Проектування інтенсифікації припливу газу шляхом солянокислотної обробки пласта на Східно-Казантипському родовищі

(3.15)

Після підстановки цих формул у вирази для складові прискорення і відповідних тригонометричних перетворень отримаємо

Тиск в рідині, зумовлений відхиленням схвильованої поверхні і гідростатикою, може бути визначений підстановкою складових швидкості у вираз

(3.20)

де у' = у - h, а С1 і С2 -- параметри тиску, які залежать від kh або h/. Значення цих параметрів наведені в таблиці 3.4.

3.3.3 Хвильові навантаження на вертикальні колони

Хвильові навантаження на нерухому вертикальну циліндричну колону вперше досліджені Морісоном та іншими в припущенні про малість діаметра колони порівняно з довжиною хвилі (при відношенні вказаних величин порядку 0,1 і менше), який дозволяє знехтувати спотворенням форми хвилі при взаємодії з колоною. Якщо позначити через f хвильове навантаження на одиницю довжини колони, яка має діаметр D, то у відповідності з формулою Морісона, яка отримала широке розповсюдження в інженерних розрахунках,

(3.21)

де с-- густина води;

Сшв і Сін -- коефіцієнти;

хх і ах -- горизонтальні швидкість і прискорення частин води, обумовлені

хвильовим процесом.

Перший доданок в правій частині формули (3.21), який називається швидкісним або лобовим опором і, як видно, пропорційний квадрату швидкості води, включає модуль швидкості, оскільки знак цього навантаження співпадає зі знаком швидкості руху частинок води. Другий доданок має назву інерційного опору і, як видно, пропорційний прискоренню частинок води. Коефіцієнти Сшв і Сін називаються відповідно коефіцієнтами швидкісного та інерційного опорів.

Значення коефіцієнтів швидкісного та інерційного опорів залежать від безрозмірних параметрів, зв'язаних у свою чергу з максимальною швидкістю частинок води ххmax і періодом хвилювання Т

(3.22)

де с і м -- густина і кінематичний коефіцієнт в'язкості рідини. Перший з цих параметрів, який називається числом Рейнольдса, вже був згаданий у зв'язку з вітровими навантаженнями і характеризує дію в'язкості рідини. Другий параметр -- число К'юлагена-Карпентера -- характеризує ефект, зв'язаний з періодичністю хвилювання. На жаль, кількість експериментальних даних, які встановлюють залежність коефіцієнтів опору від вказаних безрозмірних параметрів, надто обмежена, і тому в інженерній практиці обидва коефіцієнти вважають для простоти розрахунків постійними. Значення коефіцієнта швидкісного опору Сшв приймають в межах 0,6-1,0, а значення коефіцієнта інерційного опору Сін -- в межах 1,5-2,0.

За значеннями швидкості хх і прискорення ах у виразі (3.21), визначеними за відповідною хвильовою теорією, а також значеннями коефіцієнтів швидкісного та інерційного опорів можна отримати залежності, які визначають розподіл хвильового навантаження по довжині колони у будь-який момент хвильового циклу. Так як швидкості і прискорення частинок рідини, обумовлені хвилюванням, у загальному випадку зменшуються з глибиною, розподіл хвильового навантаження вздовж колони має вигляд, зображений на рисунок 3.4.

Рівнодійна хвильового навантаження, яка діє на колону на ділянці від дна (у=0) до деякого рівня у, дорівнює



(3.23)

Аналогічно момент цього навантаження відносно низу колони (у=0) дорівнює

(3.24)

а плече рівнодійної відносно низу колони знаходиться, як

(3.25)

3.3.4 Навантаження від хвиль Стокса

При розгляді хвиль кінцевої амплітуди Стокса розрахунок хвильового навантаження за допомогою виразу (3.23) є складним, оскільки хвильова поверхня описується у вигляді суперпозиції хвиль різного профілю. Підставляючи вирази (3.10) і (3.16) для горизонтальних складових швидкості і прискорення частинок рідини у рівняння Морісона, отримаємо при х=0 (припускаючи, що цей переріз співпадає з колоною)

(3.26)

де коефіцієнти Un і Rn визначається за формулами (3.15) і (3.17). При цьому подвійне сумування виконується так, щоб добуток при m+n>5 не враховувався у відповідності з тією точністю, яку може забезпечити теорія Стокса п'ятого порядку. Підставляючи отриманий вираз у (3.23), знайдемо хвильове навантаження F(у) на колону на рівні у від дна

F(y)=Fшв(у)+Fін(у) (3.27)

де

(3.28)

(3.29)

Введемо позначення Sn=shnkh і, використовуючи коефіцієнт складової швидкості, визначений за формулою (3.15), отримаємо

(3.30)

(3.31)

і



Для визначення моменту максимального хвильового на вантаження відносно основи колони можна скористатися формулами (3.24) і (3.26) і отримати формулу аналогічно з приведеною вище для зусиль. Але ці формули дуже громіздкі і краще використати наближений метод з використанням уже отриманих виразів для зусиль. Якщо розбити колону за її довжиною на N ділянок, то за допомогою виразу (3.27) можна підрахувати хвильове навантаження на кожній ділянці для моменту часу, коли воно досягає максимального значення, а потім, припускаючи, що навантаження рівномірно розподілене в межах кожної окремої ділянки, необхідно додати моменти цих навантажень відносно основи колони. Розглянемо для прикладу колону на рис. 3.5 і розділимо її на дві ділянки - нижню довжиною у1 і верхню довжиною у2-у1. Рівнодійне навантаження на нижній ділянці позначимо F1 = F(у1), а на верхній ділянці -- F2-F1=F(у1)-F(у2). В припущенні рівномірного розподілення хвильових навантажень на окремі ділянки їх рівнодійні прикладені посередині довжини відповідної ділянки, і відповідно момент цих сил відносно основи колони

(3.33)

де сили F відповідають вибраному моменту часу і підраховуються за формулою (3.27).

Для знаходження максимального моменту від хвильового навантаження на колону необхідно вибрати той момент часу, коли хвильове навантаження досягає максимуму.

Запропонований спосіб дає тим більшу точність, чим більше число ділянок, на які розбивають колону. У загальному випадку при кількості ділянок N отримаємо



(3.34)

причому Fo=0 i yo=0.

Розрахунок хвильових навантажень проводимо за теорією хвиль Стокса в додатку А.

В результаті розрахунку ми отримали навантаження на колону Fmax= 3.171 МH.

3.4 Розрахунок навантаження від льоду

Льодові навантаження відіграють значну роль в певних районах експлуатації споруди, а особливо в полярних районах, де льодові поля мають велику товщину і, зміщуючись з припливами, створюють на опорні колони споруди значні тиски (рисунок 3.2).

Зусилля F, що виникає при руйнуванні льоду спорудою, можна визначити за залежністю:

(3.35)

де fp - міцність льоду на роздрібнення;

С - коефіцієнт пропорційності;

А - площа контакту опори з льодовим утворенням.

Типові значення коефіцієнта С знаходяться в межах від 0.3 до 0.7, а для fp вони знаходяться в межах від 1.4 до 3.5 МПа. За відсутності необхідних експериментальних даних значення Сfp можна прийняти рівним 2.5 МПа, що відповідає експериментальним умовам. Оскільки припливні явища пов'язані зі значною зміною рівня спокійної води, то необхідно врахувати не тільки величину льодового навантаження, але і місце прикладення його до споруди.

В результаті розрахунку (який приведений в додатку А) навантаження від льоду становить F=6.3 МН.

Розрахунок на міцність при згині

При розрахунку на міцність при згині методом допустимих напружень вважають, що міцність колони буде забезпечена, коли задовольняється умова

(3.36)

Для колони з поперечним перерізом, симетричним відносно нейтральної осі, максимальне нормальне напруження у небезпечному перерізі дорівнює

(3.37)

Осьовий момент опору колони відносно координати у небезпечного перерізу

(3.38)

де І - головний момент інерції, який дорівнює

(3.39)

де D - зовнішній діаметр колони;

d - внутрішній діаметр колони.

В результаті розрахунку (який приведений в додатку А) на міцність колони вона витримує із значним запасом сумарний момент (від дії вітру, хвиль і льоду) Мсум=56.92 МН на згин.

3.5 Розрахунок пальових основ і фундаментів

3.5.1 Характеристика ґрунтів

Донні ґрунти відносяться до осадових порід і складаються в основному із частин, зерен або уламків скелі з можливим включенням матеріалів органічного походження, різним за гранулометричним складом. Вони можуть бути віднесені до найрізноманітніших класифікаційних категорій залежно від розмірів частинок і пластичності або не пластичності при насиченні їх водою або здатності чи нездатності до формування без тріщин.

Основні дві категорії ґрунту - це піски і глини. Піски з однієї сторони, характеризуються як непластичне середовище з частинками розміром від 0.075 до 5 мм, а з другої, глини характеризуються як пластичні ґрунти з частинками меншими 0.075 мм. До третьої категорії ґрунтів, з якими доводиться мати справу в морських умовах, є мули - відповідно непластичні ґрунти з частинками розміром менше 0.075 мм. Дані ґрунти представлені в більшості сумішшю всіх трьох категорій ґрунтів. Для інженерних розрахунків вони повинні бути класифіковані на глини і піски залежно від їх пластичної або непластичної поведінки. Ґрунти біля поверхні морського дна і нижче є зазвичай водонасичені і всі пори між частинками заповнені водою. Загальне напруження в будь якій точці такого водонасиченого ґрунту може розглядатись як сума напружень в скелеті ґрунту і порового тиску. Коли взірець ґрунту піддається рівномірному і поступовому обтисненню, то спочатку він веде себе пружно, а потім, при досягненні деякого критичного рівня напружень, руйнується від зсуву і зменшується. За руйнівне приймається за звичай таке значення обтиснення ґрунту, при якому дотичні напруження досягають критичного рівня, що визначається за емпіричною формулою Кулона:

де с і - постійні характерні для даного виду ґрунту, означає ефективне напруження - нормальне по відношенню до площини зсуву напружень в скелеті ґрунту.

Використовуючи дане визначення ефективного напруження, формулу Кулона (3.40) можна виразити через зовнішній тиск, нормальне до площини зсуву ґрунту. При цьому можливі два крайні випадки: зовнішній тиск повністю сприймається поровою водою, зовнішній тиск повністю сприймається скелетом ґрунту. У першому випадку ефективне напруження дорівнює нулю, а в другому воно дорівнює зовнішньому тиску (це залежність від типу і тривалості напруження).

Спочатку розглянемо пісчані ґрунти. Вони володіють високою водопроникністю, внаслідок чого зовнішній тиск не сприймається поровою водою, яка зразу ж витискається з ґрунтової маси. Ефективне напруження може в цьому випадку бути прийнято рівним зовнішньому тиску. Більше того, експериментально встановлено, що опір зсуву у пісків прямо пропорційний ефективному напруженню, і формула Кулона спрощується тут до вигляду:

де зов - обумовлене зовнішнім тиском напруження, нормальне до площини зсуву; - кут тертя пісків, який визначається за результатами випробувань взірців ґрунту в лабораторних умовах. Значення незначно змінюється залежно від щільності піску, але лежить в межах 30 - 35.

Розглянемо тепер глинисті ґрунти. На противагу пісчаним ці ґрунти володіють низькою водопроникністю, тому в них частина зовнішнього тиску протягом відчутного інтервалу часу сприймається поровою водою, і тільки після відводу порової води зовнішній тиск повністю передається на скелет ґрунту як ефективне напруження. Внаслідок того, що порова вода практично не стискається, в початковий момент завантаження зовнішній тиск майже повністю сприймається поровою водою. Таким чином два, граничних випадки, про які говорилось вище - це не дренований стан, при якому ефективне напруження дорівнює нулю, і дренований стан, при якому ефективне напруження дорівнює нулю, і дренований стан, при якому ефективне напруження дорівнює зовнішньому тиску. В останньому випадку, як показують експерименти, опір зсуву можна вважати прямо пропорційним напруженню зов., обумовленим і нормальним до площі зсуву тиском. Формула Кулона для глинистих ґрунтів в не дренованому стані:

а в дренованому стані - відповідає формула:

де с і D - означає відповідно зчеплення і ефективний кут тертя глини. Значення с і D можуть бути встановлені за результатами стандартних лабораторних випробувань взірців ґрунту, відібраних з різних глибин. Зчеплення може приймати різні значення - від близьких до нуля до 200 кПа і ще більші. Нижче наведені значення зчеплення в глинистих ґрунтах різної консистенції.

Значення ефективного кута тертя D змінюється залежно від ступеня пластичності глини і знаходиться в межах від 20 до 40 .

Якщо в природних умовах проходить його повне ущільнення, то такий ґрунт вважається нормально ущільненим. Якщо ґрунт належить до порівняно нових відкладів, то він може бути недоущільненим, і для того, щоб вагове навантаження сприймалось повністю скелетом, необхідно відтиснути всю воду. і, на кінець, якщо поверхня нормально ущільненого ґрунтового буде більша, ніж та, що відповідає обтисненню під дією власної ваги, і в цьому випадку ґрунт вважається відкладу була піддана ерозії або ґрунт був попередньо обтиснутий, то його щільність переущільненим.

Таблиця 3.5 - Зчеплення в глинистих ґрунтах різної консистенції

Консистенція ґрунту	Зчеплення, кПа
Дуже м'яка	<12
М'яка	12-25
Середня	25-50
Жорстка	50-100
Дуже жорстка	100-200
Тверда	>400

ніж та, що відповідає обтисненню під дією власної ваги, і в цьому випадку ґрунт вважається відкладу була піддана ерозії або ґрунт був попередньо обтиснутий, то його щільність переущільненим.

3.5.2 Палі для споруд

Споруди утримуються в основному на сталевих трубних палях, які забивають в ґрунт через опорні колони. Вони призначені для витримування навантажень від верхньої будови і забезпечення стійкості споруди в цілому та в штормових умовах. Палі володіють певною утримуючою здатністю і можуть створювати опір стискуючим навантаженням, прикладеним до голови, внаслідок дії вертикальних сил тертя з боковою поверхнею, що виникають при взаємодії з навколишнім ґрунтом, і вертикальних зусиль зі сторони ґрунту на нижній кінець палі. В більшості випадків утримуюча здатність палі визначається в основному силами тертя з боковою поверхнею, а так як ці сили зростають із збільшенням бокової поверхні, для можливості сприйняття значних навантажень від верхньої будови необхідні палі для глибокого забивання.

Діаметр паль і глибина їх забивання є різними для різних споруд і залежать від загального числа паль в споруді, розрахункового навантаження і ґрунтових умов. Але переважно використовують палі зовнішнім діаметром від 0.6 до 1.5 м і товщиною стінки від 12 до 25 мм, а глибина їх забивання - від 60 м і більше. В деяких випадках, коли ґрунти дуже м'які, в конструкції використовуються додаткові облямівні палі. Ці палі, забиті по контуру споруди і з'єднані з ним, забезпечують необхідну утримуючу здатність пальового фундаменту.

Палі працюють на зусилля, що виникають від вантажів, розміщених над спорудою. Стискуючі зусилля, що виникають в розрахункових умовах, перевищують 5 МН. Через значні перекидаючі моменти під дією вітру і хвиль в палях можуть виникнути і розтягуючі зусилля такого ж порядку. Вітрові і хвильові навантаження створюють також значні поперечні сили і моменти в палях, які досягають в перерізах на рівні поверхні ґрунту значень 0.5 МН і 1.5МН/м відповідно і навіть більших.

Вони в свою чергу обумовлюють істотні переміщення як паль на поверхні ґрунту, так і споруди, що опирається на них.

3.5.3 Визначення утримуючої здатності палі

Опір жорсткої циліндричної палі при дії осьового навантаження значному вертикальному переміщенню є результатом сумісної дії дотичних зусиль, розподілених по боковій поверхні палі, і нормальних зусиль на її нижньому кінці. Це положення поширюється і на трубні палі з відкритим нижнім кінцем, в яких при забиванні утворюється щільний ґрунтовий сердечник, що володіє значно більшим опором на переміщення при статичному навантаженні, ніж ґрунт в основі палі. Таким чином, для трубних паль з відкритим нижнім кінцем, що застосовуються в основному для будівництва на морському шельфі, утримуюча здатність Ф представлена формулою:

де Ф - опір ґрунту на боковій поверхні палі;

Ф - опір ґрунту під нижнім кінцем палі.

Опір ґрунту по боковій поверхні палі визначається за формулою:

де D0 - зовнішній діаметр палі;

L - глибина занурення палі в ґрунт.

Позначимо q віднесене до одиниці площі опору ґрунту під нижнім кінцем палі, тоді:

де q може залежати від глибини L занурення палі.

Кінцево, якщо позначити через F граничне осьове навантаження, прикладене на рівні поверхні ґрунту, а п - погонну вагу палі з ґрунтовим сердечником з врахуванням відштовхуючої дії ґрунтової води, то

На основі формул (3.44) - (3.47) можна отримати вираз для граничного стискаючого навантаження на палю:



Утримуюча здатність палі на розтягуючі навантаження визначається як:

Умова відсутності проковзування ґрунтового сердечника, за якої були виведені вище формули:

де d - внутрішній діаметр палі,

гр - погонна вага ґрунтового сердечника з врахуванням виштовхувальної сили ґрунтової води.

Для можливості використання отриманих тут виразів необхідно встановити зв'язок величин s і q з характеристиками ґрунту.

Якщо ґрунти глинисті, то згадані величини зв'язані між собою:

S=ac

Q=Ncc

де Nc, а - безрозмірні коефіцієнти. Для піщаних ґрунтів величини s і q визначаються вагою вище лежачих шарів ґрунтів і кутом тертя на контакті палі з ґрунтом:



F=Kгруtg

де гр - питома вага ґрунту з врахуванням виштовхувальної дії ґрунтової . води;

К і Nq - безрозмірні коефіцієнти.

3.5.4 Несуча здатність фундаментів

При центральному навантаженні фундаменту вертикальною силою можливе витискання ґрунту з-під підошви фундаменту (рисунок 3.6). коли зона витискання грунту охоплює значну область основи, вона втрачає стійкість. Цей стан наступає при досягненні дотичними напруженнями у ґрунті критичних значень, встановлених в параграфі 3.5.1. Згідно з загальною умовою втрати стійкості ґрунтової основи, граничний тиск під підошвою фундаменту може бути приблизно визначений за відомою формулою механіки ґрунтів

(3.53)

де с - щеплення;

гв - питома вага ґрунту, яка визначається з врахуванням виштовхувальної . дії води;

В - характерний розмір фундаменту в палі;

Nc i Nг - коефіцієнти, значення яких залежать від кута внутрішнього тертя . ґрунту.

Для фундаменту квадратної форми В приймається рівним довжині сторони, для прямокутного фундаменту - довжині короткої сторони, для круглого фундаменту - радіусу. Типові значення коефіцієнтів Nc i Nг наведені в таблиці 3.6. Як відзначалось в параграфі 3.5.1, для піщаних ґрунтів характерно с=0 або замість (3.53)

(3.54)

Для глинистих ґрунтів можна прийняти ц=0, Nc=5.1, Nг =0 в початковому недренованому стані і с=0 в стані, що відповідає тривалому дренуванню. Формула (3.53) спрощуються до вигляду:

для недренованого стану

(3.55 а)

для дренованого стану

(3.55 б)

Таблиця 3.6 - Значення коефіцієнтів Nc і Nг

ц, град	Nc	Nг
0	5.1	0
5	6.4	0.5
10	8.3	1.2
15	11.0	2.7
20	14.8	5.4
25	20.7	10.9
30	30.1	22.4
35	46.1	48.0
40	75.3	109.4
45	133.9	271.7



Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 3.6 - Витискання грунту з-під центрального навантаженого . фундаменту

Зазвичай недренований стан є характерним для завершальної стадії будови споруди морського шельфу, коли ще не пройшло достатньо часу для зниження порового тиску в результаті відтоку води з грунтової маси. Дренований ж стан відповідає тривалій несучій здатностіоснови грунту, яка утворюється уже після відводу порової води. Значення граничної несучої здатності основи, встановлене за формулами (3.54) або (3.55), зазвичай зменьшується в розрахунках на коефіцієнт запасу, який приймають від 2.5 до 3.0.

В додатку Б приведений розрахунок пальових основ і фундаментів, в результаті якого запропоновано забити чотири палі діаметром 1.22 м на глибину 43 м.



4. Аналіз експлуатації свердловин

4.1 Технологічні режими експлуатації свердловин

Під технологічним режимом розуміють підтримання заданого в зміні часу: вибійного тиску, тиску на гирлі свердловини, дебіту чи інших параметрів, які характеризують роботу свердловини, або іншими словами, технологічний режим - характеризує умови відбору газу із свердловини.

Оптимальним технологічним режимом експлуатації свердловини є режим, який забезпечує максимальний дебіт газу при умові безаварійної експлуатації свердловини на протязі тривалого періоду часу.

На практиці зустрічаються наступні технологічні режими експлуатації свердловин:

Режим постійної депресії на пласт

Р(t) = Рпл (t) - Рвиб (t) = const (4.1)

де Р(t) - депресія на пласт, Па;

Рпл (t) - пластовий тиск, Па;

Рвиб (t)- вибійний тиск, Па.

Цей режим застосовується у слабозцементованих породах, так наприклад: на Голіцинському родовищі у майкопських відкладах, при наявності підошовної води. За даними досліджень свердловини вибирають такий режим експлуатації, щоб руйнування привибійної зони пласта або надходження на вибій свердловини конуса підошовної води.

Режим постійного дебіту газу

q = const (4.2)

Цей режим переважно застосовується у початковий період розробки родовища, коли необхідно підтримувати заданий відбір газу наявною кількістю свердловин. Підтримання постійного дебіту газу супроводжується зростанням депресії на пласт. Інколи цей режим застосовується і в подальшій період розробки родовища, коли в окремі періоди часу є велика необхідність в газі, так наприклад: в зимовий час.

Режим постійного тиску на гирлі свердловини

Рг = const (4.3)

Цей режим застосовується, переважно, на заключній стадії розробки родовища. Величину тиску на гирлі свердловини вибирають такою, щоб забезпечити подачу газу в газопровід чи місцевому споживачу під власним тиском або забезпечити необхідний тиск на прийомі компресорної станції. Інколи цей режим призначають і в інші періоди розробки родовища, коли затримується введення в експлуатацію компресорної станції.

Перших три режими (Р= const; q= const; Рг = const) являються на практиці основними. Вони переважно замінюються в такому порядку qРРг хоча може бути і інша заміна.

Режим постійної швидкості руху газу на вході в насосно компресорні труби

Vг = const (4.4)

Цей режим вибирають при наявності води або конденсату у продукції свердловини. За даними дослідження свердловини вибирають такий режим, щоб забезпечити винесення рідини з вибою свердловини на поверхню. Для винесення води з вибою свердловини необхідна швидкість (4-5) м/с, а для винесення конденсату (2-3) м/с.

Режим постійної швидкості руху газу на вході в шлейф або постійної швидкості руху газу на гирлі свердловини

Wг = const (4.5)

Цей режим використовується при наявності в свердловині корозійно небезпечних компонентів, наприклад таких як сірководень. При наявності цих компонентів проходить корозія обладнання, на поверхні труб утворюється шар із продуктів корозії, який частково захищає труби від подальшої корозії, а коли швидкість руху газу переважає певне значення, то цей шар здувається потоком газу і швидкість процесу корозії прискорюється.

Безгідратний режим експлуатації свердловин.

Цей режим застосовується в умовах багаторічної мерзлоти і на морських родовищах, які розташовані в зонах північних морів.

Технологічний режим експлуатації свердловини може бути змінений за рахунок застосування геолого-технічних заходів, таких як:

- кріплення привибійної зони пласта;

- подача в затрубний простір інгібіторів гідратоутворення.

В процесі розробки родовища в залежності від умов, які змінюються, змінюються і технологічні режими експлуатації свердловин.

Серед трьох теоретично можливих режимів розробки газових покладів - газового, пружно-водонапірного, водонапірного - в практиці зустрічаються два перших. Водонапірний режим розробки на практиці зустрічається в одиничних випадках, якщо розроблюваний поклад приурочений до зони активного водообміну з просторово витриманими пластами колекторів. У Криму зону активного водообміну обмежують покрівлею майкопською глинистою товщею. Понт-меотичний газоносний горизонт знаходиться в межах зони, складеної четвертинними і неогеновими відкладами. Переважно глинистий склад відкладів неогену, лінзовидний характер поширення водоносних горизонтів значно обмежує інтенсивність водообміну останніх з областями інфільтрогенного живлення, який вимірюється геологічним масштабом часу. На протязі цього часу інфільтрогенні води проникають у неогенну товщу, формується їх хімічний склад і встановлюється гідродинамічний режим, основною прикметою якого є рівновага між окремими лінзовидними водоносними горизонтами та між водонапірною системою і скупченями вуглеводнів.

За порівняно короткий час розробки покладів водонапірна система неогенових відкладів не спроможна швидко відновлювати поточний пластовий тиск, що знижуються експлуатаційними свердловинами.

При розробці нафтових покладів Семенівського родовища, що вміщуються, як і на Східно-Казантипському родовищі, у неогенових карбонатно-теригенних колекторах з високою пористістю (27-30%), проникністю (до 239.1•10-3 мкм2 ), спостерігаються співставлені величини відбору газу і зниження пластового тиску, які становлять відповідно 15.9 і 15.6%. Значне зниження пластового тиску (на 72-83%) відбулося в покладах Глібовського і Задорненського родовища при відборі близько 90% запасі газу. Щоправда, тут карбонатний колектор має меншу пористість і проникність (відповідно 15 і 27% та 4.6 і (60.8-128)•10-3 мкм2). Поклади витриманих теригенних пачок з високою первинною пористістю до 24% та проникністю до 546•10-3 мкм2 на родовищі Єйсько-Березанської та східної частини Індоло-Кубанської областей розробляються з раннім відхиленням лінії P/Z=f(?Q) у бік пружного водонапірного режиму [3]. На більшості родовищ воно наступає після відбору 1.8-8.5% запасів газу (Канівське, Ленінградське, Анастасіївсько-Троїцьке та інші). Після відбору 50-70% запасів газу тиски знизились приблизно на 50%. На Рудківському газовому родовищі Передкарпаття, де юрсько-гельветський колектор також карбонатний, лінія P/Z=f(?Q) почала відхилятися після відбору 30% запасів газу, щоправда останній проводився високими темпами [4]. Співвідношення сумарного зниження тисків в законтурній області і у покладі становило 0.75, тоді як при водонапірному режимі тиск у законтурній області не повинен знижуватись, або, принаймні, знизитись на незначну величину. Отже, подібні поклади розробляються при пружно-водонапірному режимі.

Прогнозуючи режим роботи понт-меотичного покладу Східно-Казантипського родовища, слід крім вище наведеного досвіду прийняти до уваги, що поклад пластовий склепінний, колектор карбонатний тріщинно-поровий з ефективною товщиною, що мало відрізняються від загальної, пористість колектора, можливо, не досягає 46%, як прийнято при підрахунку запасів газу, але висока, у той час колектор може бути не так витриманим.

У комплексі усі наведені дані з досвіду розробки подібних покладів і з особливостей водонапірної системи Східно-Казантипського родовища та його понт-меотичного покладу дають змогу зпрогнозувати, що останній буде розроблятися спочатку при газовому, а потім (після відбору 10-15% запасів газу) при пружно-водонапірному режимі.

4.2 Характеристика глибинного та поверхневого обладнання

Відповідно до проекту ОПР Східно-Казантипське родовище буде розроблятися з одного блоку-кондуктора (БК) 4 похилоскерованими експлуатаційними свердловинами.

3 метою ізоляції водоносних пластів, а також для запобігання від обвалів стінок свердловин і запобігання прориву газу в інші пласти., свердловини обсаджуються слідуючими колонами:

- водоізолююча Ш 630 мм;

- кондуктор Ш 324 мм;

- технічна Ш 245 мм;

- експлуатаційна Ш 146 мм.

Щоб забезпечити герметичність свердловини, висота підйому цементного розчину в заколонному просторі повинна бути до устя.

Для устаткування експлуатаційних свердловин пропонується використовувати фонтанну арматуру на робочий тиск до 14 МПа - АФК -65x140 або АФК 2-65x210 (тиск до 21 МПа) з установкою замість корінної гідропневмоприводної засувки з автоматичним керуванням, а колонну головку пропонується використовувати типу ОКМ1-140-146х245 на тиск до 14 МПа або ОКК1-210-146х245 на тиск до 21МПа.

За результатами розрахунків втрат тиску в стовбурі і швидкості газу у башмака НКТ фонтанні труби пропонується використовувати з умовним діаметром 73 мм.

Свердловини, які розташовані на шельфі, повинні бути обладнані спеціальним внутрісвердловинним устаткуванням. Виходячи з геологічних даних і величин дебітів свердловин, отриманих при їх іспитах, пропонується компонування внутрісвердловинного устаткування фірми „BAKER”(США). Схема компонування підземного устаткування представлена на рисунку 4.1.

Як видно з рисунка 4.1, підземне устаткування складається з наступних елементів:

1) колона насосно-компресорних труб Ш 73x5.5 мм, марка Е - поз.8;

2) посадковий ніпель моделі "В" під клапан відсікач - поз.5;

3) клапан-відсікач типу хлопавки, самозрівнювальний, що витягається на тросі, моделі "BFVE-10" - поз.6;

4) циркуляційний клапан моделі "L" - поз. 10;

5) розмежувач трубного і затрубного простору (витягаємий пакер з подвійним захопленням моделі „FH") - поз. 12;

6) НКТ Ш 63x5 мм (після пакеру) - поз. 13.

Відповідно до [2], при розкритті однорідного по колекторських властивостях пласту, потужністю до 10 м, башмак фонтанних труб рекомендується встановлювати на середині інтервалу перфорації.

4.3 Характеристика методів дослідження свердловин. Обробка результатів дослідження

Для забезпечення нормальної експлуатації свердловин, для отримання вихідних даних, які необхідні для розробки родовища, для контролю за розробкою родовища, для встановлення технологічного режиму експлуатації



свердловин потрібно знати продуктивну характеристику свердловин, яку можна визначити на основі результатів обробки досліджень свердловини.

Під продуктивною характеристикою газової свердловини розуміємо сукупність таких відомостей:

1) Залежність дебіту свердловини від різниці квадратів Рпл та Рв (рис 4.2)

Q = f (Pпл2 - Рв2). (4.6)

2) Залежність дебіту від депресії на пласт

Q = f (Pпл - Рв) = f (P) (4.7)

3) Залежність дебіту від гирлового тиску

Q = f (Pг). (4.8)

4) Чисельне значення коефіцієнта фільтрації опорів А і В

Pпл2-Рв2=AQ+BQ2 (4.9)

5) Абсолютно вільний дебіт

6) Залежність змінювання в часі дебіту свердловини після її відкриття

Q=f(t) (4.10)

7) Залежність вибійного тиску в часі після відкриття свердловини

Рв = f (t) (4.11)

8) Залежність вибійного тиску в часі після закриття свердловини

9) Умови винесення механічних домішок і рідини при різних депресіях на

пласт.

Обробка результатів дослідження свердловини

Відомо, що формула припливу газу до свердловини має такий вигляд

Pпл2 - Рв2 = AQ+BQ2 (4.12)

Основним завданням обробки результатів є визначення коефіцієнтів фільтрації опорів А і В. Спочатку будується індикаторна діаграма та проводиться його інтерпретація (рисунок 4.3).

(4.13)

Бувають випадки, коли пластовий тиск виміряти не можливо.

Pпл2 - Рв12 = AQ1+BQ12 (4.14)

Pпл2 - Рв22 = AQ2+BQ22 (4.15)

Pв12 - Рв22 = A(Q1- Q2) +B(Q12-Q22) (4.16)

(4.17)

В загальному вигляді

(4.18)

За допомогою коефіцієнта А можна визначити величину kh/ (гідропровідність пласта)

(4.19)

(4.20)

де l - визначаємо за допомогою коефіцієнта В.

Продуктивність розкритих газових покладів Східно-Казантипського родовища визначена за даними досліджень розвідувальних свердловин 1,2. Нижче приводяться результати проведених досліджень.

Свердловина 1

Основні відомості про свердловину і пласт:

штучний вибій - 1062 м;

інтервал перфорації - 440-449 м, тип перфоратора ПКС-80, кількість отворів на 1 п.м. - 12;

інтервал пласта за ГДС - 440-452.2 м, товщина пласта - 12.2 м, ефективна газонасичена - 10.1 м;

продуктивний горизонт - понт-меотис;

пластова температура - 297 К;

відносна густина газу - 0.579;

діаметр експлуатаційної колони - 146 мм;

діаметр НКТ - 73 мм, глибина спуску - 436 м.

Дебіт газу замірявся за допомогою 2" діафрагмового вимірювача критичної течії. Результати випробування на продуктивність приведені в таблиці 4.1 і на рисунку 4.4. за даними досліджень продуктивний горизонт понт-меотис відноситься до групи середньодебітних.

Максимальний дебіт газу, отриманий при роботі свердловини на діафрагмі 14 мм склав 111.9 тис.м3/добу при депресії на пласт 0.28 МПа, робочому тиску 4.0 МПа.



Таблиця 4.1 - Результати випробування на продуктивність свердловини 1

Діам. діафр., мм	Час стаб., хв	Тиск, МПа	Ту., К	q, тис.м3/ добу	ДР, МПа	ДР2, МПа2	ДР2/q
		Ртр	Рзатр	Рвиб
4.1	120	4.28	4.30	4.46	14.0	14.5	0.01	0.10	0.0065
6.0	180	4.26	4.21	4.45	15.0	23.2	0.02	0.18	0.0079
8.0	210	4.25	4.19	4.43	16.5	39.6	0.05	0.41	0.0104
10.0	240	4.21	4.12	4.38	17.0	61.8	0.10	0.85	0.0138
8.0	1770	4.23	4.25	4.43	17.0	39.8	0.05	0.40	0.0101
10.0	150	4.13	4.21	4.38	18.0	61.8	0.09	0.83	0.0135
12.0	325	4.05	4.13	4.30	17.5	85.6	0.17	1.49	0.0174
14.0	1440	4.00	4.01	4.19	18.0	0.28	2.43	2.43	0.0217

Коефіцієнти фільтраційних опорів склали:

,

.

Проникність пласта розрахована згідно [5] за даними досліджень свердловини 1 на продуктивність, дорівнює Ккр=10-12.

Пластовий тиск, розрахований згідно статичного (4.43 МПа) на середину інтервалу перфорації 444.5 м, дорівнює 4.47 МПа [5].

Свердловина 2

Основні відомості про свердловину і пласт:

штучний вибій - 445 м;

інтервал перфорації - 428-439 м, тип перфоратора ПКС-80, кількість отворів на 1 п.м. - 12;

інтервал пласта за ГДС - 427.4-439 м, товщина пласта - 11.4 м, ефективна газонасичена - 11.0 м;

продуктивний горизонт - понт-меотис;

пластова температура - 297 К;

відносна густина газу - 0.572;

діаметр експлуатаційної колони - 146 мм;

діаметр НКТ - 73 мм, глибина спуску - 423 м.

Дебіт газу замірявся за допомогою 2" діафрагмового вимірювача критичної течії. Результати випробування на продуктивність приведені в таблиці 4.2 і на рисунку 4.5. за даними досліджень продуктивний горизонт понт-меотис відноситься до групи середньодебітних.

Максимальний дебіт газу, отриманий при роботі свердловини на діафрагмі 19.7 мм склав 195.4 тис.м3/добу при депресії на пласт 0.1 МПа, робочому тиску 3.43 МПа.

Таблиця 4.1 - Результати випробування на продуктивність свердловини 2

Діам. діафр., мм	Час стаб., хв	Тиск, МПа	Ту., К	q, тис.м3/ добу	ДР, МПа	ДР2, МПа2	ДР2/q
		Ртр	Рзатр	Рвиб
8	360	4.14	4.28	4.45	14.0	44.19	0.01	0.10	0.0022
10	155	4.14	4.27	4.44	15.0	69.15	0.02	0.17	0.0025
12.2	30	3.99	4.23	4.43	16.5	98.98	0.03	0.30	0.0030
13.9	125	3.92	4.21	4.42	17.0	123.23	0.05	0.41	0.0033
15.9	140	3.70	4.20	4.40	17.0	149.29	0.06	0.55	0.0037
17.8	195	3.45	4.17	4.38	18.0	175.53	0.08	0.71	0.0041
19.7	147	3.43	4.15	4.36	17.5	195.40	0.10	0.88	0.0045

Коефіцієнти фільтраційних опорів склали:

,

.

Проникність пласта розрахована згідно [5] за даними досліджень свердловини 2 на продуктивність, дорівнює Ккр=10-12.

Пластовий тиск, розрахований згідно статичного (4.32 МПа) на середину інтервалу перфорації 433.5 м, дорівнює 4.46 МПа [5].



4.4 Характеристика та аналіз методів дії на привибійну зону пласта

В міцних слабо-проникних колекторах приплив газу до свердловини дуже малий не дивлячись на велику депресію на пласт. В таких випадках застосовують вплив на привибійну зону з метою штучного збільшення проникності привибійної зони пласта і це часто дає хороші результати, тому-то найбільші втрати тиску мають місце в привибійній зоні пласта.

Збільшення проникності пласта відбувається за рахунок збільшення діаметрів порових каналів, а також за рахунок очищення порових каналів від засмічування, крім того за рахунок збільшення розмірів дренажних каналів і тому подібного.

До методів збільшення проникності пласта відносяться такі методи:

Гідравлічний розрив пласта.

Соляно-кислотна обробка.

В деяких випадках термо-кислотна обробка.

Гідро-піскоструминна перфорація.

Торпедування свердловини.

Нафтові та газоконденсатні ванни.

Осушення привибійної зони пласта (шляхом нагнітання в пласт сухого газу).

Глино-кислотна обробка свердловини.

Застосування ядерних вибухів.

Вибір метода впливу на привибійну зону пласта визначається пластовими умовами, а також причинами, які призвели до зменшення припливу газу до свердловини.

Суть гідророзриву пласта заключається в тому, що при закачці в пласт рідини на великій швидкості (швидкість, що перевищує швидкість поглинання рідини пластом), при цьому тиск на вибої свердловини почне наростати і при досягненні певної величини у пласті розширюються існуючі тріщини ті утворюються нові. Для того, щоб ці тріщини не зімкнулись після зменшення тиску нагнітання, їх заповнюють крупнозернистим піском, частіше всього це кварцовий пісок фракції від 0.5 мм до 2 мм. А також в глибоких свердловинах в якості розклинюючого агенту використовують більш тверді матеріали: скляні, пластмасові шари, корунд та інші.

Ефективність проведення ГРП залежить від:

- фізики-механічних властивостей пласта;

- умов залягання пласта;

- якості проведення ГРП.

Суть гідропіскоструминної перфорації (ГПП) полягає в тому, що руйнування металу труб, цементного кільця та породи продуктивного пласта відбувається за рахунок потоку рідини, в якому знаходяться абразивний матеріал. В якості абразивного матеріалу використовують кварцовий пісок, барит, гематит. При виборі рідини для проведення ГПП необхідно звертати увагу на те, щоб рідина не зменшувала продуктивність і проникність пласта, вона повинна сприяти та покращувати фільтраційні властивості привибійної зони і сприяти виносу перфораційного матеріалу. В основному використовують прісну, технічну воду з домішками поверхнево активних речовин (ПАР). Також використовують ГПП на глинистих розчинах, але їх застосовують лише при наявності в пласті великої кількості глинистих прошарків та у тому випадку, коли в пласті присутній високий пластовий тиск.

Перевага ГПП над іншими способами перфорації (кульової, торпедної, кумулятивної) полягає:

можна регулювати довжину і кут нахилу перфораційного отвору;

цементне кільце не руйнується і зберігає свою міцність;

краї утворених отворів в колоні рівні та гладкі;

прилади, які використовуються при ГПП прості та надійні в роботі; їх можна використовувати в свердловинах практично любого діаметра;

після ГПП можна проводити будь-які методи інтенсифікації не піднімаючи інструменту на поверхню;

довжина перфораційних каналів значно більша ніж при інших видах перфорації і може досягати до 500-700 мм при площі фільтрації каналів більшій у 20-30 разів;

при ГПП не має місце ущільнення породи в кінці перфораційного каналу.

Основним призначенням теплової дії на привибійну зону свердловини є збільшення проникності привибійної зони за рахунок розчинення на стінках пор відкладів парафіну й абсорбційно-сульфатних шарів активних компонентів нафти, таких як смоли, асфальтени, органічні кислоти. Продуктивний пласт біля свердловини нагрівається двома способами:

за допомогою нагрівача, який розташовується на вибої свердловини (елктронагрівач, газова горілка або термоакустичний нагрівач);

закачка теплоносія в пласт (насичений або перегрітий пар, гаряча вода, нафта або розчинник).

Найбільше використання на промислі мають циклічний та стаціонарний електронагрів, термоакустична та пароциклічна дія на привибійну зону. Кожний з цих методів має свою специфіку та область використання, а також має свої переваги і недоліки.

Приведемо приклади використання тих чи інших методів дії на привибійну зону в залежності від умов експлуатації свердловини. Соляно-кислотна обробка пласта дає хороший результат, якщо її провести в слабопроникних карбонатних колекторах; в глинистих пісковиках дає результат застосування глино-кислотної обробки (суміш соляної та плавикової кислот HCl+HF). В щільних слабопроникних колекторах при відсутності карбонатів можна отримати хороший результат зробивши гідравлічний розрив пласта. Якщо продуктивний пласт високо проникний, то в процесі буріння свердловини в нього проникає значна кількість бурового розчину і його фільтрату: чим більша проникність, тим більше засмічування. В таких випадках може дати хороший результат глинокислотна обробка, а при відсутності суміші кислот HCl+HF, можна отримати результат нафтової або газоконденсатної ванної.

В розділі 6 проводиться детальний розгляд процесу проведення солянокислотної обробки.

5. Аналіз системи збору і підготовки свердловинної продукції

5.1 Характеристика системи збору свердловинної продукції

Облаштування обладнання газових промислів виконують згідно до технологічних схем, які і обумовлюють системи збору та транспортування свердловинної продукції. При розробці газових та газоконденсатних родовищ в основному використовують індивідуальну і групову схеми збору газу та конденсату.

При індивідуальній схемі збору газ із свердловини, пройшовши через при свердловинні споруди, поступає в загальний газозбірний колектор, згодом на установку підготовки газу і далі в магістральний газопровід. До при свердловинних споруд відносять: сепаратори, ємності для заміру рідини, установки введення інгібіторів.

Якщо в продукції свердловини є велика кількість конденсату, то паралельно газопроводу прокладають конденсатопровід.

Існують такі види індивідуальної схеми збору та транспортування свердловинної продукції:

лінійна це схема, в якій газозбірний колектор представляє собою пряму лінію; використання цієї схеми дуже обмежене;

променева це схема, в якій газозбірні колектори являють собою промені, що сходяться до групового пункту:

кільцева це схема, в якій газозбірний колектор огинає газоносну площу і замикається.

Недоліками індивідуальної схеми збору свердловинної продукції є:

велика кількість обладнання і споруд, що розміщені на великій території, та які вимагають постійного і кваліфікованого обслуговування;

значна довжина під'їзних шляхів велика металоємність комунікацій;

значні втрати газу і конденсату.

При груповій схемі збору свердловинної продукції газ по шлейфах поступає на груповий пункт, який називається установкою попередньої підготовки газу (УППГ), аналогічно, як і для індивідуальної схеми існують різновиди групової схеми (див. рисунок 5.1):

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 5.1 - Групові схеми збору

5.2 Рекомендації зі збору, підготовки та транспорту газу

Східно-Казантипське родовище знаходиться на шельфі Азовського моря в південній його частині. Родовище планується розробляти чотирма похило скерованими експлуатаційними свердловинами пробуреними з СПБУ, устя яких будуть обв'язані на технологічній платформі (блок-кондуктор).

Оскільки планується, що морська платформа буде „безлюдною” підготовка газу для подальшої подачі споживачеві буде здійснюватись на суші.

Згідно попередніх розрахунків НДПІ Шельф довжина шлейфу від блок-кондуктора до установки комплексної підготовки газу (УКПГ) складе 30 км - з них 20 км по дну моря та 10 км по суші. Труби для шлейфу рекомендується використати діаметром 324х12 мм. Цей вибір пов'язаний з тим, що труби діаметром до 300 мм включно з товщиною стінки 12-16 мм володіють достатньою від'ємною плавучістю при нормальних умовах експлуатації. Як показала практика прокладання підводних трубопроводів у Чорному морі, труби діаметром більше 400 мм мають бетонні пригрузи через кожні 13 м довжиною до 5 м. Прокладання труб з таким діаметром викликає додаткові роботи при виведенні плетіней в море, виникають труднощі при стиковці труб в морі.

Газові поклади родовища характеризуються низьким початковим значенням пластового тиску, а також добрими фільтраційними властивостями. Таким чином при підтриманні високих значень добового видобутку 1.2-1.6 млн.м3 газу через кілька років внутрішньої енергії газу стає не достатньо для забезпечення транспорту газу до УКПГ. Це пов'язано з тим, що коефіцієнт гідравлічного опору труб прямопропорційно залежить від квадрату швидкості руху газу в тілі труби, а при тисках нижчих за 1-1.5 МПа швидкість сягає значення 17 м/с, при якій втрати тиску на 30 км перевищують 1-2 МПа. Тому всі варіанти розробки родовища будувались на регламенті робочих тисків з поступовим їх зниженням до значення 0.6 МПа у відповідності із падінням добового видобутку газу.

Транспортування непідготовленої свердловинної продукції на відстань 30 км може призвести до скупчення сконденсованої вологи в найнижчих точках прокладання шлейфу, що значно збільшить втрати тиску на тертя. Для запобігання цього рекомендується регулярно проводити очистку порожнини трубопроводу поршнем, встановивши під час облаштування родовища вузол пуску поршня на блок-кондукторі та вузол прийому поршня перед входом в УКПГ.

Пластовий газ покладів на 97-98% складається з метану, об'ємна доля інших компонентів метанового ряду та азоту не перевищує 0.5%. рівноважна температура гідратоутворення при тисках 2.8-0.6 МПа не перевищує значення 2?С. Це свідчить про те, що під час експлуатації шлейфу гідрати утворюватись не повинні, оскільки згідно статистики температура навколишнього середовища (води, ґрунту) не знижується нижче вказаного значення.

Для забезпечення проведення досліджень на стаціонарних режимах кожної окремої свердловини в газопровід на блок-кондукторі необхідно встановити дросклюючий пристрій для створення протитиску на пласт, дослідницький сепаратор для відбиття сконденсованої вологи та пристрій заміру миттєвого дебіту з можливістю переключення на дослідницьку лінію любої свердловини.

При відсутності запасу по тискам методи низькотемпературної сепарації застосувати важко, тому для підготовки газу для подальшого транспорту можна використати один із методів абсорбції (а саме гліколевої осушки). Щоб забезпечити якісну підготовку газу, пропускна здатність УКПГ повинна складати 1.2 млн.м3 газу за добу.

Для подачі газу від УКПГ до споживача (в газопровід Джанкой - Керч) побудували газопровід-підключення довжиною 10 км та діаметром 530х15 мм.

Зважаючи на великі капіталовкладення по облаштуванню Східно-Казантипського родовища, слід з акцентувати увагу на тому, що шлейф та газопровід-підключення можна буде використовувати і при облаштуванні нових відкритих родовищ в даному районі Азовського моря.



6. Проектування інтенсифікації припливу газу шляхом солянокислотної обробки

6.1 Методи хімічного впливу на пласт

Хімічні методи впливу на привибійну зону пласта з метою виклику і інтенсифікації припливу базуються на властивості гірських порід вступати у взаємодію з деякими хімічними речовинами, а також на властивості деяких хімічних речовин впливати на поверхневі і молекулярно-капілярні зв'язки твердих і рідких фаз в породах.

Найбільш поширеними методами хімічного впливу на пласт є:

солянокислотна обробка пласта;

обробка пластів плавиковою (фтороводневою) кислотою;

обробка пластів розчинами ПАР;

обробка пластів з використанням сумішей перерахованих вище речовин;

5) обробка пластів вуглекислотою, сульфаміновою, сірчаною і іншими кислотами і солянокислотними обробками із застосуванням інгібіторів гідратоутворення.

Методи хімічного впливу па пласт дозволяють:

- очистити і розширити канали для руху флюїду із пласта до свердловини;

- утворити нові канали за рахунок розчинення мінералів, які входять до складу породи;

- змінити фазову проникність пласта.

Кислотна обробка -- це метод збільшення проникності привибійної зони свердловини шляхом розчинення складових частинок породи пласта, а також сторонніх частинок, якими забруднені породи.

Широке застосування методів хімічного впливу в промисловій практиці різних районів привело до появлення різних технологічних схем здійснення цих процесів. Схеми відрізняються в основному темпами і об'ємами закачки кислоти, тисками нагнітання, використанням приспосіблень і добавок.

Хімічний вплив на пласти найбільш розповсюдженим методом виклику і інтенсифікації припливу. Використання хімічних реагентів в процесі розкриття пластів бурінням і перфорацією не тільки розширює об'єми обробки пластів, але й змінює показники розкриття. Правильний вибір властивостей і параметрів бурових розчинів при розкритті пластів значно скорочує об'єми хімічних обробок пласта при випробуванні і наступній експлуатації свердловин.

В останні роки розширився асортимент реагентів, які використовуються при хімічних обробках пластів. Збільшилось число поверхнево-активних речовин. Використання суміші різних хімічних речовин (розчинників, поверхнево-активних речовин, електролітів) дозволяє покращити умови припливу флюїдів з пласта в свердловину, що збільшує нафтовіддачу пластів. Міцелярні дисперсії, які є сумішшю вуглеводневої рідини з водою, в присутності ПАР і електроліта, теж застосовуються для збільшення нафтовіддачі пластів.

6.2 Основні засади проведення солянокислотної обробки

Солянонокислотні обробки в основному застосовуються для впливу на карбонатні породи і породи, які мають в складі карбонатні цементи. Реакція карбонатних порід з соляною кислотою описується такими формулами:

для вапняків

СаСО3+2HCl=CaCl2+H2O+CO2; (6.1)

для доломітів



СаСО3MgСО3+4HCl=CaCl2+ MgCl2 +2H2O+2CO; (6.2)

CaCl2 і MgCl2 розчинні у воді, тому вони легко виводяться з пласта.

Для обробки пісковиків з незначною кількістю карбонатного цементу використовується глинокислота - суміш соляноі і фтороводневої кислот (НСІ + HF ). Реакції соляної кислоти з деякими речовинами є екзотермічними. Наприклад, взаємодія HCl з Mg описується формулою

Mg+2 HCl+ H2O= MgCl2ag + H2 +m H2O+110,2 ккал(6.3)

На кожну грам-молекулу магнію виділяється 110,2 ккал тепла. Екзотермічною с також реакція між соляною кислотою і алюмінієм, при якій на кожну грам-молекулу виділяється 126 ккал тепла. Властивість виділяти тепло при взаємодії речовин використовується для термохімічних методів впливу на пласт.

Соляна кислота взаємодіє з залізом таким чином:

Fe(OH)3 +3HCl= FeCl3 +3 H2O (6.4)

В число породоутворюючих мінералів входить сульфат кальцію (CaSO4). Соляна кислота взаємодіє з ним так:

2HCl+CaSO4 = СаСl2 + H2SO4 (6.5)

Утворена при цьому сірчана кислота вступає в нові реакції з породоутворюючими речовинами.

Із приведених вище даних видно, що солянокислотна обробка є складним хімічним процесом, в ході якого одні мінерали розчинюються, а другі утворюються. Розчинення мінералів сприяє розширенню існуючих і утворенню нових каналів для руху пластових флюїдів. Утворені мінерали, якщо вони є погано розчинними у воді, погіршують стан привибійної зони. Тому при солянокислотних обробках необхідно так регулювати процес, щоб позитивний ефект від взаємодії був переважаючим.

На ефективність солянокислотної обробки впливають багато факторів, серед яких основними є хіміко-мінералогічний склад породи властивості рідини, які насичують породу, пластові температури і тиск, об'єм і концентрація кислотного розчину, час реагування кислоти породою.

Хіміко-мінералогічний склад породи - головний фактор при виборі методу обробки і якості кислотного розчину. Породи, що складають нафтові пласти, мають різну ступінь карбонатності, містять різні включення інших мінералів (глини, піску, тощо). В той же час склад мінералів має різний вміст хімічних елементів. Все це впливає на ефективність обробки. Тому не слід переносити досвід кислотних обробок з одних родовищ на інші, не вносячи коректив на особливості хімічного складу порід колектора. Навіть в межах одного родовища різні поклади і пласти необхідно обробляти з врахуванням особливостей порід.

Властивості рідин, що насичують пласти, теж необхідно враховувати при солянокислотних обробках. Пласти з високов'язкими, смолистими нафтами взаємодіють з кислотою менш ефективно. Зерна породи тут блоковані плівками нафти, які перешкоджають їх контакту з кислотою. В той же час обводнені пласти внаслідок доброго контакту породи з кислотою піддаються більш інтенсивній обробці.

В нагнітальних свердловинах практикується ізоляція окремих найбільш проникних ділянок пласта закачкою в них високов'язких рідин, здатних створювати захисний екран від впливу кислоти. В пласт закачують нафту, ССБ, різні емульсії. Це дозволяє посилити ефект обробки зони з меншою проникністю.