Производительность нефтяных и газовых скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Производительность нефтяных и газовых скважин и поглотительная способность нагнетательных зависят главным образом от проницаемости пород, складывающих продуктивный пласт. Чем выше проницаемость пород в зоне действия той или иной скважины, тем больше производительность или приемистость ее, и наоборот.

Проницаемость пород одного и того же пласта может резко изменяться в различных его зонах или участках. Иногда при общей хорошей проницаемости пород пласта отдельные скважины вскрывают зоны с пониженной проницаемостью, в результате чего ухудшается приток нефти и газа к ним.

Естественная проницаемость пород под влиянием тех или иных причин также может с течением времени ухудшаться. Так, при закачивании скважин бурением призабойные зоны их часто загрязняются отфильтровавшимся глинистым раствором, что приводит к закупорке пор пласта и снижению естественной проницаемости пород.

При эксплуатации нефтяных и газовых скважин проницаемость пород в призабойной зоне может резко ухудшиться из-за закупорки пор парафинистыми и смолистыми отложениями, а также глинистыми частицами.

Призабойная зона нагнетательных скважин загрязняется различными механическими примесями, имеющимися в закачиваемой воде (ил, глина, окислы железа и т. п.).

Проницаемость пород призабойной зоны скважин улучшают путем искусственного увеличения числа и размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а также путем удаления парафина, смол и грязи, осевших на стенках поровых каналов.

Методы увеличения проницаемости пород призабойных зон скважин можно условно разделить на химические, механические, тепловые и физические. Часто для получения лучших результатов эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно.

Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах. Их успешно применяют также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества.

Механические методы обработки применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещиноватости.

Тепловые методы воздействия применяются для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон.

Физические методы предназначаются для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что в конечном итоге увеличивает проницаемость пород для нефти.



1. Основы кислотного воздействия на призабойную зону скважин

Одним из распространенных способов обработки ПЗС является применение соляной кислоты. Обработка скважин соляной кислотой характеризуется сравнительной простотой технологических операций, дешевизной и достаточной эффективностью.

При закачке водных растворов соляной кислоты в породу происходит растворение карбонатных породообразующих минералов, а также различных привнесенных в пласт загрязняющих частиц.

Кроме соляной кислоты при химических методах воздействия можно применять уксусную, сульфаминовую, фтористоводородную и другие кислоты.

К раствору соляной кислоты (НС1) добавляют следующие реагенты:

1. Ингибиторы -- вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование, с помощью которого раствор НС1 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 отреагировавшей кислоты. Добавка ПАВ увеличивает эффективность кислотных обработок.

3. Стабилизаторы -- вещества, необходимые для удерживания в растворенном состоянии некоторых продуктов реакции примесей раствора НС1 с железом, цементом и песчаниками, а также для удаления из раствора соляной кислоты вредной примеси серной кислоты и превращения ее в растворимую соль бария. 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.



2. Технологии основных видов кислотных обработок. Техника и меры безопасности

К числу вполне установившихся и широко применяющихся в промышленности следует отнести следующие варианты процесса кислотной обработки скважин с карбонатными коллекторами:

1) Кислотные ванны;

2) Простые (обычные) кислотные обработки;

3) Обработки под давлением;

4) Кислотные обработки через гидромониторные насадки;

5) Термокислотные обработки;

6) Серийные обработки;

7) Ступенчатые или поинтервальные обработки.

2.1 Кислотные ванны

Кислотные ванны являются первым и обязательным видом кислотного воздействия для всех скважин с открытым стволом продуктивного пласта после бурения и освоения или в процессе освоения.

Назначение кислотной ванны -- очистка поверхности забоя от загрязняющих материалов -- остатков цементной и глинистой корки, продуктов коррозии, кальцитовых выделений из пластовых вод и пр.

Кислотная ванна не рекомендуется для скважин, продуктивный пласт которых закреплен обсадной зацементированной колонной.

Кроме скважин, вышедших из бурения, кислотная ванна применяется и в эксплуатируемых скважинах, например, для разрыхления материала забойной пробки, для очистки забоя и фильтрующей поверхности его после ремонтных работ.

Проведение кислотных ванн в основном следует рассматривать как операцию подготовительного характера для обеспечения наиболее эффективного проведения последующих кислотных обработок с задавливанием кислоты в пласт. Перед производством кислотных ванн скважину следует очистить от забойной пробки, если она обнаружена в результате отбивки забоя. При наличии на поверхности открытого ствола скважины значительных масс цементной корки необходимо добиться максимального удаления ее механическим путем. Обрушенный со стенок забоя материал корки извлекается с помощью помпы.

После проведения комплекса очистных работ необходимо определить пластовое давление и статический уровень в скважине для обеспечения необходимых условий проведения кислотной ванны.

Объем кислотного раствора должен быть равен объему скважины от забоя до кровли обрабатываемого интервала продуктивного горизонта. Рабочий кислотный раствор должен быть повышенной концентрации НС1 и содержать все необходимые добавки (реагенты).

В качестве продавочной жидкости следует применять воду, подавая ее через подъемную колонну из мерника заливочного агрегата для обеспечения точного замера ее расхода соответственно плану.

Кислотный раствор по завершении закачки в скважину в течение всего периода реагирования должен находиться только в интервале обработки, т. е. он не должен выходить из зоны реагирования вверх -- в обсадную колонну за счет притока жидкости из пласта или из насосно-компрессорных труб, ни уходить в пласт за счет поглощения раствора призабойной зоной пласта.

Темп закачки кислоты на забой скважины после достижения ею нижнего конца труб должен быть замедленным до возможного предела, чтобы была возможность выдавить всю кислоту из труб за 25--30 мин или более.

Время выдерживания на реагирование должно быть в пределах 16--24 ч. Точный срок устанавливается для каждого месторождения опытным путем на основе определения остаточной кислотности раствора после различных сроков выдерживания его на забое.

По завершении реагирования производится обратная промывка скважины для удаления отработанного раствора и осевшего на забой шлама путем закачки в затрубное пространство нефти. В скважинах истощенных месторождений забой очищается от шлама и отработанного раствора с помощью помпы.

2.2 Простые (обычные) кислотные обработки

Простые (или обычные) кислотные обработки являются наиболее распространенным видом обработок. Целевое назначение их -- воздействие на призабойную зону как для разработки порового пространства, так и для очистки его от загрязняющего материала. Таким образом, простые кислотные обработки проводятся с обязательным задавливанием кислотного раствора в призабойную зону пласта.

При обработках скважин с открытым стволом простые кислотные обработки, как правило, являются вторичными обработками после проведения кислотных ванн. Как правило, они осуществляются с применением одного насосного агрегата, обвязанного с емкостями кислотного раствора и продавочной жидкости.

Подготовка скважины заключается прежде всего в тщательной очистке ее от забойной пробки. Поэтому проверка состояния забоя перед обработкой обязательна.

В скважинах, дающих нефть с водой, при слабом водопроявлении и при нижнем положении обводненного интервала можно ограничиться заливкой на забой бланкета -- концентрированного раствора хлористого кальция или тяжелой и вязкой эмульсии типа «вода в нефти». В остальных случаях необходимо выполнение работ по изоляции притока воды.

Объемы кислотного раствора для простых обработок, в расчете на 1 м мощности пласта, рекомендуются следующие (в м3):

· Для первичных обработок пористых пород:

o Малопроницаемых, тонкопористых - 0,4 - 0,6;

o Высокопроницаемых - 0,6 - 1,0.

· Для вторичных обработок пористых пород:

o Малопроницаемых, тонкопористых - 0,6 - 1,0;

o Высокопроницаемых - 1,0 - 1,5.

· Для первичных обработок трещиноватых пород - 0,6 - 0,8.

· Для вторичных обработок трещиноватых пород - 1,0 - 1,5.

Для последующих обработок общая растворяющая способность всего раствора должна увеличиваться как за счет наращивания объема, так и за счет повышения концентрации кислоты, если не требуется коренное изменение технологии обработок, например перехода на другие их виды.

За основную концентрацию рабочего кислотного раствора следует принимать 15% НС1, а за максимальную -- 20% НС1. В состав рабочего раствора обязательно должны входить ингибитор и ПАВ, желательно -- катионоактивный, или один только ПАВ, если он одновременно является ингибитором. Также весьма желательна добавка уксусной кислоты, как замедлителя реакции кислотного раствора с породой, так и стабилизатора окисных соединений железа.

Продавочной жидкостью при таких обработках скважин обычно служит нефть того же месторождения. При обработках газовых скважин лучше применять для задавливания кислоты воду или газ. При обработках нагнетательных скважин -- воду, желательно с добавкой ПАВ типа ОП-10 в первые ее порции.

Техника закачки кислотного раствора и продавочной жидкости определяется необходимостью выполнения основного условия обработки, а именно: уровень кислоты в затрубном пространстве в период закачки и продавливания ее в пласт должен находиться только в пределах интервала ствола скважины, выбранного для данной обработки.

В нефтяных скважинах, где по условиям в залежи установить циркуляцию невозможно, производится предварительная подкачка нефти на предельно высокой скорости и, вслед за ней, на той же скорости -- закачка всего объема кислоты и продавочной жидкости.

Для обеспечения более равномерной разработки приствольной части призабойной зоны и полного охвата всей мощности обрабатываемого пласта образованием первичных каналов растворения с учетом более глубокого развития их при последующих обработках скорость закачки ограничивается только при первичной обработке малопроницаемых тонкопористых карбонатов.

Во всех других случаях необходимо стремиться к максимальному увеличению скорости продвижения кислоты по пласту в целях достижения наиболее глубокого проникновения ее от ствола скважины.

Время выдерживания кислоты на реагирование в пласте зависит от многих факторов, учесть которые затруднительно. Наиболее надежно оно устанавливается на основе анализа на остаточную кислотность извлеченного из пласта отработанного раствора кислоты после определенного срока выдерживания ее в пласте.

По истечении срока выдерживания скважина переводится на эксплуатацию. Если же устанавливается, что в результате обработки образовалась забойная пробка, ее необходимо удалить.

2.3 Кислотные обработки под давлением

При закачке растворов кислоты под обычными, относительно небольшими перепадами давлений, по технологии простых кислотных обработок кислота будет устремляться в наиболее проницаемые интервалы. При этом остальная часть разреза, представленная породами низкой проницаемости, часто по мощности и запасам значительно превышающая интервал высокопроницаемых пород, подвергается воздействию кислоты в малой мере и лишь в приствольной части призабойной зоны.

В этих условиях возникает необходимость создать высокое давление для продвижения кислоты в малопроницаемые интервалы продуктивного пласта при одновременном исключении или большом ограничении поглощения кислоты высокопроницаемыми частями разреза скважины. Это может быть при подходящих условиях достигнуто разделением высокопроницаемых интервалов пакером; ограничение поглощения -- предварительной закачкой в высокопроницаемые участки пласта буфера высоковязкой эмульсии типа «кислота в нефти».

Объектами для кислотных обработок под давлением могут служить нефтяные, газовые и нагнетательные скважины на любой стадии разработки месторождения с учетом того, что подавляющее большинство месторождений с карбонатными коллекторами разрабатывается без поддержания пластового давления.

Основными видами работ по подготовке скважин под обработку под давлением являются те же, что и при простых кислотных обработках, а именно: удаление забойных пробок и органических отложений при их наличии, установка бланкета тяжелой жидкости в пределах обводненного низа забоя, изоляция притока вод.

Также при подготовительных работах определяется профиль приемистости скважины при закачке нефти в нефтяные или воды в нагнетательные скважины с помощью забойного расходомера.

Необходимо также тщательно проверить герметичность и общее техническое состояние насосного оборудования и всей его обвязки.

При обработке однородного пласта повышенной проницаемости, особенно с низким пластовым давлением, а также при обработке неоднородного пласта с наличием в разрезе малопроницаемых и высокопроницаемых интервалов создание высоких перепадов достигается путем предварительной закачки вязкой нефтекислотной эмульсии. Резкое ограничение приемистости высокопроницаемых интервалов, избирательно поглотивших эмульсию, позволяет закачать вслед за эмульсией в малопроницаемые интервалы рабочий кислотный раствор.

Эмульсию можно приготовить путем перемешивания кислоты с нефтью с помощью насосов агрегата ЦА-300 или ЦА-320М.

Кроме этого способа, сравнительно быстро и в любом количестве можно получить эмульсию путем одновременной прокачки кислоты и нефти через штуцер диаметром от 6 до 12 мм, принимая готовую эмульсию в специальную емкость-мерник. Легче всего образуются эмульсии с нефтями при высоком содержании асфальтено-смолистых веществ.

В зависимости от способа и времени перемешивания, при содержании в смеси 10 -- 12%-ной кислоты около 70% от смеси, можно получить эмульсии различной стабильности.

При обработках применяются или один рабочий кислотный раствор, или нефтекислотная эмульсия, а затем рабочий раствор. Объем нефтекислотной эмульсии рассчитывается, исходя из мощности высокопроницаемых интервалов, их пористости и планируемого радиуса распространения эмульсии.

Объем рабочего раствора можно принять тот же, что и для простых кислотных обработок, т. е. от 0,6 до 1 м3 на 1 м суммарной мощности пласта. Состав и концентрация рабочего раствора при этом виде обработок должны быть те же, что и при простых обработках. Лишь в раствор кислоты, предназначенной для приготовления эмульсии, не надо добавлять уксусную кислоту, а количество ПАВ должно быть минимальным во избежание нарушения стабильности эмульсии.

Продавочными жидкостями для задавливания рабочего кислотного раствора в зависимости от типа обрабатываемых скважин (нефтяные, газовые, нагнетательные) могут быть нефть, газ или вода.

Эмульсия в объеме труб и подпакерного пространства закачивается при открытом затрубном пространстве. После закачки этого объема устанавливают пакер и продолжают закачку эмульсин на ограниченной скорости во избежание возникновения больших гидравлических сопротивлений в насосно-компрессорных трубах.

Рабочий кислотный раствор после подачи его в объеме труб закачивается на предельно высокой скорости. При обработке без эмульсии рабочий раствор с того же момента также закачивается на максимальной скорости, а продавочная жидкость -- на высокой скорости, по возможности без снижения достигнутого давления. Время выдерживания рабочего кислотного раствора при обработке без эмульсии устанавливается по тому же методу, что и при простых кислотных обработках.

Завершается обработка извлечением насосно-компрессорных труб с пакером и якорем, после чего скважина пускается в эксплуатацию.

2.4 Кислотные обработки через гидромониторные насадки

Особенностью этих обработок является сочетание растворяющего действия активной кислоты с механически разрушающим действием высокоскоростной струи большого напора. Механическое гидромониторное разрушение по аналогии с пескоструйной перфорацией может быть в большой мере усилено, если к кислоте, под большим давлением выбрасываемой через насадки на обрабатываемую поверхность, добавлять кварцевый песок.

Обработка высокоскоростными напорными струями кислоты может быть применена для следующих целей: очистки стенок забоя скважин от цементной и глинистой корки; для разрушения и удаления плотных забойных пробок струями, направленными вниз; для интенсивного разрушения пород с созданием каналов растворения в заданном интервале пласта для избирательно-направленной обработки, а также для создания щелеобразных засечек в заданном интервале для последующего направленного гидравлического разрыва пласта.

Соответственно этим целям кислотоструйные обработки могут применяться преимущественно в скважинах с открытым стволом в пределах продуктивного пласта.

Гидромониторные насадки предпочтительнее иметь с каналом профиля сжатой струи. При кислотоструйных обработках забойных пробок насадки располагаются так, чтобы струи кислоты вылетали из них не горизонтально, а вертикально вниз или под небольшим углом (15°) к оси скважины. Для перемещения гидромонитора в намеченные для обработки интервалы и до забоя насосный агрегат соединяется с насосными трубами гибким шлангом высокого давления.

Каких-либо специальных подготовительных работ, кроме обычных, для производства кислотоструйных обработок не требуется. Только при разрушении цементной и глинистой корок необходимо закачку кислоты через насадки начинать при максимально возможном понижении уровня в скважине. При этом увеличивается напор, а главное, предупреждается возможность поглощения сильно загрязненного раствора призабойной зоной пласта.

Кислотоструйные обработки, как правило, планируются как процесс, совмещенный с тем или другим видом обработки. Поэтому все параметры (объемы, состав, концентрация растворов) устанавливаются соответственно требованиям того вида обработки, с которым совмещается кислотоструйная обработка.

Техника закачки определяется основным требованием -- во всех случаях обеспечивать максимально возможную для данного диаметра сопла вылетную скорость.

2.5 Термокислотные обработки

Термокислотной обработкой принято называть комбинированный процесс, первым этапом которого является термохимическая обработка, а вторым, непрерывно следующим за первым, -- обычная кислотная обработка или кислотная обработка под давлением.

Термохимическая обработка -- процесс воздействия на забой горячей кислотой, при котором нагревание кислотного раствора производится за счет теплового эффекта экзотермической реакции между кислотой и магнием или некоторыми его сплавами, осуществляемом в специальном реакционном наконечнике, спущенном на насосно-компрессорных трубах в пределы интервала, намеченного под обработку.

Совмещенное действие двух факторов -- высокой температуры и активности кислоты -- позволяет эффективно применять эти процессы на следующих объектах: в скважинах, снизивших производительность за счет отложений парафиновых или асфальто-смолистых веществ на забое и в прифильтровой зоне; с целью удаления этих отложений в скважинах с низкими коллекторскими свойствами пород пласта; с целью формирования максимального количества каналов растворения в заданном интервале, особенно в доломитах и сильно доломитизированных породах; в скважинах, вышедших из бурения, с целью более интенсивного растворения материалов, загрязняющих фильтрующую поверхность забоя; в нагнетательных скважинах для очистки поверхности фильтрации от продуктов коррозии и других загрязняющих материалов, трудно растворимых в холодной соляной кислоте.

Реакционные наконечники применяются двух видов: для зарядки магнием в виде стружки и для зарядки его стержнями или брусками. Обычно используются наконечники, вмещающие от 40 до 100 кг магния, через которые прокачивается соответственно от 4,0 до 10,0 м3 15%-ной кислоты для нагревания ее до 60° С.

Реакционный наконечник, в который на поверхности загружается магний, на насосно-компрессорных трубах спускается в скважину в интервал, выбранный для обработки. По насосно-компрессорным трубам через наконечник прокачивается 15%-ная соляная кислота в объеме от 70 до 100 л на загруженный магний массой 1 кг. Скорость прокачки подбирается таким образом, чтобы за весь процесс в наконечнике расходовалась активность кислоты на реакцию с магнием равномерно тому, чтобы достичь одинакового нагрева и одинаковой остаточной кислотности всего объема кислоты, запланированного на реакцию с магнием. Это важное, но трудно выполнимое условие.

Сложность заключается в том, что условия, определяющие процесс взаимодействия кислоты с магнием, в ходе прокачки ее через наконечник непрерывно изменяются. Все это затрудняет расчет режима прокачки кислоты. Поэтому примерный режим прокачки кислоты через наконечник со стружечным магнием во времени определяется на поверхности на специальном стенде, а затем корректируется по данным записи забойного термографа при промысловых обработках.

Для упрощения расчета весь период прокачки кислоты разделен на 10 интервалов времени. Делением объема кислоты, прокачиваемой за один интервал, на объемный расход за каждый интервал получаем время прокачки за этот интервал.

Термохимический процесс может совмещаться не только с простыми обработками и обработками под давлением, но, например, и с кислотоструйными. Для этого применяют тот или другой вид наконечника, предназначенного для спуска в скважину при 200-мм обсадной колонне. В отверстиях наружной трубы наконечника нарезается резьба, и в них ввинчиваются сопла с каналом профиля сжатой струи. Для предупреждения засорения каналов предусматривается специальный патрубок, в котором размещается фильтр, обернутый латунной сеткой с отверстиями диаметром 2-3 мм.

2.6 Серийные обработки

Представляют собой такой вид кислотной обработки, при котором интервал продуктивного пласта через короткие промежутки времени подвергается двух- и трехкратному воздействию одного и того же или разных видов кислотной обработки с целью вывода скважины на максимальную производительность за короткий срок.

Время, через которое производятся запланированные виды обработок, определяется необходимостью очистки забоя и извлечения отработанного раствора из пласта, если обработка производилась с задавливанием кислоты.

Примеры серийных обработок: а) «ванна-ванна-ванна»; б) «ванна-простая обработка приствольной части призабойной зоны - простая обработка призабойной зоны»; в) «термокислотная обработка - обработка под давлением» и т. д.

2.7 Ступенчатые или поинтервальные обработки

При одновременной обработке пласта большой мощности, нескольких пластов или пропластков вследствие избирательного проникновения кислоты в наиболее проницаемые интервалы большая часть из общей мощности продуктивных пород останется фактически не обработанной или в очень малой мере затронутой обработкой.

Для охвата всей мощности продуктивных пород воздействием кислоты необходимо принудительно задавливать кислотный раствор в ограниченные по мощности интервалы пласта или в отдельные его пропластки. После обработки первого интервала и кратковременной его эксплуатации принудительно-направленной обработке подвергается следующий интервал или пропласток и т. д., пока вся мощность пласта или все пропластки не будут охвачены обработкой.

Поинтервальным обработкам могут подвергаться нефтяные, газовые и нагнетательные скважины с открытым забоем, так и закрепленные обсадной колонной. Проводить их целесообразнее в начальный период эксплуатации скважин или после выхода их из бурения.

В скважинах с зацементированным пластом направленное задавливание кислоты в заданный интервал обеспечивается установкой пакера. Успех обработки будет во многом зависеть от целостности и герметичности цементного кольца за колонной.

В скважинах с открытым стволом большой мощности задача направленного задавливания кислоты в каждый из интервалов пласта наиболее просто решается для скважин, в которых пласт вскрывается бурением после цементирования обсадной колонны в его кровле. Такая конструкция позволяет обособлять любые интервалы для обработки с использованием пакерных устройств.

При неравноразмерной конструкции скважины с открытым стволом, т. е. когда диаметр открытого ствола значительно больше диаметра обсадной колонны, спущенной и зацементированной после бурения всей скважины, обособление отдельных интервалов и более сложно, и менее надежно. Здесь можно применить установку герметичного цементного моста из кислоторастворимого цемента, заливку вязкой водонефтяной эмульсии и др.



3. Виды кислотных обработок скважин, вскрывших терригенный коллектор

В зависимости от химико-минералогического состава пород пласта, состава загрязняющих фильтрующую поверхность и призабойную зону материалов, а также от целевого назначения обработок применяются:

а) Солянокислотные обработки;

б) Обработки одной глинокислотой, т.е. смесью соляной и плавиковой кислоты;

в) Двухрастворные обработки с задавливанием в пласт последовательно сначала раствора соляной кислоты, затем глинокислоты.

3.1 Солянокислотные обработки

Обработка скважин, пласты которых сложены терригенными коллекторами, одной соляной кислотой может применяться:

· Для растворения привнесенных материалов, загрязняющих забой, его фильтрующую поверхность на призабойную зону. Такие обработки можно считать «очистными»;

· Для растворения карбонатов, при высоком их содержании при условиях:

o В результате обработки одной соляной кислотой получается достаточно высокий эффект;

o Дополнительное воздействие на силикатную часть породы плавиковой кислотой не приводит к увеличению эффекта, но если при этом окажется, что за счет действия плавиковой кислоты происходит дезагрегация песчаника с последующим выносом больших масс песка в ствол скважины.

Подготовка скважин к обработке соляной кислотой. В нагнетательных скважинах подготовка сводится к свабировапию (гидросвабированию) с последующей прямой и обратной промывкой.

При обработке поверхности забоя и приствольной части призабойной зоны (при отсутствии треишноватости пород) объемы кислоты для первых обработок можно принять 100 - 150 л на 1 м мощности обрабатываемого пласта.

При обработке призабойной зоны и системы трещин -- для первичной обработки скважин, находящихся в освоении после выхода из бурения, может быть рекомендован удельный объем 0,75--1,0 м3 на 1 м мощности пласта; для обработок в процессе эксплуатации от 1,5 до 2,0 м3 на 1 м мощности. Дальнейшее увеличение объема производится в зависимости от результатов.

Концентрация НС1 в рабочем растворе -- от 12 до 15%. Обязательна добавка ингибиторов и ПАВ. Кроме того, для нагнетательных скважин обязательна добавка уксусной кислоты до 3,0%. В нефтяных скважинах она добавляется в случае загрязненности кислоты железом.

Продавочной жидкостью для нагнетательных скважин является вода, для нефтяных-- вода с добавлением в первые 1--2 м³ ПАВ.

Кислотный раствор до выхода из конца насосно-компрессорных труб закачивается на произвольной скорости. Задавливаиие кислоты в пласт как в нагнетательных, так и в нефтяных скважинах производится:

· При обработке поверхности ствола и приствольной части;

· При минимальной скорости;

· При обработке призабойной зоны и системы трещин первые 2--3 м3 задавливаются при минимальной же скорости, а задавливание остальной части раствора -- при интенсивном наращивании давления на устье для обеспечения раскрытия системы трещин.

3.2 Обработки глинокислотой

Основным условием применения глинокислоты является отсутствие или минимальное (менее 0,5%) содержание в составе пород карбонатов. Кроме того, при обработках нагнетательных скважин, при наличии на забое и в приствольной части пласта отложений привнесенных продуктов коррозии и взвешенных веществ, растворимых хотя бы частично в соляной кислоте, перед обработкой глинокислотой желательно провести очистную обработку соляной кислотой.

Поскольку объектом действия глинокислоты является цементирующий силикатный материал -- аморфная кремнекислота, глины, аргиллиты и прочее, оптимальный объем следует подбирать опытным путем, чтобы не увеличить количество глинокислоты до такого объема, при котором значительная масса породы окажется дезагрегированной и появятся условия для разрушения пласта. Поэтому для первичных обработок можно ограничиться объемом в 0,3--0,4 м3 кислоты на 1 м мощности пласта. Если продуктивные породы пласта сложены из трещиноватых пород, объем для первичных обработок можно увеличить до 0,75--1,0 м3 на 1 м мощности.

Средний оптимальный состав рабочего кислотного раствора: НС1 - 8,0%; HF -- 4,0%. Не следует снижать концентрацию HF ниже 3,0% для песчаников с небольшим содержанием глинистого материала. Равным образом для песчаников с большим содержанием глин и других алюмосиликатов в качестве верхнего предела можно принять: содержание НС1 - 10,0%; содержание HF - 5,0%.

При обработке глинокислоту лучше приготовлять путем растворения в солянокислотном растворе технического бифторид-фторид-аммония.

При задавливании кислоты в пласт не следует стремиться к достижению максимальных скоростей; надо первые 2--3 м3 задавливать при минимальном давлении на устье, при котором пластом поглощается кислота. Большую же часть раствора следует задавливать при давлении, близком к давлению закачки воды.

Кислотный раствор весь задавливается в пласт и выдерживается на реагирование до 8-12 ч.



3.3 Двухрастворные кислотные обработки

При двухрастворной обработке сначала закачивается раствор соляной кислоты, а затем глинокислота. Такую обработку следует применять на всех месторождениях, сложенных терригенными коллекторами, содержащими карбонаты в количестве 0,5% и более. Но так как таких месторождений в России подавляющее большинство, то двухрастворная обработка должна быть самым распространенным видом кислотной обработки.

Солянокислотный раствор предназначается для растворения привнесенных загрязняющих материалов и, по возможности, для полного выщелачивания карбонатов из призабойной зоны.

За счет этого исключается возможность образования в поровом пространстве пласта осадков фтористого кальция и других фторидов, способствующих ухудшению проницаемости пород пласта, а также связывающих определенное, иногда очень большое количество HF, предназначенной для растворения глин, аргиллитов, слюд и других породообразующих силикатных компонентов. Кроме того, устранение карбонатов при действии солянокислотного раствора предупреждает опасность полной нейтрализации соляной кислоты (из состава глинокислоты) за счет ее взаимодействия с карбонатами, что привело бы к быстрому образованию в порах пласта студнеобразного гелия кремневой кислоты, с дополнительной порчей пласта.

Во избежание смешивания в пограничной зоне нейтрализованной соляной кислоты с плавиковой можно первого раствора брать несколько больше (на 0,1 -- 1,0 м³) по сравнению с табличными данными. Составы первого и второго растворов рекомендуются те же, что и для соответствующих растворов при обработках одной соляной кислотой (первый раствор) и при обработках одной глинокислотой (второй раствор), описанных выше.

Режим закачки обоих растворов должен быть как можно замедленнее для обеспечения наиболее полного выщелачивания карбонатов первым раствором и наибольшего растворения силикатных материалов вторым раствором.

Продавочной жидкостью для нефтяных скважин является вода с добавкой катионоактивных ПАВ, для нагнетательных -- вода с добавкой неионогенных ПАВ и для газовых -- газ или вода.

Время реагирования -- от момента прекращения задавливания растворов до пуска скважины в работу -- 8--12 ч, при высоких температурах пласта время сокращается до 6--8 ч. При извлечении отработанного раствора из пласта на поверхность он ни в коем случае не должен быть допущен в систему сбора нефти или газа, так как первые его порции должны обладать высокой кислотной активностью. Поэтому он должен быть сброшен в грязевой приямок у скважины или в другое удобное место.



4. Документация, контроль и наблюдения

При проведении кислотных обработок обычно составляются следующие документы:

1) План-задание на проведение обработки;

2) Акт о фактическом выполнении его.

План-задание должен содержать, по возможности, исчерпывающие данные о скважине и полное изложение планируемых работ при обработке, в частности:

а) Геолого-эксплуатационные показатели;

б) Целевое назначение обработки, интервал воздействия;

в) Данные о предыдущих обработках и их эффективности;

г) Состояние забоя скважины и его фильтрующей поверхности;

д) Результаты гидродинамических исследований - индикаторная диаграмма, диаграмма профиля приемистости в нагнетательных и профиля притока в нефтяных и газовых скважинах;

е) Глубина спуска и диаметр насоснокомпрессорных труб;

ж) Перечень планируемых работ по подготовке скважины к обработке;

з) Основные элементы технологии обработки и порядок её проведения;

и) Дебиты нефти, газа и воды или суточная приемистость скважины по 4--5 качественным замерам в течение 10 последних сут. перед остановкой скважины на обработку.

Акт выполнения обработки желательно составлять с фиксацией в нем всех явлении, наблюдавшихся на скважине во время обработки, колебания давления во времени на устье -- на агрегатах, в трубах и в затрубном пространстве. Фиксируется производительность скважины после обработки по учащенным замерам, по крайней мере, в течение первого месяца после обработки. Фиксируются также все отклонения от плана-задания с указанием причин, вызвавших отклонения. Следует периодически анализировать всю документацию по обработкам и на основе этого анализа устанавливать виды и технологию обработок, в наибольшей мере отвечающих условиям данного месторождения.



5. Материально-техническая база для кислотных обработок

5.1 Кислотная база

Кислотная база предназначена для приема с железнодорожного транспорта кислот и других материалов, хранения их, приготовления рабочих кислотных растворов, налива в автоцистерны для доставки на скважины.

Число емкостей определяется масштабом обработок. Емкости гуммируются для защиты их от коррозионного разрушения кислотами и растворами. От действий соляной кислоты при обычной температуре хорошо защищает резина № 4476, а при температуре до 70° С следует употреблять резину ИРП-1025 или эбонит 1726. Он стоек к уксусной и плавиковой кислотам при повышенных температурах - до 70 и 50° С соответственно. От действия уксусной кислоты любой концентрации при обычной температуре (20° С) хорошо защищает металл емкостей полуэбонит 1751.

Наружные поверхности емкостей достаточно покрыть в три слоя химически стойкой эмалью ХСЭ-93 с последующим нанесением двух слоев лака ХСЛ-91. Этим же способом можно защитить внутреннюю и внешнюю поверхности автоцистерн, служащих для развозки рабочих кислотных растворов с добавленными в него ингибиторами.

5.2 Центробежные кислотоупорные насосы

Для перекачки кислоты применяются кислотоупорные центробежные насосы с небольшим напором и большой производительностью.

Агрегат Азинмаш-30. Агрегат создан Азербайджанским институтом нефтяного машиностроения специально для кислотных обработок. Он имеет гуммированную резиной цистерну из двух отсеков емкостями 2,7 и 5,3 м³ и дополнительную емкость на прицепе с двумя отсеками по 3 м³ каждый.

Азинмаш-30 оснащен трехплунжерным горизонтальным насосом типа 2 НК-500 одинарного действия.

Кроме агрегата Азинмаш-30, на промыслах применяют для закачки кислотных растворов цементировочные агрегаты ЦА-320М и 2АН-500. Хотя они используются для закачки ингибированных растворов, насосная часть их сильно изнашивается от кислотной коррозии, и они часто выходят из строя. Во избежание этого необходимо после завершения работы всю гидравлическую часть агрегатов промывать чистой водой, в последних порциях - с добавкой тринатрий-фосфата с концентрацией 0,3-0,5% и более.

5.3 Транспортировка кислот и рабочих растворов

Как концентрированные кислоты, так и их растворы транспортируются в автоцистернах, гуммированных соответствующими материалами (автоцистерна 4ЦР или ЗЦР емкостью 9,15 м³; ЦР-20 емкостью 17 м³).

Для перевозки ингибированных рабочих кислотных растворов можно применять автоцистерны, защищенные многослойными покрытиями кислотостойкими эмалями и лаками. Если внутри цистерн смонтировано подогревательное устройство, то его приходится демонтировать, так как оно затрудняет гуммирование. Кроме автоцистерн, для перевозки кислот и растворов применяются обычные промысловые мерники, защищенные так же, как и автоцистерны. Они устанавливаются на санях из труб для перемещения их трактором от скважины к скважине.

5.4 Ингибиторы коррозии

Под ингибиторами коррозии понимаются - специальные реагенты, добавление которых в небольших количествах сильно снижает коррозионное разрушение кислотными растворами металла наземного оборудования - емкости хранения кислот и их растворов, передвижные емкости всех видов, насосные агрегаты, линии обвязки и прочее оборудование, а также металла подземного обустройства скважин - подъемная колонна насосно-компрессорных труб, эксплуатационная (обсадная) колонна, фильтры и прочее.

5.5 Поверхностно-активные вещества (ПАВ)

ПАВ являются высокоэффективными добавками при всех кислотных обработках нефтяных и нагнетательных скважин с любыми видами коллекторов. Рекомендуются в качестве добавок к кислотным растворам следующие ПАВ.

При обработках нефтяных скважин целесообразнее всего применять катионоактивные ПАВ. Снижение поверхностного натяжения на границе «нефть -- отработанная кислота» за счет ПАВ и гидрофобизации поверхности пород обеспечивают дополнительный прирост добычи нефти сверх того количества, которое получается за счет действия кислоты. Учитывая потерю части ПАВ при движении кислоты в пласте вследствие адсорбции их на поверхности пород, следует в головную часть раствора (1/2 общего объема) кислоты добавлять увеличенное количество ПАВ, а остальное -- во вторую половину. При этом упомянутые ПАВ выполняют также роль ингибиторов.

При отсутствии катионоактивных ПАВ можно применять и неионогенные ПАВ, такие, как ОП-10, ОП-7, 44-11, тержитол и другие, с дозировкой 0,2%, а также анионоактивные ПАВ с той же концентрацией (0,2%).

Эффективность этих ПАВ значительно меньше, так как, значительно снижая поверхностное натяжение, они не являются гидрофобизаторами пород.



5.6 Техника и технология кислотных обработок скважин

На обустроенных нефтяных промыслах, на которых проектируются кислотные обработки скважин, как правило, сооружаются кислотные базы с соответствующими подъездными путями (включая железнодорожную ветку), насосными помещениями, лабораторией, гуммированными емкостями, складскими помещениями, душевыми и помещениями для бригады, а также при необходимости и котельными для подогрева растворов в зимнее время.

На скважины рабочий раствор доставляется в автоцистернах 4ЦР емкостью 9,15 м³ или УР-20 емкостью 17 м³. Для перевозки концентрированных неингибированных кислот емкости должны быть гуммированы. Для перевозки ингибированных кислот достаточно покрытия этих емкостей химически стойкими эмалями. На скважинах часто используют передвижные емкости (на салазках) объемом 14 м³, которые в зимних условиях работы оборудуют змеевиком для обогрева растворов паром. Для перекачки кислот используются только специальные кислотоупорные центробежные насосы с подачей от 7 до 90 м³/ч и напора от 8 до 30 м. скважина кислотный коррозия терригенный

Для закачки ингибированных растворов кислоты в пласт используется, например, специальный насосный агрегат на автомобильном шасси -- «Азинмаш-30А» с гуммированной резиной цистерной, состоящей из двух отсеков емкостью 2,7 м³ и 5,3 м³, а также с дополнительной емкостью на прицепе с двумя отсеками по 3 м³ каждый. Агрегат снабжен основным трехплунжерным горизонтальным насосом высокого давления 2НК500 одинарного действия для закачки кислоты в скважину. Насос имеет привод через специальную коробку от основного двигателя автомобиля мощностью 132 кВт. Конструкция силового насоса предусматривает сменные плунжеры диаметром ПО и 90 мм. Насосы обеспечивают подачу от 1,03 до 12,2 л/с и давление от 7,6 до 50 МПа в зависимости от частоты вращения вала (5 скоростей от 25,7 до 204 в мин). Наряду с этим основным агрегатом при кислотных обработках скважины используют цементировочные агрегаты ЦА-320М, а также насосный агрегат для гидроразрыва АН-700.

Для предотвращения быстрого изнашивания агрегатов при прокачке даже ингибированного раствора кислоты необходима обязательная их промывка водой непосредственно после завершения работ. В промывочную воду желательно добавлять три-натрийфосфат в количестве 0,3--0,5 % для лучшей нейтрализации остатков кислоты. Силовой насос агрегата «Азинмаш-30А» может забирать жидкость не только из емкостей, установленных на платформе агрегата, но и с помощью резиновых шлангов откачивать ее из емкостей на автоприцепе и из передвижных емкостей.

При кислотных обработках используется дополнительно цементировочный агрегат ЦА-320М в качестве подпорного насоса, подающего жидкость на прием силового насоса агрегата «Азинмаш-30А». Кроме того, агрегат ЦА-320М со вспомогательным ротационным насосом низкого давления и двумя емкостями на платформе позволяет перемешивать растворы кислоты при введении в них различных реагентов, а также при необходимости перекачки растворов из одних емкостей в другие.

Ротационный насос используют также при приготовлении нефтекислотных эмульсий для закачки в поглощающие интервалы с целью расширения охвата обработкой большой толщины пласта. Для создания более высоких скоростей закачки, если подачи одного агрегата при данном давлении оказывается недостаточно, используют два и более параллельно работающих агрегатов. Устье скважины при обработке под давлением оборудуется специальной головкой, рассчитанной на высокие давления, с быстросъемными соединениями. Головка скважины с обязательным обратным клапаном и задвижкой высокого давления соединяется с выкидом насосного агрегата прочными металлическими трубами. Обычно в этих случаях используется оборудование для гидравлического разрыва пласта или пескоструйной перфорации.

При термокислотной обработке используются реакционные наконечники, изготавливаемые из обычных нефтепроводных труб диаметром 100 и 75 мм. Внутренняя полость трубы загружается магнием в виде стружки или в виде брусков, а ее поверхность перфорируется мелкими отверстиями.



Список использованной литературы

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

2. В.М. Муравьёв Эксплуатация нефтяных и газовых скважин.-М. Недра,1973.-382с.

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

4. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи. Учебник для вузов/ И.Т. Мищенко, В.А. Сахаров, В.Г. Грон, Г.И.Богомольный.-М.Недра,1984.-272с.,ил.

Размещено на Allbest.ru