С - константа.

Поэтому к.п.д. имеет максимальное значение в той точке, в которой отношение q/V максимально. Но q/V=tgц, так как q - ордината, V - абсцисса, ц - угол наклона прямой, проведенная из начала координат через данную точку (q, V). Только для касательной tgц будет иметь максимальное значение, так как только для нее угол ц максимален. Поэтому в точке касания прямой, проведенной из начала координат с кривой q(V), получают такой дебит q и такой расход газа V, для которых к.п.д. процесса будет наибольшим. Расход q при максимальном к.п.д. называют оптимальным дебитом qопт.

Таким образом, для любой кривой q(V), имеющей , оптимальный расход жидкости определяется как точка касания касательной, приведенной из начала координат.

Удельным расходом газа называют отношение

. (7)

Из определения следует, что для точек начала и срыва подачи, когда q=0, а V>0, удельный расход R обращается в бесконечность. Для режима оптимальной подачи, когда к.п.д. имеет максимальное значение, R имеет минимальное значение. При максимальном к.п.д. должно расходоваться минимально возможное количество газа на подъем единицы объема жидкости. При режиме максимальной подачи qmax к.п.д меньше максимального з < зmax . Поэтому и удельный расход газа R будет при этом режиме больше оптимального. Величина R может быть получена для любой точки кривой q(V) путем деления абсциссы на ординату данной точки (рис. 5).

Рисунок 5. Зависимость удельного расхода газа R от общего расхода газа V для данной кривой q(V)

Зависимость оптимальной и максимальной подач от относительного погружения

Для любого семейства кривых q(V), построенного для данного диаметра труб, можно найти qmax и qопт и проследить их зависимость от изменения относительного погружения е.

С увеличением е величины qmax также увеличиваются по криволинейному закону (рис. 3 и 4). Оптимальные подачи qопт , во-первых, всегда остаются меньше соответствующих qmax и, во-вторых, сначала увеличиваются с ростом е, а затем при 0,5 < е < 1 начинают уменьшаться. В частности, при е = 1 кривая q(V) выходит из начала координат. Поэтому касательная, проведенная из начала координат, будет иметь точку соприкосновения с кривой q(V) в начале координат. Это означает для q(V) при е = 1 qопт = 0. Таким образом, величины qопт должны сначала увеличиваться, затем уменьшаться и при е = 1 обращаться в нуль. Наибольшая величина qопт достигается при е ? 0,5 - 0,6 (рис. 6). Это подтверждается многочисленными опытами различных исследователей. Отсюда следует важный для практики вывод: для достижения наибольшей эффективности работы газожидкостного подъемника необходимо осуществить погружение подъемной трубы под уровень жидкости на 50-60% от всей длины трубы L. Однако эта рекомендация в реальных условиях не всегда может быть выполнена из-за низкого динамического уровня или из-за ограниченного давления газа, используемого для этой цели.

Рисунок 6. Зависимость оптимальной qопт и максимальной qmax подачи от относительного погружения е

Структура потока ГЖС в вертикальной трубе

В зависимости от физических свойств жидкости и характера ввода газа в поток могут возникать различные структуры движения ГЖС в трубе, которые существенным образом влияют на энергетические показатели подъема жидкости. В фонтанных скважинах на участке НКТ, где давление меньше давления насыщения, выделяющийся из нефти свободный газ образует тонкодисперсную структуру, называемую эмульсионной. Мелкие газовые пузырьки более или менее равномерно пронизывают массу нефти, образуя практически однородную квазигомогенную смесь газа и жидкости. Вследствие своей малости (доли мм) и большой плотности газовые пузырьки обладают малой архимедовой силой. Поэтому их скорость всплытия относительно жидкости пренебрежимо мала и в расчетах может не учитываться. Это происходит до тех пор, пока в результате уменьшения давления при движении смеси вверх по трубе газовые пузырьки, расширяясь, увеличивают объемное газосодержание потока до 20-25%. При дальнейшем уменьшении давления и поступлении из нефти новых количеств газа пузырьки, сливаясь, образуют шарообразные формы (глобулы) больших размеров, измеряемые в диаметре несколькими сантиметрами. Скорость всплытия таких глобул в результате действия таких глобул в результате действия архимедовой силы становится большой, достигая нескольких десятков сантиметров в секунду. Это ухудшает энергетические показатели процесса подъема. Такая структура называется четочной.

При больших расходах газа возникает стержневая структура, при которой газ с распыленными в нем каплями жидкости движется непрерывным потоком, увлекая за собой по стенкам трубы волнистую пленку жидкости. При стержневой структуре движения скорость газа по отношению к жидкости достигает нескольких метров в секунду.

Между эмульсионной, четочной и стержневой структурами не существует резких границ перехода, на возникновение той или иной структуры существенной влияние оказывает вязкость нефти, а также наличие в ней различных ПАВ, способствующих диспергации (измельчению) газа в потоке (рис. 7).