Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН
Для интенсификации добычи нефти и газа применяют различные методы повышения производительности скважин. Их много, но они должны выбираться, исходя из специфических условий применительно к конкретному пласту —• коллектору. Основные из них следующие.
/. Химические методы.
1.1. Солянокислотная обработка ПЗП.
1.2. Обработка ПЗП грязевой кислотой.
1.3. Углекислотная обработка ПЗП.
2. Механические методы воздействия на ПЗП и пласткол-лехтор.
2.1. Гидравлический разрыв пласта.
2.2. Гидропескоструйная перфорация скважин.
2.3. Торпедирование скважин.
2.4. Действие взрывчатых веществ (ВВ).
2.5. Действие ядерных взрывов.
3. Тепловые методы обработки ПЗП.
3.1. Закачка в скважину нагретой жидкости, обработанной' ПАВ.
3.2. Прогрев ПЗП паром.
3.3. Глубинный электропрогрев.
4. Физические методы воздействия на ПЗП и пластколлек-тор.
4.1. Вибровоздействия.
526
14.1. ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН
Кислотная обработка (КО) — это метод увеличения проницаемости призабоинои зоны скважины путем растворения составных частиц породы пласта, а также инородных частиц, которыми загрязнены породы.
Кислотную обработку применяют для увеличения проницаемости карбонатных и песчаных коллекторов в нефтегазодобывающих и нагнетательных скважинах после бурения, во время эксплуатации и ремонтных работ.
Для обработки карбонатных коллекторов преимущественно применяют солянокислотные растворы (СКР), а для песчаных коллекторов после СКР закачивают глинокислотные растворы (ГКР). Такие виды обработки называются соответственно солянокислотными (СКО) и глинокислотными (ГКО).
Химически активной основой перечисленных кислотных растворов (КР) является соответственно соляная кислота (10—• 30% НС1) и смесь соляной (10—15% НС1) и плавиковой (1—5% HF) кислот.
Для проведения КО в скважину спускают 62—73 мм НКТ в большинстве случаев к нижнему перфорационному отверстию обрабатываемого интервала. Устье скважины оборудуют арматурой для обвязывания труб с колонной и обратным клапаном на входе в полость НКТ. Напорная сторона насосного агрегата ЦА-320, 4АН-700 или другого агрегата обвязывается через обратный клапан с полостью НКТ, а принимающая — с кислото-возом (Аз-ЗОА) и автоцистернами (4ЦР, АП), в которых транспортируются кислотные растворы и продавливающие жидкости. Нагнетательные трубопроводы спрессовываются давлением, в 1,5 раза превышающим ожидаемое давление нагнетания жидкостей в скважину.
Наиболее простая схема КО предусматривает подъем глубинного оборудования из скважины, спуск НКТ с промывкой к забою и поднятие башмака труб к интервалу перфорации. В скважину закачивают прямой циркуляцией КР в объеме НКТ, закрывают затрубную задвижку, нагнетают остаток запланированного объема кислоты и продавливающей жидкости. После нагнетания всего объема жидкостей закрывают буферную задвижку скважины, отсоединяют насосный агрегат и другую спецтехнику и начинают очистку призабоинои зоны от продуктов реакции. В насосных скважинах процесс обычно отличается. После продавливания КР в пласт и снижения давления поднимают НКТ, спускают глубинное оборудование и извле-
527
кают продукты реакции насосом, установив рациональный режим эксплуатации. Несвоевременное извлечение продуктов реакции из пласта часто обусловливает уменьшение эффективности СКО и особенно ГКО.
Механизм кислотного воздействия на коллектор лучше всего рассмотреть с позиций степени растворимости пород и скорости реакции, образования продуктов реакции и изменения проницаемости пород после обработки. Растворимость пород, которые подвергаются КО, должна обеспечить увеличение пористости не менее чем на 10%, а растворимость инородных материалов, загрязняющих поры и трещины пласта, должна быть наиболее полной (хотя бы на 50%). Исходя из таких принципов, подбирают состав активной части растворов.
При планировании КО необходимо знать растворимость пород в кислоте, например, известно, что 1 м3 различных кислот растворяет: 15%-ной НС1 — 200 кг известняка СаСО3 или около 70 кг легкорастворимой части эоценового песчаника, содержащего 89% SiO2, 3% карбонатов и 7% глин; 4% HF — 48 кг каолина; 10%-ной НС1 + 1%-ной HF — 70 кг глинопорошка, состоящего из гидрослюды и монтмориллонита.
Если после обработки излишком СКР применить ГКР, то 1 м3 10%-ной НС1 + 1%-ной HF растворят 36 кг эоценового песчаника. Увеличение концентрации HF в ГКР до 3% обеспечивает увеличение его растворимости до 51 кг, а до 5% — до 66 кг.
Приведенные данные используют при расчетах объема кислотных растворов и оценках возможной глубины проникновения активной части кислоты в пласт.
Продукты реакции вызывают снижение проницаемости пород после КО, если они откладываются в поровом пространстве в виде геля либо твердой породы или взаимодействуют с пластовыми флюидами, образуя осадки или эмульсии.
Во время взаимодействия соляной кислоты образуются:
с карбонатами пород — водорастворимые соли СаС12, МдС12, газ СО2, вода;
с окисями железа и его соединениями в составе пород (например, в виде сидерита FeCO3) — хлорное железо РеС13, которое после нейтрализации кислоты гидролизирует в виде осадка Fe(OH)3, способного закупоривать поры;
с сульфатами кальция в составе пород с температурой до 66°С — осадок гипса;
с окисью кремния в глинах — осадок, гель кремниевой кислоты;
с окисью щелочных и щелочно-земельных металлов в глинах — соответствующие соли.
528
'' Таким образом, во время реакции СКР образуются растворимые и временно растворимые продукты, поэтому технология обработки СКР должна быть такой, чтобы предупредить выпадение нерастворимых осадков.
Во время взаимодействия глинокислоты образуются:
с кварцем — газоподобный SiF4, а после снижения кислотности — гель кремниевой кислоты Si(OH)4, который закупоривает поры;
с алюмосиликатами (глинами) — газоподобный SiF4;
с кварцем и алюминием — параллельно с SIF4 образуется гексафторокремниевая кислота H2SiF6, соли которой Na2SiF6 выпадают в осадок.
Известно, что реакция ГКР с глинами проходит значительно быстрее, чем с кварцем, поэтому в песчаниках преимущественно растворяются глинисто-карбонатный цемент и частицы, загрязнившие пласт, а зерна кварца (матрицы породы) — значительно меньше.
Часто вместо HF для получения ГКР применяют БФФА (биф-торид аммония NH4HF2 + NH4F). Например, для получения раствора (12% НС1 + 3% HF) применяют смесь (16% НС1 + 3% БФФА). Наличие в растворе иона NH J увеличивает растворимость продуктов реакции HF с силикатными породами, и поэтому для ГКР лучше использовать БФФА.
.Для обработки песчаников применяют также смесь 20%-ной H2SiF6 + 24%-ной НС1 в соотношении 1:1, которая растворяет песчаники и глины подобно глинокислоте.
Таким образом, во время реакций ГКР с силикатными породами образуются временно растворимые и нерастворимые продукты, способные закупоривать поровое пространство. Наиболее важно — не допустить закупоривания пласта продуктами реакции после ГКО.
Изменение проницаемости пород после фильтрации сквозь них кислотных растворов зависит от химического и минералогического составов, структуры перового пространства, режимов фильтрации и термобарических условий прохождения реакции. После обработки терригенных коллекторов проницаемость образцов пород возрастает в 2—7 раз. Во время обработки карбонатных поровых пород возрастание проницаемости практически не ограничено.
На выбор рациональных режимов обработки и технологию работ влияет скорость реакции КР с породами, которая зависит от начальной концентрации кислоты, термобарических условий прохождения реакции в пласте, отношения поверхности породы, контактирующей с кислотой, к объему кислотного
34 Заказ 129
529
условий прохождения реакции.
Известно, что за одинаковые промежутки времени степень нейтрализации кислоты породой не зависит "от начальной концентрации. Таким образом, при иных равных условиях за одинаковый промежуток времени вдвое снижается концентрация кислоты (от 20 до 10% или от 12 до 6%). Можно было бы предположить, что, применяя большую начальную концентрацию кислоты, можно увеличить глубину обработки пласта. Однако, поскольку скорость реакции в поровой среде велика, это практически не влияет на глубину обработки.
Увеличение температуры пласта на 10°С обуславливает возрастание скорости приблизительно в 2 раза. При увеличении давления реакция с соляной кислотой замедляется, а с плавиковой — ускоряется.
Значительное влияние на скорость реакции имеет отношение реагирующей поверхности породы к объему кислоты в порах, которое резко увеличивается при уменьшении размера пор. Например, в канале с диаметром 1 мм это отношение равно 40, а в порах с диаметром 20 мкм — 2000. Поэтому в поро-вых коллекторах наблюдаем резкое увеличение скорости нейтрализации. Например, расчетная глубина проникновения в известняк активной соляной кислоты в каналах с диаметром 1 см равна 600 см, с диаметром 1 мм — 20 см, а в поровых каналах размером 10 мкм — 5 см при других равных условиях.
Итак, нейтрализация кислоты в поровом пространстве происходит во время нагнетания ее в пласт, поэтому выдерживания для реагирования не требуется.
Влияние гидродинамических условий фильтрации кислоты на скорость ее нейтрализации ощутимо лишь в больших каналах или трещинах. Тут с увеличением расхода кислоты глубина обработки пласта несколько возрастает. Во время фильтрации кислоты сквозь поровое пространство терригенных коллекторов увеличение расхода кислоты практически не увеличивает глубины обработки песчаного пласта.
Перед проектированием кислотной обработки следует обосновать выбор скважины, избрать рецептуру и объем кислотных растворов, определить расход и давление жидкости во время закачивания в пласт, и рассчитать объем продавливающей жидкости, определить время пребывания кислоты в пласте и способ очистки призабойной зоны от продуктов реакции.
Выбор рецептуры КР проводят с учетом химического и минералогического составов пород, их фильтрационных свойств, химического состава и свойств пластовых флюидов, пластовой температуры, причин загрязнения призабойной зоны.
530
Типичный КР состоит из активной части (НС1, НС1 + HF), растворителя, ингибитора коррозии, стабилизатора и интенси-фикатора.
Для обработки известняков, карбонизированных (Ск>3%) песчаников, коллекторов, загрязненных отложениями карбонатов, применяют СКО 15% НС1, а при Тпл > 100°С — иногда и 30% НС1. Для обработки песчано-глинистых пород (Ск<3%) применяют ГКО, вначале закачивают СКР, 10—15% НС1, а за ней — ГКР 1—5% HF. Соотношение объемов первой и второй частей раствора зависит от карбонатности породы, и при Ск = 3% его можно записать как 1:1.
Кислоту разводят обычной водой. Однако во время КО по-лимиктовых песчано-алевролитовых влагоемких пород Западной Сибири хорошие результаты получают при приготовлении КР на ацетоне, если обводненность скважины меньше 10%. Во время обработки газовых и газоконденсатных скважин полезно приготавливать КР на спирте (метанол, изопропиловый спирт). Применение названных углеводородных растворителей содействует обезвоживанию пород и уменьшает поверхностное натяжение на границе распределения фаз.
Эффективность ингибиторов коррозии оценивается коэффициентом торможения коррозии Кт.к, который представляет собой соотношение количеств растворенного металла в неин-гибированной кислоте к количеству растворенного в ингиби-рованной. При пластовых температурах до 100°С достаточно обеспечить значение К,.к = 20. Если температура 15%-ной НС1 во время прохождения кислоты по НКТ достигает 100°С, то растворяется 3500 г/(м3/ч) железа, а применение ингибитора «Север-1» уменьшает растворимость до 176 г/(м3/ч). Ингибиторы имеют температурные ограничения и зависят от концентрации НС1. Например, ингибитор катапин КИ-1 можно применять до Т<Ш°С, С0 <22% НС1 с Ктк = 23; ингибитор В2 — для Т <100°С; С„<36% НС1 с К™ = 260; ингибитор ПБ-5 — для Т< 100°С, С0<22% НС1 с Ктк = 7 и др. Добавка ингибиторов составляет обычно 0,5—1%.
Стабилизаторы предотвращают выпадение осадка Fe3"1" в виде гидроокиси железа. Наиболее часто для стабилизации раствора используют органические кислоты, образующие с железом растворимые комплексы. Количество стабилизаторов дозируется согласно ожидаемому содержанию Fe3+, который обычно составляет 0,3%. При таких условиях стабилизирующие свойства зависят от температуры. Например, для 2%-ной уксусной кислоты — до Т<60°С, для 0,5%-ной лимонной кислоты до Т< 90°С; для 0,65%-ной КРАСТ — до Т< 140°С. Увеличе-
34'
ние стабилизатора не повышает стабилизирующие свойства. Отметим, что стабилизация КР необходима для проницаемости меньше 0,01 мкм2.
Интенсификаторы применяют, чтобы улучшить фильтрацию КР в породе, избежать блокирования призабойной зоны продуктами реакции и облегчить их извлечение на поверхность. Для КО нефтедобывающих скважин лучше применять катио-ноактивные ПАВ, которые снижают поверхностное натяжение на границе нефть — продукты реакции и гидрофобизируют породы (катапины, АНП-2 и др.) в количестве 0,3—0,5%. Вместо катионоактивных ПАВ можно применять неионогенные ПАВ (превоцел, ОП-10, неонол и др.), но их действие не способствует гидрофобизации породы. Добавлять ПАВ необходимо, если нефть содержит более 2% асфальтенов или более 6% смол.
При КО водонагнетательных скважин рекомендуется добавлять 0,3—0,5% неионогенных ПАВ, которые гидрофобизируют породу.
Объемы кислотных растворов. Для планирования объема КР в настоящее время в основном применяют эмпирический подход. Если КО предназначены для растворения пород и примесей, занесенных в пласт в процессе бурения или ремонтов, то во время первой КО обычно закачивают КР 0,5 м3/м поглощающей толщины пласта, при второй — 1 м3/м, а при третьей — 1,5 м3/м. Если КО предназначена для извлечения карбонатных солей, откладывающихся во время эксплуатации нефтяных скважин, то увеличение объема КР при последовательно проводимых СКО необязательно. Если обработку проводят путем закачивания в пласт стабильных углеводородных кислотных эмульсий, то объем эмульсий равен произведению расхода эмульсии на длительность ее распада. Обычно стабильность эмульсии при пластовой температуре составляет 30—60 мин.
Во время КО чаще всего применяют не менее 6—12 м3 КР и только иногда 24 м3 и более.
Давление на устье скважины во время нагнетания КР в пласт при КО перовых коллекторов (особенно терригенных) не должно превышать давления разрыва пласта (раскрытие глубоких трещин), чтобы обеспечить равномерное проникновение КР в разрез скважины. Для КО трещинных коллекторов (особенно карбонатных) давление на обсадную колонну должно быть максимально допустимым, что дает возможность достичь наибольшей глубины обработки пласта.
Расход жидкости во время нагнетания в пласт для обработки карбонатных трещинных коллекторов должен быть максимально возможным в пределах технически допустимых давле-
532
ний. Во время обработки поровых коллекторов (терригенных), когда приемистость скважины обычно мала, расход КР преимущественно небольшой, но это незначительно влияет на глубину проникновения активной кислоты (глубину обработки).
Объем продавливающей жидкости для обработки карбонатных коллекторов рассчитывают так, чтобы вытеснить весь КР за пределы эксплуатационной колонны в пласт.
Во время обработки карбонизированных терригенных коллекторов Ск< 10% используют кроме продавливающей жидкости еще и вытесняющую жидкость. При этом исходят из таких соображений: с начала закачивания КР в пласт на стенке ствола скважины устанавливается начальная концентрация С0, а во время фильтрации в пласте она резко падает (по экспоненциальному закону) — и уже на расстоянии нескольких сантиметров С = 0,1С0. Постепенное увеличение объема КР в пласте приводит к неравномерному растворению глинисто-карбонатного материала пласта в радиальном направлении. Формируется зона от стенки скважины вплоть до радиуса проникновения фронта активной кислоты, в которой С = С0 и наблюдается полное удаление растворенного материала. За ней формируются еще две кольцевые зоны — узкая с С0>С>0 и широкая с С = 0 вплоть до радиуса фронта проникновения нейтрализованного КР. Чтобы полностью использовать химическую активность кислоты в пласте и предупредить выход КР с начальной концентрацией в ствол скважины и на поверхность во время дренирования пласта, нужно закачать в него вытесняющую жидкость, объем которой равняется 30—50% объема кислотного раствора.
Вытесняющая жидкость не должна снижать проницаемость породы. При этом применяют водные растворы ПАВ, спиртов и т. п. в зависимости от характеристики пород и пластовых флюидов.
Время пребывания кислотных растворов в пласте не должно превышать времени нейтрализации кислоты. КР нейтрализуется еще во время движения в порах терригенного пласта, а также в порах и трещинах карбонатного пласта. Это означает, что в поровых терригенных коллекторах выдержка КР в пласте не нужна, а в карбонатных — нежелательна. Если после вхождения кислоты в пласт немедленно удалить продукты ее реакции с призабойной зоны, то закупорки поровых каналов практически не происходит и эффективность КО возрастает.
Удаление продуктов реакции из призабойной зоны осуществляется путем возбуждения притока флюидов из пласта в скважину во время открытого переливания, если пластовое
533
давление больше гидростатического, или путем дренирования с применением газоподобных агентов (азота, воздуха) или пенных систем, если пластовое давление меньше гидростатического В случае, если применить указанные способы невозможно, полезно вытеснить продукты реакции из призабойной зоны в глубину пласта путем закачивания 20—30 м3 водного раствора ПАВ, нефти, конденсата и т. п. Осаждение продуктов реакции в глубине пласта несущественно ухудшает результаты КО по сравнению со случаем, когда осаждение происходит в призабойной зоне. Однако КО с вытеснением продуктов реакции нежелательно многократно повторять в той же скважине.
Технология КО глубинно-насосных скважин часто предусматривает удаление продуктов реакции насосом, которым проводится эксплуатация скважины.
14.1.1. СПОСОБЫ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ
Обработка углеводородно-кислотными (УКЭ) и нефтекислотными (НКЭ) эмульсиями предназначена для углубления кислотного воздействия на карбонатный пласт и используется как средство антикоррозионной защиты труб при высоких пластовых температурах. Преимущественно УКЭ, НКЭ состоят из 15% НС1, нефти или дизельного топлива и эмульгатора (первичных дистиллированных аминов фракции С17—С20) в следующих соотношениях: 60; 39,5 и 0,5%. Период стабильности эмульсий составляет обычно т Ста6 = 20 * 120 мин. при 1ПЛ= 160 * 100°С. Эмульсия в период стабильности в реакцию не вступает.
Термохимическая КО — воздействие горячей кислотой на карбонатный пласт с пластовыми температурами до 40°С. Нагревание КР производится во время экзотермической реакции кислоты с магнием в реакционном наконечнике на НКТ или в пласте с гранулами магния, размещенными в трещинах. Во время этого СКР теряет часть своей химической активности.
Термокислотная обработка — это последовательное воздействие на пласт термохимическим способом — кислотными растворами. Термические способы КО применяют эффективно после отложения парафина в призабойной зоне, для обработки доломитов, плохо растворяющихся в СКР, а также для образования глубоких каналов разъедания в карбонатных пластах. Во время реакции 1 кг магния с 18,6 л 15%-ной НС1 выделяется 19 МДж тепла. Для термохимической КО обычно применяют около 100 кг магния. Остальные параметры определяют как для СКО.
534 *
Технология селективных КО предполагает последовательное закачивание в пласт вязких жидкостей (эмульсий, раствора полимеров, например, 2%-ного раствора ПАВ объемов 9 м3) и кислотных растворов (состав и объем которых планируется как обычно). Селективные КО применяют для повторных обработок (третьих, четвертых и т. д.). Вязкая жидкость, нагнетаемая перед КО, наполняет высокопроницаемую часть пласта, подвергнутую кислотному воздействию при предыдущих КО, и содействует направлению потока СКР в зоны пласта, еще не подвергнувшиеся обработке. Вследствие этого эффективность повторных КО возрастает.
Пенокислотная обработка предназначена для углубления обработки кислотой и расширения профиля проницаемости во время нагнетания в пласт по сравнению с обычной КО. В результате увеличивается толщина пласта, который продуцирует нефть, возрастает эффективность процесса.
Замедление скорости реакции с породой и увеличение глубины проникновения кислоты в карбонатный пласт обусловлено прилипанием пузырьков газа к поверхности породы. Пены характеризуются начальным напряжением сдвига, и это вызывает расширение профиля поглощения кислоты. Во время освоения скважины наличие газовой фазы содействует лучшему очищению призабойной зоны и вынесению продуктов реакции на поверхность.
Ограничением применения процесса является Тпл> 85°С или содержание хлоридов в пластовых водах более 5%, так как тогда во время фильтрации в пласте пена разрушается. Закачивать пенокислоту в горизонты с низкими пластовыми давлениями нежелательно, потому что это усложняет освоение скважины.
Пенокислота содержит основание (СКР либо ГКР) с пенообразователем (0,5% ПАВ) и газовой фазой (воздух, природный газ, азот) со степенью аэрации в пластовых условиях от 1,5 до 5. Наиболее часто для образования пенокислоты используют эжектор с насадкой диаметром 4,5 мм и камерой смешения диаметром около 8 мм.
Обработка газированной кислотой предназначена для увеличения глубины растворения вследствие инициирования газовой фазой проникновения активной кислоты до самых больших поровых каналов, что обусловливает их расширение, а также для обеспечения немедленного очищения породы от продуктов реакции. По сравнению с другими способами КО данный способ дает наилучшие результаты в низкопроницаемых терригенных породах с невысоким пластовым давлением,
535
а также во время повторных обработок. В карбонатных трещинных породах этот способ таких преимуществ не имеет.
Газированная кислота — это смесь кислотного раствора, такого же, как и для обычной кислотной обработки, с газовой фазой (азотом или природным газом) со степенью аэрации в пластовых условиях от 0,8 до 3. Если степень аэрации больше 5, то это уже обработка кислотными аэрозолями — насыщенными парами кислоты, которые проникают в самые мелкие каналы. Газированные кислоты образуются в эжекторе подобно пенокислоте. После проникновения в пласт газированной кислоты незамедлительно начинают очищение его от продуктов реакции. Для этого открывают затрубную задвижку, а в НКТ закачивают чистую газовую фазу и проводят интенсивный дренаж пластов. Поскольку процесс непрерывный, длительность кислотной обработки вместе с освоением скважины сокращается до нескольких часов, что значительно повышает технико-экономические показатели процесса.
14.1.2. ВИДЫ СОЛЯНО-КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК
На нефтяных промыслах применяют следующие виды кислотных обработок: кислотные ванны, кислотные обработки, кислотные обработки под давлением, термохимические и термокислотные обработки и т. д.
Наиболее распространены обычные кислотные обработки, когда в продуктивные пласты нагнетают специальный раствор соляной кислоты. Предварительно скважину очищают от песка, механических примесей, продуктов коррозии и парафина. У устья монтируют оборудование, агрегаты и средства, спрессовывают трубопроводы.
Технология различных солянокислотных обработок неодинакова и изменяется в зависимости от вида обработки, физических особенностей пласта, пород, слагающих продуктивный пласт, и т. д.
Эффект от проведения солянокислотной обработки оценивается по количеству дополнительно добытой из скважины нефти, а также по величине повышения коэффициента продуктивности.
Кислотные ванны. Этот вид обработки наиболее простой и предназначается для очистки забоя и стенок скважины от загрязняющих веществ — цементной и глинистой корки, АСПО, отложений продуктов коррозии и др.
Для обработки скважин после окончания бурения с открытым стволом, не закрепленных обсадной колонной, рекомен-
536
дуется применять кислотный раствор с содержанием в нем от 15 до 20% НС1, а для скважин, закрепленных обсадной колонной,— раствор более низкой концентрации НС1 (10—12%).
К раствору кислотных ванн, предназначенных для растворения окисных соединений железа, рекомендуется добавлять до 2—3% уксусной кислоты. Кислоту для реагирования с породами пласта рекомендуется оставлять в скважине на 24 ч. По истечении этого срока при обратной промывке очищают забой от загрязняющих веществ.
В качестве продавочной жидкости обычно используют воду. Если же после кислотной ванны планируется сразу прямая промывка забоя (через насосно-компрессорные трубы), то в качестве промывочной жидкости следует применять нефть.
Кислотные обработки. Наиболее распространенным видом являются обычные кислотные обработки. Ведется этот процесс с обязательным задавливанием кислоты в пласт.
Схема расположения оборудования при обычной кислотной обработке приведена на рис. 14.1. Устье скважины обвязывают с агрегатом и добавочными емкостями для кислотных растворов и продавочной жидкости. В качестве продавочной жидкости обычно применяют для нефтяных скважин сырую дегазированную нефть, для нагнетательных — воду и для газовых — воду или газ, если давление газа на газосборном пункте будет достаточным для задавливания кислоты в пласт. Перед проведением кислотной обработки в скважине проводят гидродинами-

t^~ ____ с •/-- а i — i и « к Ш
• --------- т


/ 1
Рис. 14.1. Расположение оборудования при обычной солянокислотной обработке:
1 — насосный агрегат типа Азинмаш;
2 — емкость для кислоты на агрегате,
3 — емкость с кислотой, установленная на прицепе, 4 — емкость для кислоты, 5 — емкость для продавочной жидкости, 6— устье скважины
ческие исследования: определяют коэффициент продуктивности, статический и динамический уровни, скорость подъема уровня, забойное, пластовое давление и т. д. Скважину до обработки тщательно очищают от песка, грязи, парафина и продуктов коррозии В отдельных случаях в зависимости от состо-
537
яния стенок скважины рекомендуется сочетать механические методы очистки и кислотные ванны. Процесс обработки скважины осуществляют, как правило, при спущенных насосно-компрессорных трубах, причем весь процесс закачки жидкости можно разделить на три этапа: предварительная подкачка продавочной жидкости, закачка рабочего раствора НС1 и про-давливание его в пласт. Порядок операций при солянокислот-ной обработке приведен на рис. 14.2.
1. В нефтяную скважину закачивают нефть, а в нагнетательную — воду до устойчивого переливания через отвод из затруб-ного пространства (положение а).
2. При открытом затрубном пространстве вслед за нефтью (или водой
Рис. 14.2. Схема обработки скважины соляной кислотой.
в нагнетательной скважине) закачивают кислотный
раствор, который
заполняет колонну насосно-компрессорных труб и забой скважины до кровли обрабатываемого интервала (положение б). Раствор кислоты при этом вытесняет нефть (воду) из скважины через затрубный отвод с задвижкой в мерник, в котором следует точно замерять количество вытесненной нефти (воды) .
3. После закачки расчетного объема кислотного раствора затрубную задвижку закрывают и насосным агрегатом продавливают раствор в продуктивный пласт (положение в), для чего в скважину нагнетают продавочную жидкость (положение г). После продавливания всего объема кислотного раствора скважину оставляют на реагирование кислоты с породой.
По истечении времени реагирования забой нагнетательной скважины промывают водой (способами прямой и обратной промывок) для удаления продуктов реакции.
Если в нефтяных скважинах при кислотной обработки в качестве продавочной жидкости применяли нефть, то после очистки забоя скважину сразу вводят в эксплуатацию.
Для первичных обработок рекомендуется не повышать давление нагнетания более 8 — 10 МПа, а добиваться максимального реагирования кислоты за счет выдерживания скважины под давлением в течение длительного времени.
538
При последующих солянокислотных обработках необходимо поддерживать высокую скорость прокачки кислоты по пласту с целью проталкивания ее на максимальное расстояние от ствола скважины.
При кислотных обработках используют и сульфаминовую кислоту (HSO3NH2), представляющую собой белые негигроскопичные кристаллы без запаха молекулярной массой 97.10, плотностью 2,126 г/см3, температурой плавления 205°С. Водные растворы сульфаминовой кислоты устойчивы при нормальных температурах.
Коррозионная активность HSO3NH2 при равных процентных концентрациях значительно меньше, чем у соляной и серной кислоты. С карбонатными породами сульфаминовая кислота взаимодействует медленнее, чем соляная.
Техническая сульфаминовая кислота выпускается в виде порошка, поставляется в мягкой упаковке и не требует специальных емкостей для хранения. В виде товарного порошка кислота безопасна в обращении и не вызывает ожогов при попадании на кожу.
Как показали результаты обработок скважин 10—20%-ным раствором сульфаминовой кислоты с расходом его на одну обработку в пределах 8—24 м3, в большинстве случаев с увеличением дебитов нефти в эксплуатационных скважинах увеличилась и поглотительная способность нагнетательных скважин.
Кислотные обработки под давлением. В пластах с резко меняющейся проницаемостью иногда приходится проводить кислотную обработку избирательно с целью получения максимального эффекта. Для этого в скважину предварительно закачивается высоковязкая кислотная эмульсия типа «кислота в нефти».
При последующей закачке кислотного раствора под давлением происходит глубокое проникновение кислоты в пласт, охват кислотным раствором малопроницаемых пропластков и участков, что резко повышает эффективность обработок. Давление нагнетания повышается при таких обработках до 15—30 МПа.
Наилучшие результаты получают при закачке эмульсии с содержанием в ней соляной кислоты до 70—80%. В некоторых случаях для уменьшения скорости реакции кислоты с породой и более глубокого проникновения ее в пласт в активном виде применяют гидрофобные эмульсии, стабилизированные специальными термостойкими деэмульгаторами. На поверхности таких эмульсий образуются защитные прочные пленки, предотвращающие коррозию оборудования. Для приготовления качественных эмульсий обычно применяют высоковязкие не-
539
фти с небольшим содержанием асфальто-смолистых веществ: например, в качестве основ эмульсии —• нефти мезозойских отложений Грозненского района, которые удовлетворяют указанным условиям Вязкость таких нефтей при 20°С составляет 2,5—6,7 сСт, и они содержат незначительное количество ас-фальтенов (0,1—2,2%) и смол (1,9—4,2%). Более стабильные эмульсии получают при применении керосина и дизтоплива. Для приготовления эмульсии рекомендуют использовать термостойкие эмульгаторы:
1. Диаминдиолеат (пропилендиаминдистеарат) — паста светло-желтого цвета со специфичным запахом.
2. Первичные амины — вязкая жидкость коричневого цвета с характерным запахом, плотностью 0,802 г/см3.
Амины токсичны, их необходимо хранить в закрытой таре и избегать вдыхания паров.
3. Алкиламиды (моноэтаноламиды) СЖК — воскообразное вещество светло-желтого цвета, плотностью 1,06 г/см3.
Диаминдиолеат хорошо растворяется в нефти и нефтепродуктах (керосине, дизельном топливе). При добавке его в пределах 0,25—1,0% мае. образуется эмульсия, практически не разлагающаяся при 90°С под атмосферным давлением. Содержание кислоты в эмульсии может составлять до 80% мае., а концентрация НС1 в растворе до 20%.
Амины, также хорошо растворяясь в нефти и нефтепродуктах, образуют стабильные эмульсии при содержании в них кислоты до 60—70%.
Стойкость получаемых эмульсий зависит от концентрации как кислоты, так и добавок эмульгатора. С увеличением концентрации добавок аминов стабильность эмульсии не повышается. При стабилизации эмульсии аминами оптимальной концентрацией является содержание в ней 15% НС1.
Перед приготовлением эмульсии эмульгаторы растворяют в соответствующих средах: алкиламиды — в соляной кислоте, а амины — в нефти (дизтопливе, керосине). Так как алкиламиды плохо растворяются в соляной кислоте с низкой концентрацией, их предварительно в течение 20—30 мин. растворяют в 20—25%-ной кислоте, а затем разбавляют кислоту до 13— 15%-ной концентрации. При необходимости дополнительного ингибирования соляной кислоты в нее добавляют уротропин технический, хорошо растворимый в соляной кислоте. Уротропин добавляют из расчета 11 кг на 1 м3 кислоты.
После растворения эмульгаторов приготавливают кислотную эмульсию.
540
Рис. 14.3. Схема обвязки наземного оборудования при кислотных обработках под давлением
На рис. 14.3 показана схема обвязки наземного оборудования при кислотных обработках под давлением. С помощью основного агрегата 1 в скважину нагнетается кислота. В одну половину бункера 3 вспомогательного цементировочного агрегата 2 закачивают нефть из емкости 4. Затем насосом 5 перекачивают ее в бункер 6. Как только восстановится циркуляция, в бункер 3 подают малыми порциями кислотный раствор из емкостей 7 и 8. Имея более высокую плотность по сравнению с нефтью, кислота будет опускаться к приему ротационного насоса и засасываться им вместе с нефтью. В результате интенсивного перемешивания образуется эмульсия.
После образования эмульсии включают насос цементировочного агрегата 9 и перекачивают эмульсию вновь в бункер 3. Одновременно туда поступает и кислота. Цикл перекачки повторяют несколько раз, пока не получится эмульсия требуемой вязкости, после чего ее закачивают насосом 10 в скважину 11. Вязкость эмульсии определяют вискозиметром. В схеме, приведенной на рис. 14.3, для нагнетания эмульсии в скважину использован один агрегат. Однако в зависимости от приемистости скважины их может быть несколько. Также может быть увеличено и число емкостей, используемых для приготовления эмульсии.
Рекомендуются следующие составы эмульсий:
1) 60% — 13%-ной НС1 (39% нефти и 1% алкиламидов);
2) 70% — 15%-ной НС1 (29, 75% нефти и 0,25% аминов);
3) 60% — 15%-ной НС1 (39,5% нефти и 0,5% аминов). Продолжительность остановки скважины после обработки
от 2 до 8 ч. Периоды стабильности эмульсии от 1 до 4 ч.
Кислотные обработки под давлением рекомендуется проводить следующим образом. Перед обработкой забой скважины тщательно промывают водой, после чего в затрубное пространство (пакер отсутствует) закачивают 2 м3 легкого глинистого раствора плотностью 1,15—1,20 г/см3. Если кислотная об-
541
работка проектируется с установкой пакера, то закачка глинистого раствора исключается.
При закрытом затрубном пространстве в насосно-компрес-сорные трубы при максимальных расходах закачивают принятый объем эмульсии и продавливают ее водой. Открывают затрубное пространство и способом прямой промывки заменяют глинистый раствор водой. После обратной промывки (до поступления из скважины чистой воды) скважину останавливают на предусмотренное время, после чего снова пускают в эксплуатацию. При обычных солянокислотных обработках скважину сразу же после обработки и промывки вводят в эксплуатацию.
Наряду с обычными солянокислотными обработками и обработками под высоким давлением применяют ступенчатую, или поинтервальную обработку. Для этого всю толщину пласта разбивают на интервалы 10—20 м и поочередно, начиная с верхнего, обрабатывают каждый пласт самостоятельно. Для изоляции обрабатываемых участков применяют пакеры и различные химические изолирующие вещества.
При обработке слабопроницаемых пород не всегда удается прокачать в пласт сразу значительное количество кислоты. В этом случае эффективность кислотных обработок может быть повышена за счет двухстадийной обработки. Для этого вначале в пласт закачивают 2—3 м3 кислотного раствора и выдерживают скважину под давлением 12—15 МПа и более в течение нескольких часов. После снижения давления до 5—7 МПа закачивают вторую порцию кислоты 5—7 м3, которая легко продавливается в пласт при гораздо меньших давлениях.
Применяют также серийную солянокислотную обработку, которая заключается в том, что скважину последовательно 3— 4 раза обрабатывают кислотой с интервалами между обработками 5—10 дней. При этом виде обработки получают хорошие результаты в пластах со слабопроницаемыми породами.
Термокислотная обработка скважин. Во многих случаях взаимодействию кислоты с породой мешают имеющиеся на забое скважины отложения в виде парафина, смол и асфальте-нов. Если забой скважины предварительно прогреть, то парафин и смолы расплавятся, и кислотная обработка будет более эффективна. Для этих целей скважину предварительно промывают горячей нефтью или вместо обычной обработки применяют термокислотную, сущность которой заключается в том, что в скважину вводят вещество, которое при соприкосновении с соляной кислотой вступает с ней в химическую реакцию. При этом выделяется большое количество тепла. ,
542
Наиболее активным веществом, выделяющим большое количество тепла, является металлический магний. Магний применяют в чистом виде или в виде его сплавов с другими металлами, например с алюминием. Такие сплавы называют электродами. Однако эффективность электродов значительно ниже, чем чистого магния.
Наиболее часто применяют магний в виде прутков диаметром 2—4 см и длиной до 60 см, а в некоторых случаях — в виде стружки. Между соляной кислотой и магнием происходит следующая экзотермическая реакция с выделением теплоты:
Mg + 2HC1 + Н2О = МдС12 +Н2О + Н2| + 462,8 кДж.
При растворении в кислоте 1 кг магния выделяется 19 МДж теплоты. Для полного растворения 1 кг магния требуется 18,62 л 15%-ного раствора соляной кислоты, которая полностью нейтрализуется, а все продукты реакции хорошо растворяются в воде.
Прутки магния (обычно 40 кг) загружают в специальные наконечники. При реагировании магния с кислотой в обрабатываемом интервале пласта выделяется количество теплоты, равное 756 МДж. Для общей эффективности рекомендуется применять наконечники с загрузкой магния до 80—100 кг, что обеспечивает передачу продуктивному пласту теплоты в количестве 1890 МДж.
14.1.3. ОБРАБОТКА СКВАЖИН ГРЯЗЕВОЙ КИСЛОТОЙ
Грязевыми кислотами (или глинокислотами) называют смесь соляной НС1 и фтористо-водородной (плавиковой) HF кислот.
Грязевую кислоту применяют для обработки эксплуатационных и нагнетательных скважин, продуктивные горизонты которых сложены песчаниками или песчано-глинистыми породами, а также для удаления глинистой корки со стенок скважины. Эту кислоту нельзя применять для обработки карбонатных пород или сильно карбонизированных песчаников, так как образуется слизистый осадок фтористого кальция CaF2, который способен закупоривать поровые каналы.
Особенностью грязевой кислоты является ее способность растворять глинистые частицы и в некотором количестве даже кварцевый песок. Одновременно после обработки скважин грязевой кислотой глины теряют способность к разбуханию и понижению, таким образом, проницаемости.
Порядок проведения обработки призабойной зоны скважины, как правило, следующий.
543
Предварительно в скважине против обрабатываемых продуктивных пластов делают солянокислотную ванну с целью очистки призабойной зоны от различных загрязнений. Если стенки скважины покрыты цементной коркой, к солянокис-лотному раствору добавляют до 1,5% плавиковой кислоты.
После солянокислотной ванны в продуктивные пласты закачивают 10—15%-ный раствор соляной кислоты с целью растворения карбонатных включений. Продукты реакции пород с кислотными растворами из призабойной зоны интенсивно удаляются перед обработкой скважины грязевой кислотой. На следующем этапе обработки в продуктивные пласты закачивают грязевую кислоту — смесь растворов 3—5%-ной плавиковой кислоты с 10—12%-ной соляной кислотой. В этом случае происходит следующая реакция плавиковой кислоты с окисью кремния:
6HF + SiO2 = H2SiF6 + 2Н2О.
Для сильно заглинизированных в процессе бурения скважин количество плавиковой кислоты в смеси с 15%-ной НС1 может быть доведено до 6%. Во избежание контактирования с промывочной водой в скважине рекомендуется кислотный раствор приготовлять только на пресной воде и перед его закачкой в насосно-компрессорные трубы вводить 4—8 м3 нефти. После продавки глинокислотного раствора в пласт по истечении 8—12 ч. скважину вводят в эксплуатацию.
На месторождениях Краснодарского края (Анастасиевско-Троицкое) для повышения эффективности глинокислотных обработок применяли газолино-кислотные и газолино-глино-кислотные растворы, которые хорошо отмывают АСПО с поверхности пород, слагающих продуктивные пласты. Для этого в призабойную зону закачивают одновременно или поочередно растворитель с глинокислотой. В качестве растворителя используют природный углеводородный газоконденсат
Установлено, что при газолино-глинокислотных обработках с применением от 2 до 5 м3 специального раствора (16—20%-ная НС1 + конденсат) на 1 м вскрытой мощности пласта при сроках реагирования 16—24 ч. получают хорошие результаты. Наиболее эффективны газолино-глинокислотные обработки при закачке небольших объемов глинокислоты — от 0,5 до 1,5 м3 на 1 м вскрытой мощности пласта. Эффективность обработок резко возрастает при соотношениях растворителя и кислоты 3:1 и 4:1.
544
14.1.4. УГЛЕКИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН СКВАЖИН
Этот вид обработки способствует увеличению дебита нефтяных и приемистости нагнетательных скважин. Он основан на том, что водные растворы углекислоты хорошо растворяют некоторые породы пластов, содержащие карбонаты кальция и магния, а также асфальтено-смолистые осадки, способствуя повышению проницаемости продуктивных пластов. Жидкую углекислоту транспортируют к месту обработки обычно в изотермических цистернах вместимостью 2 т, установленных на автоприцепе.
Теплоизоляция емкости позволяет хранить жидкую углекислоту в течение 10 суток при наружной температуре до + 35°С.
Перед закачкой углекислоты эксплуатационную скважину исследуют: определяют коэффициент продуктивности, процентное содержание воды, вязкость нефти и другие параметры. Если на забое образовалась песчаная пробка, скважину промывают и очищают, а затем в эксплуатационной колонне устанавливают пакер на 5—10 м выше верхних перфорационных отверстий. При подготовке нагнетательной скважины определяют ее приемистость, снимают профиль приемистости, если скважина находится под закачкой. Способами прямой и обратной промывки очищают забой и с помощью пакера изолируют продуктивный пласт от колонны.
На рис. 14.4 приведена схема обвязки устья скважины при обработке углекислотой.
После установки пакера определяют его герметичность и приемистость скважины прокачкой нефти цементировочным агрегатом и приступают к закачке углекислоты агрегатом гидроразрыва. Количество углекислоты обычно принимается от 1,2 до 5 т на 1 м эффективной мощности пласта (но не менее 10 т за одну обработку).
Для продавки углекислоты применяют нефть в объеме, равном двукратному объему насосно-компрессорных труб По окончании продавки углекислоты скважину перекрывают и оставляют на реагирование в течение 12—24 ч.
Порядок проведения работ при обработке углекислотой призабойных зон нагнетательных скважин остается таким же, что и при обработке нефтяных скважин. Только в качестве продавочной жидкости применяют воду, а перед закачкой углекислоты и продавки ее обычно закачивают жидкость, замерзающую при низких температурах, в объеме 120—200 л для каждой операции.
35 Заказ 129
545
Рис. 14.4. Схема проведения обработки скважин углекислотой: 1 — изотермические емкости; 2 — агрегат 4АН-700; 3 — агрегат ЦА-320, 4 — автоцистерна 4ЦР
По окончании срока выдерживания на реагирование нефтяную скважину пускают в эксплуатацию на том же режиме, на котором она эксплуатировалась до обработки.
Нагнетательные скважины после завершения реагирования через насосно-компрессорные трубы пускают на самоизлив до появления чистой воды. После прямой и обратной промывки от кустовой насосной станции скважину вводят под закачку воды.
Эффективность обработки оценивается или по замерам продукции скважины (приемистости ее) после обработки, или по коэффициенту продуктивности, определенному в процессе последующего исследования скважины.
14.2. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТОВ
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) — это метод образования новых трещин или расширения существующих в пласте вследствие нагнетания в скважину жидкости или пены под высоким давлением. Чтобы обеспечить высокую проницаемость, трещины наполняют закрепляющим агентом, например, кварцевым песком. Под действием горного давления закрепленные трещины смыкаются не полностью, в результате чего значительно увеличиваются фильтрационная поверхность скважины, а иногда включаются в работу и зоны пласта с лучшей проницаемостью.
546
Образование новых трещин или раскрытие существующих возможно, если давление, созданное в пласте при нагнетании жидкости с поверхности, становится больше местного горного давления. Образование новых трещин характеризуется резким снижением давления на устье скважины на 3—7 МПа. Раскрытие существующих трещин происходит при постоянном давлении или его незначительном увеличении. В обоих случаях возрастает коэффициент приемистости скважины, который после ГРП должен увеличиться, как минимум, в 3—4 раза, что считают критерием возможности закрепления трещин песком.
Трещины ГРП в неглубоких (до 900—1000 м) скважинах имеют горизонтальную ориентацию, а в глубоких — вертикальную, наклонную, близкую к вертикальной. Трещины развиваются в той плоскости, где отмечаются наименьшие силы сопротивления, т. е. наименьшее горное давление.
ГРП применяют в любых породах, кроме пластичных сланцев и глин. Это метод не только восстановления природной продуктивности скважин, но и значительного ее увеличения.
Применяемые технологии обычных ГРП ньютоновскими жидкостями предполагают закрепление трещин (около 5—10 т песка при концентрации 50—200 кг/м3) и обеспечивают двух-трехкратное увеличение текущего дебита нефтяных, газовых или приемистости нагнетательных скважин в низкопроницаемых пластах с загрязненной призабойной зоной.
С увеличением количества песка до 20 т проводят глубокопроникающий гидравлический разрыв пласта (ГГРП), который содействует значительному увеличению фильтрационной поверхности, изменяет характер притока жидкости от радиального к линейному с подключением новых зон пласта, изолированных вследствие макронеоднородности. Трещины такого ГРП достигают 100—150 м в длину при ширине 10—20 мм.
Технологии мощных ГРП (МГРП) осуществляются неньютоновскими жидкостями — гелями, которые обладают очень большой кажущейся вязкостью, меньшими гидравлическими потерями и высокой несущей способностью закрепляющего агента — керамического проппанта (до 1000 кг/м3), обеспечивают увеличение проводимости широких закрепленных трещин в несколько раз по сравнению с обычным ГРП. Увеличение проводимости трещин МГРП достигается за счет значительного повышения концентрации закрепляющего агента до 300—800 кг/м3 в гелях, а общее количество закрепляющего агента может оставаться на уровне 6—20 т. Продолжительность эффекта увеличения дебита скважин после МГРП обычно составляет 1,5—3 года.
35*
547
В газоносных пластах проницаемостью до 0,001 мкм2 применяют массивный ГРП высоковязкими гелями, во время которого развиваются трещины длиной до 1000 м, закрепленные проппантом в количестве до 300 т. Массивный ГРП — очень дорогостоящий, поэтому он предусмотрен в смете строительства скважины и увеличивает ее стоимость на 50%.
При мощных и массивных ГРП используют дорогостоящую технику, при обычных ГРП могут применяться отечественные техника и материалы (жидкости, закрепляющие агенты, паке-ры, оборудование устья).
Сравнение показателей эффективности обычных ГРП и МГРП, а также стоимости этих процессов свидетельствует, что, несмотря на значительно меньшую добычу нефти после обычных ГРП, экономически они вполне конкурентоспособны вследствие в несколько раз меньшей стоимости.
При обычных ГРП фильтрующейся жидкостью развиваются глубокие (50—100 м) трещины небольшой ширины (3—5 мм) в глубь продуктивного пласта (а не вверх или вниз, как при МГРП гелями). При этом практически не возникает ситуации выпадения закрепляющего агента (tip screen out) или упаковки трещины, сопровождающейся ростом давления до допустимого («frac pack»). После этого в стволе скважины остается большая пробка закрепителя. Таким образом, обычные ГРП фильтрующими жидкостями имеют хорошие технико-экономические показатели, осуществляются с меньшими осложнениями, и их следует применять в дальнейшем наряду с новыми технологиями.
Технология обычных ГРП осуществляется по следующей схеме.
Для проведения обычных ГРП в скважину на НКТ опускают пакер, который делит ее ствол на две части и защищает верхнюю часть эксплуатационной колонны от высокого давления. Устье скважины обустраивают арматурой, например, 2АУ-700, на рабочее давление до 70 МПа. Все насосные агрегаты (до 10) для нагнетания жидкостей ГРП, например, 4АН-700, обвязывают с арматурой устья скважины через блок манифоль-да (1БМ-700). Жидкости для ГРП транспортируют автоцистернами вместимостью по 20 м3 либо сливают в стационарный резервуар (по 50 м3) общей вместимостью 100—300 м3. Вспомогательные насосные агрегаты (ЦА-320 М) закачивают жидкость в пескосмеситель (4ПА), из которого центробежным насосом вначале только жидкость, а затем жидкость с песком направляются на вход насосных агрегатов (4АН-700) для нагнетания в скважину.
548
Чтобы провести ГРП, из скважины поднимают НКТ и другое глубинное оборудование (насосное, газлифтное), шаблони-руют эксплуатационную колонну, спускают пакер на НКТ и спрессовывают их. Процесс ГРП начинается с проверки приемистости скважины при наименьшем расходе жидкости разрыва (может быть кислота — кислотный ГРП), которую постепенно увеличивают, например, от 250 до 450, 900, 1500 м3/сут., вплоть до значения, при котором обеспечивается закрепление трещин (2000—3000 м3/сут). Далее нагнетают жидкость-песко-носитель, обычно с концентрацией Сп песка 50—200 кг/м3. Концентрация зависит от вязкости жидкости. В завершение процесса необходимо вытеснить смесь жидкости с песком из ствола скважины в пласт продавливающей жидкостью и закрыть НКТ, пока давление в скважине не снизится до атмосферного. Затем поднимают НКТ с пакером и спускают глубинное оборудование для эксплуатации скважины. Обычные ГРП проводят ньютоновскими жидкостями. Для проведения обычных ГРП требуется закрепляющий агент (кварцевый песок) в количестве Qnc =10*20 т,фракции 0,6...1 мм, жидкость разрыва пласта (Vp = 10 + 30 м3), жидкость-песконоситель (Vn = 100 + 300 м3), жидкость для продавливания в пласт (Vnp) песконосителя в объеме той части полости скважины, по которой поступают жидкости. Небольшую часть жидкости-песконосителя без закрепителя, нагнетаемую после жидкости разрыва для предварительного раскрытия трещин, называют буферной жидкостью. Жидкость разрыва пласта должна быть совместимой с пластовыми флюидами, хорошо фильтроваться в низкопроницаемую породу, не уменьшать ее проницаемости, не греть, быть доступной, недорогостоящей, поэтому часто используют водные растворы ПАВ. Жидкость-песконоситель должна быть совместимой с пластовыми флюидами, иметь свойство удерживать песок, плохо фильтроваться сквозь поверхность трещин, не гореть, быть доступной и не дорогостоящей. Для обычных ГРП применяют водные растворы с добавкой 0,1—0,3% ПАВ и полимеров (ПАА, КМЦ, ССБ). Например, применение 0,4%-ного водного раствора ПАА обеспечивает развитие и закрепление трещин песком в количестве до 10 т при концентрации Сп= 100 кг/м3, объеме жидкости 100 м3 и расходе 2000—3000 м3/сут. с применением раствора 0,4%-ного ПАА. Возможно также проведение процесса поэтапно в течение двух-трех дней с закреплением трещин 24— 72 т песка по технологии В. Г. Касянчук.
Для глубокопроницаемых ГРП по технологии ВНИИнефти (С. В. Константинов) применяют неньютоновские жидкости с динамической вязкостью 50—200 мПа • с при скорости сдвига
549
650—1100 с1 (g = 2100-3500 м3/сут.) и температуре 20°С не менее 8 ч., стабильные (2 ч ) при пластовой температуре. Также б. ВНИИКРнефть предложена рецептура на водной основе, содержащая 1—2,5% КМЦ, 0,2—0,7% лигносульфата, 0,75—2,1% соли хлорноватой кислоты, которая применяется для пластовых температур 60—150°С. Продавливающая жидкость должна быть маловязкой и не гореть Обычно применяют водные растворы с добавкой 0,1—0,3% ПАВ. Для закрепления трещин в скважинах глубиной до 3000 м, как установлено практикой, пригоден кварцевый песок. В скважинах большей глубины, где обычно горное давление превышает 50—70 МПа, следует использовать более крепкие закрепители-проппанты. При проектировании и для интерпретации результатов обработки при-забойной зоны большой толщины на многопластовых месторождениях необходимо иметь представление о характере проникновения рабочих жидкостей в продуктивные пласты, для чего производят исследования изменения профилей приемистости скважин с изменением давления нагнетания.
Раскрытие трещин при нагнетании жидкости в скважину принято изучать по индикаторным кривым. Для нагнетательных скважин индикаторные кривые строят по результатам исследования при установившихся режимах. В процессе кислотной обработки и ГРП, когда закачка в скважину происходит всего в течение нескольких (2—4) часов, представляет интерес установление промежутка времени, достаточного для получения в рассматриваемых условиях квазиустановившегося режима поглощения. Многочисленные исследования приемистости показали, что при расходе 225 м3/сут. это время обычно не превышает 8—15 мин., а с увеличением расхода в 2—4 раза может иногда возрастать. О плохой связи скважин с пластом можно судить по наблюдениям темпа снижения давления после прекращения закачки жидкости в скважины Для перераспределения давлений требуется много времени, и поэтому темп снижения его в скважинах невысок
Многократное, в 6—10 раз, увеличение коэффициентов приемистости при давлении на устье 19—21 МПа по сравнению с приемистостью при давлениях закачки 15 МПа свидетельствует о раскрытии трещин.
В табл. 14.1 приведены сведения о давлениях начала раскрытия трещин и максимальных давлениях при закачке жидкостей, полученные на основе обобщения опыта гидравлических разрывов пласта и кислотных обработок в процессе проведения работ в Долинском нефтепромысловом районе. Эти
550
Таблица 141
Градиенты давления при закачке жидкости на месторождениях Прикарпатья
Условия, при Градиент давления нагнета-
Наименование Число которых ния, 10 2 МПа/м Градиент пластового
операции обработок зафиксирован давления, 10 2 МПа/м

градиент давления пределы среднее
нагнетания изменения значение
Гидравлический 61 Р = Ро 1,21—2,19 1,59 0,90
разрыв пласта неф- P = Pi 1,42—2,25 1,83
тяных и нагнета- Р = Р2 1,62—2,26 1,91
тельных скважин
То же, только по 41 Р = Ро 1,21—2,02 1,57 0,90
нефтяным скважи- P = Pi 1,42—2,16 1,82
нам
То же, только по 20 Р = Ро 1,25—2,19 1,62 0,90
нагнетательным Р=Р| 1,52—2,25 1,85
скважинам
Кислотные обработ- 76 Р = Р2 1,17—2,20 1,56 0,91
ки и разрывы плас-
та нефтяных сква-
жин
То же, по нагнета- 70 Р = Р2 1,42—2,00 1,73 0,92
тельным скважинам
Примечания 1 Условные обозначения р0 —давление, зафиксированное в начале раскрытия трещин при коэффициенте приемистости К = К0 и расходе около 250 м3/сут, р, — давление при К = 4К0, р2 — наибольшее давление, зафиксированное при проведении операций 2 Среднеквадратическое отклонение от среднего значения градиента давления нагнетания в указанных случаях составляет (0,16-т-0,25)102 МПа/м
давления составляют 0,6—0,85 от полного горного давления, как в Урало-Поволжье и на Северном Кавказе. Средние градиенты давления определены по 20—70 операциям каждого типа.
Градиент давления при кислотном воздействии, как видно из приведенных данных, изменяется в тех же пределах, что и градиент давления начала раскрытия трещин.
Обобщая изложенное, приходим к выводу, что при кислотном воздействии, осуществляемом даже при низких расходах, может происходить раскрытие трещин, обусловливающее проникновение кислоты в пласт не только через стенку скважины, но и через стенки трещин.
14.2.3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ГИДРОРАЗРЫВА
Для проведения гидравлического разрыва пласта обычно применяют три технологические схемы:
однократный гидроразрыв пласта, когда воздействию закачиваемой жидкости гидроразрыва подвергаются все пласты или пропластки, эксплуатируемые скважиной;
многократный гидроразрыв пласта, когда последовательно гидроразрыву подвергаются два или более пластов или про-пластков, вскрытых скважиной;
поинтервальный (направленный) гидроразрыв пласта, когда гидроразрыву преднамеренно подвергается один заранее определенный пласт или пропласток из вскрытых скважиной.
Образование двух или более трещин в пределах вскрытой толщины пласта может произойти и вследствие разрыва пласта по технологической схеме однократного гидроразрыва, если пласт представлен чередующимися пропластка-ми, а давление разрыва приближается к геостатическому (полному горному) . Однако методом многократного разрыва пласта принято называть метод преднамеренного образования нескольких трещин.
:70--
-60
50
40
О
Число эксплуатируемых пропластков
Рис. 14.5. График влияния числа эксплуатируемых пропластков на эффективность однократного гидроразрыва
Практические результаты показывают, что при-
552
менение технологии однократного гидроразрыва малоэффективно, особенно в скважинах, вскрывших два и более пластов. На рис. 14.5 приведены обобщенные данные по месторождениям Татарии, Башкирии, Узбекистана, Киргизии и Коми, свидетельствующие о существенном снижении эффективности однократного гидроразрыва с ростом числа пластов, эксплуатируемых скважиной. Как видно из рисунка, эффективность однократного ГРП при гидроразрыве скважин, вскрывших один пласт, составила 76%, двух пластов — 57,5%, трех — 50%, а пяти — 43%. Следует заметить, что этот график получен при обобщении данных гидроразрыва нефтедобывающих скважин, эксплуатация которых велась фонтанным способом. В скважинах, эксплуатирующихся насосным способом, и в нагнетательных скважинах эта тенденция сохраняется, но менее заметна.
На многопластовых месторождениях, разрабатываемых с поддержанием пластового давления путем законтурного или внутриконтурного заводнений, однократный гидроразрыв применяют также для освоения или повышения приемистости нагнетательных скважин. Но поскольку при однократном гидроразрыве трещина развивается лишь в пределах одного напластования и образуется в менее упругонапряженном пласте, то последующая закачка воды может привести к обводнению добывающих скважин по пласту с трещиной к частичному или полному оставлению нефти в пластах, не охваченных закачкой. Это обстоятельство ограничивает применение технологии однократного гидроразрыва для освоения или повышения приемистости нагнетательных скважин.
Многократный гидроразрыв пласта можно проводить двумя способами:
зоны продуктивной толщи разобщаются внутри скважины (пакерами, специальными шариками или отсекателями), и осуществляется разрыв в каждой отдельной зоне;
образованную при однократном гидроразрыве пласта трещину закупоривают специальными веществами, после чего в скважине создают повышенное давление путем закачки жидкости разрыва.
Технология многократного разрыва пласта заключается в следующем. Сначала определяют профиль притока или закачки до разрыва пласта. Затем проводят гидроразрыв по обычной технологии. Интервал гидроразрыва отсекают пакером или временно блокирующим материалом, а затем операцию повторяют.
Применяли многрократный ГРП с временно перекрывающими отверстия перфорации шариками. Внедрение этого спо-
553
соба на отечественных промыслах сопровождалось разработкой технологических схем, обеспечивающих развитие трещин в заданных интервалах продуктивной толщи (рис 146)
С целью управления развитием трещин при многократном ГРП с шариками во ВНИИ предложено контролировать местоположение образованных трещин и эффективность перекрытия по спаду интенсивности излучений, а закреплять трещины песком лишь в заранее выбранных интервалах (см рис 146)
При этом гидроразрыв пластов осуществляется в следующей последовательности
расходомером или дебитомером определяют приток или поглощение по пластам или пропласткам,
намечают пропластки или интервалы, подлежащие многократному гидроразрыву,
в скважину спускают подземное оборудование и в кровле всех интервалов перфорации устанавливают пакер,
после опрессовки пакера в скважину спускают гамма-спектрометр,
проводят гидравлический разрыв пласта и определяют местоположение трещин,
г i \ \ 1 ! j
i > $ i 1
[ j • '. '
С ! ь С ' j ll 1
с 3 L 1 С' 'з с Ь L ]
ч 1 * г
' г J" 1*
ц D С р с. PC .з с; 3
*
Н 1 1 г 1 •JJ _ „_р г%г ЯЯ7? D С Ь с" р с •Дтг /^Я57 :3 *"Р7
Рис. 14.6. Схемы гидроразрыва пластов:
t — многократного с помощью перекрытия отверстий перфорации шариками 2 — управляемого в соответствии со спадом интенсивности излучения, 3 — поинтервального глубинным устройством и с шариками и песчаной пробкой, 4 —поинтервального с глубинными устройствами с шариками разной плотности, 5 — с пакером и песчаной пробкой, 6 — с двумя пакерами, 7 — с предварительным инициированием гидроразрыва
554
при образовании трещины в намеченном интервале ее закрепляют Если трещина образовалась в нежелательном интервале, то ее песком не закрепляют, а интервал перфорации против этой трещины перекрывают эластичными шариками Гидроразрывы повторяют до создания трещины в заданных интервалах О степени перекрытия и местоположении трещин судят по характеру кривой гамма-излучений при проталкивании активированного материала
Позже для проведения направленного многократного ГРП с временно перекрывающими отверстия перфорации шариками в НГДУ «Лениногорскнефть» предложено скважинное устройство, представляющее собой цилиндр с перфорированным днищем, который заполняется шариками и спускается на НКТ Устройство устанавливается в кровле пласта, подвергаемого ГРП В том случае, когда трещина при ГРП образуется в вышележащих пластах, шарики из цилиндра транспортируются потоком жидкости к отверстиям перфорации против созданных трещин (см рис 146) Пласты, находящиеся ниже заданного интервала гидроразрыва, по этой технологической схеме перекрываются песчаной пробкой
Там же предложено устройство для перекрытия нижележащих пластов (см рис 146), которое заполняется облегченными, временно перекрывающими отверстия перфорации шариками (плавающими)
Для создания трещин в заданных интервалах продуктивной толщи ВНИИ разработаны принципиальные схемы поин-тервального гидроразрыва пласта (см рис 146, 5 и 6) Основным в этих технологических схемах является
а) предварительное ослабление намеченных зон гидроразрыва перфорацией,
б) временное перекрытие намеченных участков гидроразрыва специальными пакерами или пакером с засыпкой нижележащих интервалов песком
Эти схемы совершенствовались, главным образом, в направлении отработки технологических параметров ГРП и разработки пакеров и гидрозатворов, отсекающих интервалы гидроразрыва
В дальнейшем на промыслах применялась схема поинтер-вального гидравлического разрыва пласта По этой схеме для изоляции интервала гидроразрыва в кровле пласта устанавливается пакер, а нижележащие пласты или пропластки изолируются Сущность применения поинтервального гидроразрыва с изоляцией интервалов указанным способом заключается в том, что вначале проводится гидроразрыв нижнего интерва-
555
ла, при этом пакер устанавливают между нижним и вышележащими пластами или пропластками. Затем в скважине создается песчаная пробка, перекрывающая нижний интервал, и при установленном пакере выше следующего интервала проводится гидроразрыв последующего (см. рис. 14.6). Последовательной сменой места установки пакера и засыпкой (изоляцией) участков, охваченных гидроразрывом, во всех продуктивных пластах или в заранее выбранном создаются и закрепляются трещины.
Совершенствование ГРП также связано и с применением технических средств и методов, обеспечивающих развитие трещин в заданных интервалах, чему способствует направленное инициирование трещин (см. рис. 14.6), т. е. создание в породе пласта перед гидроразрывом искусственного нарушения путем перфорации скважины. При последующем гидроразрыве жидкость в образованном нарушении действует подобно гидравлическому клину, и в результате концентрации напряжений создаются условия для направленного развития трещины.
14.3. ГИДРОПЕСКОСТРУЙНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ
Гидропескоструйная перфорация (ГПП) — это метод, по которому образовывающиеся каналы проходят через колонну труб, цементное кольцо и углубляются в породу под действием кинетической энергии потока жидкости с песком, сформированного в насадках.
Каналы, образованные вследствие действия кинетической энергии сформированного в насадках потока жидкости с песком в породах прочностью на сжатие о"^ = 10-ь20МПа, имеют длину / = 10-5-30см и поверхность фильтрации 5 = 200-=-500 см2. Поскольку поверхность фильтрации таких каналов в несколько десятков раз больше поверхности каналов, возникших в результате кумулятивной перфорации, то ГПП особенно полезна при вторичном вскрытии трещинных коллекторов и после капитального ремонта.
Для образования каналов ГПП, больших, чем получаемые при кумулятивной перфорации (КП), применяют интенсивные параметры проведения процесса. Длина канала увеличивается на 30% при использовании насадок диаметром d = 6 мм вместо 4,5 мм, на 30—50% — при разгазировании жидкости азотом, на 40% — при возрастании перепада давления в насадках др от 20 до 40 МПа.
556
Если время формирования канала t увеличить от 20 до 60 мин., то его длина будет медленно возрастать на 20%, а поверхность фильтрации — на 400% (очень быстро). При одновременном применении упомянутых средств длина канала может увеличиваться в 2—3 раза. Однако не следует забывать, что ГПП — технологически сложный и дорогостоящий процесс. Например, ГПП с плотностью 2 отверстия на 1 м в несколько раз дороже, чем КП зарядами ПК-103 при плотности 20 отверстий на 1 м.
Технологические возможности ГПП в добыче нефти могут быть эффективно использованы только в результате рационального планирования этого процесса с учетом ожидаемой дополнительной добычи продукции скважин и затрат на его проведение.
ГПП применяют преимущественно в разведочных скважинах с многоколонной конструкцией, с трещиноватыми коллекторами, а также при капитальном ремонте, особенно после изоляционных работ, для повторной перфорации.
Технологическая схема. Для проведения ГПП в скважину (рис. 14.7) на НКТ спускают пескоструйный аппарат (АП), в корпусе которого размещены две-четыре насадки диаметром 4,5 или 6 мм из абразивно-стойкого материала. Для точной установки АП напротив перфорированных пластов над НКТ размещают толстостенную муфту длиной до 50 см с толщиной стенки 10—15 мм. В АП предусмотрено два гнезда для клапанов. Верхний большой шаровой клапан закидывают временно для опрессовки НКТ, потом его поднимают обратным промыванием. Нижний, меньшего диаметра,— закидывают на время образования каналов. Герметизацию затрубного пространства для отведения потока проводят при помощи самоуплотненного сальника.
Последовательность работы. Перед
процессом ГПП спрессовывают НКТ, после чего обратным промыванием поднимают верхний шаровой клапан и определяют гидравлические затраты давления рзатр. Малогабаритным прибором исследуют геологический разрез скважины ГК (НГК),
Рис. 14.7. Схема
перфорации в
скважине
гидропескоструйным
методом:
1 — обсадная
колонна, 2 — НКТ,
3 — АП, 4 —
насадка, 5 —пласт,
6 — каналы ГПП,
7 — сальник
557
чтобы направить АП к пластам, уточняют длину труб, учитывая их собственный вес, После этого закидывают нижний шаровой клапан и в НКТ закачивают жидкость с абразивным материалом. Преимущественно это песок фракции размером 0,8— 1,2, реже — 2 мм. Смесь жидкости с песком поступает с расходом 8—16 л/с, при этом давление на насосных агрегатах составляет 25—45 МПа. При таких условиях скорость потока на
выходе из насадок составляет 160—240 м/с.
Давление на манометрах агрегатов во время образования каналов должно быть постоянным, например, 35 МПа. На выходе из насадки потенциальная энергия давления жидкости переходит
Рис. 14.8. Схема вытекания потока в канал
в кинетическую
энергию потока, которая во время ударов песчинок о перегородку (трубы, породы) разрушает их. Частицы разрушенной породы выносятся из канала перфорации в затрубное пространство и вымываются на поверхность. Если аппарат с насадками зафиксирован якорем на конце труб неподвижно, то образованный канал будет иметь грушевидную форму. Такие условия образования канала называют закрытыми. Если аппарат не зафиксирован (что бывает наиболее часто), то он в конце НКТ получает осевое перемещение и канал принимает форму вертикальной выемки длиной 5—10 см. Движение аппарата обусловлено произвольным колебанием давления (± 2—3 МПа) на агрегатах. При незафиксированном аппарате из пласта выносятся частицы породы (чаще до 10 мм), а условия образования канала называют открытыми. Механизм образования канала объясняется по рис. 14.8. Рассмотрим плоское сечение потока, вытекающего из насадки диаметром d0 с начальной скоростью и0 и образовывающего канал. Скорость и0 сохраняется на расстоянии от насадки /0<5d0, которую называют начальным участком потока; далее скорость резко снижается, потому что с отдалением от насадки внешние границы турбулентного потока расширяются за счет захвата частиц жидкости из окружающей среды.
Вследствие увеличения массы осевая скорость потока сни-
558
жается от u0 до ux Например, на расстоянии х = 40 d0 она уменьшается до ux = 0,luor а сталкиваясь с дном канала, — их = 0 Поскольку скорость твердых частиц (песка) больше скорости потока, то более тяжелая твердая частица резко ударяется о перегородку (металл колонны, породу), преодолевает силы сцепления материала перегородки и разрушает его Обсадная колонна должна находиться в пределах начального участка потока, так как тогда процесс образования отверстия в колонне длится лишь 1—2 мин Остальное время резания затрачивается на образование канала в цементном кольце и породе
Схема образования канала в скважине изображена на рис 149
Глубина канала, формирующегося за цементным кольцом, определяется по уравнению
/ =Ran+/.+/.-г.
ПЛ ап а I с г
где Ran — радиус аппарата, м, гс — радиус скважины (по показателям каверномера в интервале формирования отверстий ГПП), мм, /, — глубина канала, сформированного ГПП, мм, /а — расстояние от торца насадки до эксплуатационной колонны, мм
Рекомендуется выбирать R^,, для которого /а = 10-20 мм
Если в зоне образования канала имеются большие каверны, то действие потока не может выйти за границы цементного кольца, и ГПП будет неэффективной
Проектирование ГПП проводят для обеспечения заданного качества сообщения скважины
с пластами путем образования необходимого количества каналов определенных размеров
Во время проектирования необходимо обосновывать выбор скважины, выбрать рецептуру жидкости для ГПП, тип абразивного материала, его фракционный состав и концентра-
Рис 149 Схема формирования канала ГПП в скважине
1 — гидропескоструиный аппарат 2 — насадка 3 — колонна 4 — цементное кольцо 5 — пласт
559
цию в жидкости; рассчитать основные параметры процесса, подобрать глубинное, устьевое и наземное оборудование, оценить технологическую и экономическую эффективность спроектированного процесса.
ГПП наиболее целесообразно применять в скважинах, гидродинамически несовершенных по характеру вскрытия пласта. Если такое несовершенство не обнаружено (например, после кумулятивной перфорации фс =фкн), то принимают большее по сравнению с ним значение коэффициента гидродинамического совершенства скважины после ГПП, которое необходимо достичь.
Жидкости для ГПП не должны существенно снижать проницаемость продуктивных пластов и содействовать очищению призабойной зоны от загрязнения. Для ГПП преимущественно применяют водные растворы ПАВ на пресной технической или минерализованной пластовой воде. ПАВ выбирают по таким же принципам, как и продвигающие и вытесняющие жидкости для кислотных обработок. Целесообразно, кроме того, использовать рецептуры таких жидкостей для глушения скважины перед текущим или капитальным ремонтом.
Абразивный материал — это обычно кварцевый песок с небольшим содержанием глины (до 0,5%), фракционный состав песка 0,5—1,2 мм. Наибольшие частицы не должны быть более 2 мм, так как иначе они могут закрывать отверстия насадок АП. Оптимальная концентрация песка составляет 30— 50 кг/м3 (3—5%). С возрастанием концентрации песка обычно увеличивается объем канала ГПП при той же глубине.
Прочность породы на сжатие значительно влияет на длину канала. Начальная скорость разрушения породы, от которой зависит длина канала ГПП, является функцией квадратного корня значения ее прочности на сжатие uon =f(^]acx). Например, при одинаковых условиях длина канала в породе с прочностью на сжатие 20 МПа составляет 185 мм, а с прочностью 60 МПа — 125 мм.
Форма и диаметр насадки также значительно влияют на длину канала ГПП. Наиболее эффективные насадки с конои-дальным входом и конусной проточной частью, диаметр которых выбирают, исходя из гидравлической мощности применяемых насосных агрегатов, равным 4,5 или 6 мм. Увеличение диаметра насадки в 2 раза при прочих равных условиях увеличивает длину канала почти вдвое.
Перепад давления в насадке — один из параметров процесса, который обусловливает увеличение глубины канала ГПП, и его наиболее трудно поддерживать постоянным. Начальная
560
скорость потока является функцией квадратного корня из перепада давления u0 = f(Ap°'5), и именно она линейно влияет на длину образующегося канала. Например, увеличение перепада давления от 17 до 32 МПа содействует возрастанию длины канала от 9 до 13 см при прочих равных условиях.
Рассмотрим трудности, обусловленные нестабильностью работы насосных агрегатов во времени (процесс ГПП длительный, не менее 30—60 мин. для каждого резания). Во время ГПП постоянно разрушается входная часть насадки, а также ее сечение. Насадки из сплава ВК-6 после 10—15 резаний АП следует менять, так как их диаметр увеличивается на 1—1,5 мм. Давление на уровне АП в затрубном пространстве нестабильно. В затрубном пространстве может содержаться жидкостно-пес-чаная (большой плотности) смесь, при помощи которой происходит процесс, или чистая жидкость (меньшей плотности) в начале процесса резания в данном интервале или после его завершения, когда промывают скважину для приподнятия АП в новый интервал-Давление на устье скважины принимают стабильным, но таковым оно не является.
По данным Г. Д. Савенкова (1968), изменение давления относительно заданной величины (обычно 20—40 МПа) составляет ± 2—3 МПа. На уровне АП такое изменение давления вызвано движением плунжеров насосных агрегатов. Например, в скважине глубиной около 3000 м в результате изменения давления на устье на 1 МПа АП, а следовательно, и насадки перемещаются почти на 3 см. Поэтому в обсадной колонне обычно образуется не отверстие диаметром 20—25 мм (как при первоначальной перфорации с защемлением АП в стендовых условиях), а щель длиной приблизительно 10 мм. Это дает два преимущества для ГПП с незакрепленным АП: 1) длина образующегося канала возрастает на 20—30%; 2) не возникает избыточное давление в канале перфорации за обсадной колонной, а следовательно, не разрушается цементное кольцо и не забиваются поры породы на поверхности образующегося перфорационного канала. Возрастает качество раскрытия пласта ГПП в отличие от кумулятивной перфорации.
Время образования канала — контролируемый параметр процесса, который не зависит от других факторов. Канал об-, разуется интенсивнее в первые минуты резания потоком, после 30 мин. рост глубины канала значительно замедляется. Здесь следует различать условия резания с зафиксированными и незафиксированными НКТ с АП. В первом случае имеем так называемые закрытые условия образования канала, а во вто-
36 Заказ 129
561
ром — открытые. В закрытых условиях расширение канала усложняется, так как много энергии затрачивается во встречных потоках круглого отверстия, образовавшегося в эксплуатационной обсадной колонне и имеющего размер (3 — 4) d0 диаметра насадки. В открытых условиях, когда отверстие в колонне овальной формы и большая ось его близка к 20 d0, поток, вытекая из канала, не встречает сопротивления и глубина канала увеличивается. Открытые условия свойственны для ГПП в зоне фильтра или без колонны. Известно, что увеличение канала ГПП можно записать как функцию времени:
Эта функция описывает увеличение канала за ограниченное время, например, до 100 мин. от начала резания.
ГПП с использованием глинистых растворов применяют в скважинах с высоким пластовым давлением. Особенности технологии заключаются в использовании глинистых растворов плотностью 1,5 — 1,8 г/см3 с абразивным материалом. Во время проведения возрастают вязкость и статическое напряжение сдвига, несколько уменьшается водоотдача. Это объясняется диспергированием глинистых и абразивных частиц во время резания.
Для проведения ГПП с использованием глинистого раствора готовят раствор бентонитовой глины плотностью 1,14 — 1,18 г/см3. Потом на поверхности производят 5 — 6 циклов циркуляции всего раствора с перепадом давления 25 — 30 МПа, напрявляя поток на металлический предмет. В этот момент диспергируются частицы глины, и раствор становится более стабильным. Благодаря диспергированию затраты глинопорошка уменьшаются вдвое. Далее добавляют к приготовленному раствору абразивный материал — барит, гематит, кварцевый песок. В этом ряду абразивность возрастает от барита к песку. Длительная работа агрегатов обеспечивается в том случае, если диаметр частиц абразива находится в пределах 0,4 — 0,8 мм. В раствор вначале добавляют 5% абразивного материала. После 2 — 3 циклов циркуляции через насадки АП раствор отрабатывается, и поэтому необходимо заменить абразивный материал новым (также 5%) . Остальные параметры и технология остаются без существенных изменений.
ГПП с газовой фазой (азотом) целесообразно производить в скважинах с низким пластовым давлением. Особенности технологии связаны с применением двух азотных газификацион-ных установок АГУ-8К, которые перевозят жидкий азот и газифицируют его под давлением 22 МПа с расходом 6 нм3/мин.
562
Газ поступает в жидкость через эжектор, и поэтому давление газожидкостной смеси с газосодержанием потока Ф = 0,2 (вычисленным при гидростатическом давлении жидкости на уровне АП в скважине) достигается на устье 30 МПа, если давление на насосных агрегатах составляет 40 МПа. В остальном технология существенно не отличается от технологии обычной ГПП. Следует четко придерживаться правил техники безопасности во время проведения работ.
Таким образом, при использовании ГПП с газовой фазой глубина канала возрастает на 30%, а его объем — на 200%. Возникает дополнительный перепад давления на насадках и уменьшается противодавление на пласт. К недостаткам следует отнести трудности, связанные с транспортировкой жидкого азота на скважине, и его высокую стоимость.
ГПП с созданием перекрестных каналов предлагается для тонкослоистых пластов. Для проведения перфорации насадки размещают под углом обычно меньше 45° к горизонту. Для ГПП применяют конструкции (Г. Д. Савенкова) часто с автоматическим перекрытием части насадок и продолжением образования тех каналов, которые не перекрыты. Обратный поток частично сбрасывается в канал, образованный перекрытой насадкой.
ГПП с аппаратами для образования вертикальных или горизонтальных надрезов пласта впервые предложена ВНИИ (Москва) для инициирования щелей ГРП, улучшения связи скважины с пластами и т. п.
ГПП с выдвижением насадки в пласт применяют для образования глубоких каналов. Существуют различные конструкции аппаратов с одной насадкой на гибкой трубе, которая входит в пласт, а также конструкции ЦНДЛ AT «Укрнафта» (г. Ивано-Франковск), института «Сирка» (г. Львов).
Проектирование ГПП проводят поэтапно:
оценивают технологическую и экономическую эффективность применения ГПП;
определяют допустимые значения основных параметров резания, необходимых для образования каналов ГПП на проектной глубине;
рассчитывают основные параметры резания и необходимые материальные ресурсы для проведения работ.
Принимают практическое значение коэффициента гидродинамического совершенства Ф , определяют дополнительную добычу нефти и газа, а также оценивают стоимость ГПП и ее эффективность.
Задаваясь длиной и плотностью каналов ГПП, требуемых
36'
563
для достижения проектного значения коэффициента Ф, оценивают, какие режимы резания необходимы для образования каналов, и проверяют, достижимы ли они при возможном давлении на устье скважины. Если давления превышают возможные, то уменьшают число насадок, а если и это не помогает, то уменьшают проектное значение ф . Используя результаты первых двух этапов, рассчитывают параметры резания каналов и режимы работы насосных агрегатов и их качество, колонну НКТ из труб, имеющихся на предприятии; длительности ГПП, определяют потребность в материалах. На основе полученной информации можно точнее рассчитать стоимость ГПП и определить ее экономическую эффективность.
Из табл. 14.3 видно, что во время ГПП очень прочных пород Прикарпатья (осж = 100 МПа) в нормальных условиях резки ( Др =20 МПа, d = 4,5 мм и т = 20 мин.) длина сформированного канала 1= 78 мм, а при интенсивных режимах (АР = 40 МПа, d = 6 мм и т = 20 мин.) она возрастает до 180 мм. Поэтому для образования каналов в прочных породах следует применять интенсивные режимы и методы ГПП. Размеры канала (см. табл. 14.3) могут возрастать еще больше вследствие разгазировки жидкости с песком. Например, если степень раз-газировки Ф = 0,2 при давлении на уровне насадки в затруб-ном пространстве, то длина канала возрастает в 1,3 раза, а поверхность — в 1,5 раза.
Рассчитаем режим работы насосных агрегатов и количество спецтехники для ГПП по заданному перепаду давления на насадках определенного диаметра и для выбранного числа насадок, учитывая первую снизу от забоя скважины глубину отверстия ГПП, диаметр и толщину стенок эксплуатационной колонны и НКТ.
Вначале рассчитываем расход жидкости (м3/с) во время резки через насадки АП по формуле:
где qan — расход жидкости, м3/с; d0 — диаметр насадки, м; пап — число насадок; цап = 0,89 для насадок аппарата АП-6М и водопесчаной смеси; Ар — перепад давления на насадках, МПа; рсм— плотность смеси, кг/м3.
Например, для смеси воды с песком с концентрацией 50 кг/м3 плотность смеси рсм = 1030 кг/м3.
Число насадок в АП зависит от их диаметра, диаметра труб и глубины скважины. Для средних глубин Н = 2500 м,
564
d,. = 73 мм и d0 = 4,5 мм, пап = 3 -f-6, а для d0 = 6 мм пап = 2 -=-4. Потери давления в зависимости от рекомендательного расхода водопесчаной смеси оценивают по экспериментальным данным, приведенным в табл. 14.4.
Таблица 14 2
Изменение длины канала в зависимости от режимов резания и диаметра насадки, мм
Время, Прочность породы на сжатие, МПа
20 50 100 150
Перепад давления в насадке, МПа
30 20 30 40 20 30 40 30 40
20 219 112 136 173 76 93 112 67 79
295 150 182 230 103 127 149 88 106
30 240 123 149 189 82 102 122 73 86
320 164 199 251 ИЗ 139 163 97 115
60 264 135 164 208 92 113 134 80 94
352 180 219 276 124 152 179 106 126
100 276 141 172 217 96 119 140 84 99
367 188 228 288 130 159 187 111 132
Примечание В числителе данные для насадки диаметром 4,5 мм, в
знаменателе — диаметром 6 мм
Таблица 14 3
Потери давления во время циркуляции водопесчаной смеси для ГПП в скважине
q, л/с Расход давления Д Ртр на 100 м глубины для конструкций колонны, мм, при
DK = 146 мм и dT, мм DK = 168 мм и dT, мм
60 73 89 60 73 89
5 10 15 20 25 0,030 0,130 0,310 0,520 0,720 0,025 0,115 0,270 0,440 0,620 0,020 9,100 0,230 0,370 0,520 0,020 0,120 0,270 0,420 0,560 0,018 0,100 0,230 0,360 0,490 0,015 0,080 0,190 0,310 0,430
Примечание 1 Экспериментальные данные по П М Усачеву 2 Для НКТ dT = 73 мм данные интерполированы
Обычно принимают число насадок, при котором затраты жидкости не превышали бы 0,025 м3/с для ограничения гид-
565
равлических потерь. Применяют пап < 6 для насадок с d0 = 4,5 м и пап < 4 для насадок с d0 = 6. Для коноидальных насадок И.„ = 0,89.
Плотность смеси жидкости с песком (кг/м3) определяют по формуле: рсм = Спк (рпск -рж) + рж,
где р пск — плотность абразивного материала, для зерен кварцевого песка р пск = 2650 кг/м3; р ж — плотность жидкости, кг/м3.
Отсюда
(-^ _ МсМ Рж
~ л - ' Рпск Рж
Значение давления (МПа) на устье скважины рассчитывав ем по уравнению:
ру =Ар + Дртр.
Значение Дртр определяют из формулы Дарси-Вейсбаха как сумму гидропотерь в НКТ и затрубном пространстве.
Рассчитанное по формуле (ру = д р + д ртр) давление на устье Д-Р у сравниваем с характеристикой насосных агрегатов и допустимым давлением, вычисленным по формулам (рдоп = ропр/1,5; Ропр — давление опрессовки), когда принимаем решение о режиме их работы. Можно также рассчитать необходимое давление опрессовки напорных линий
Роп =1,5- ру.
Число насосных агрегатов
где qan — затраты жидкости насосных агрегатов во время нагнетания на такой скорости, для которой рабочее давление меньше расчетного; qaH — производительность 1 агрегата.
Частота вращения коленчатого вала насосного агрегата для 4АН-700 составляет 1300—1500 об./мин.
Число обслуживающих агрегатов, которые подают жидкость с низким давлением на пескосмесительную машину (цементирующий агрегат) пца, определяют по формуле:
Пца = Пап / 2.
Кроме указанных агрегатов используют блок манифольда, СКУ и автоцистерны для перевозки жидкостей. Схема обвязки оборудования изображена на рис. 14.10.
566
Рис. 14.10. Схема обвязки оборудования при ГПП:
1 — гидропекскоструйный аппарат; 2 — муфта-репер; 3 — обсадная колонна, 4 — НКТ; 5 — сальник устьевой, 6 — обратный клапан; 7 — фильтр для песка; 8 — насосные агрегаты высоконапорные; 9 — блок манифольда; 10 — пескосмеситель; 11 — насосные агрегаты низкого давления; 12 — выкидная линия в емкость; 13 — сито для улавливания хлама, 14 — емкость для жидкости
14.4. ТОРПЕДИРОВАНИЕ СКВАЖИН
В ряде случаев для улучшения притока нефти и газа к забою целесообразно применять способ торпедирования. С этой целью в скважину спускают специальную торпеду, заряженную взрывчатым веществом — тротилом, тетрилом, гек-согеном, нитроглицерином, аммонитом, динамитом и т. д. — и взрывают ее против продуктивного пласта. При торпедировании в пласте образуется каверна, от которой во все стороны расходится сеть трещин, в результате чего повышается проницаемость пород в призабойной зоне и увеличивается дебит скважины.
С целью предохранения обсадных колонн от нарушения в процессе торпедирования над торпедой устанавливают пакер или герметизируют их (жидкостью, песком, глиной и т. д.).
Торпеды используют нескольких типов: фугасные, шнуровые, кумулятивные. Фугасные торпеды изготавливают герметичными и негерметичными.
Герметичные фугасные торпеды, в основном, изготовляют двух типов: Ф-2 и ФТ-2 с металлическими корпусами. Приме-
567
няют в качестве оболочек и асбоцементные трубы Достоинством герметичных торпед с асбоцементным корпусом является отсутствие в стволе после взрыва торпеды металлических осколков, засоряющих скважину
Заряд в фугасных торпедах состоит из сплава тротила и гексогена. Взрыватель срабатывает от действия тока, подаваемого с устья скважины по кабелю.
Все большее распространение в промысловой практике находят негерметичные торпеды, в которых взрывчатое вещество соприкасается со скважинной жидкостью. Такие торпеды либо совсем не имеют оболочки (типа ТШБ), либо имеют оболочку из малопрочного материала (торпеды шашечные ТШ).
Вес заряда торпед определяют, исходя из диаметра скважины, назначения взрыва, свойств взрывчатых веществ (ВВ), а также свойств пород.
В плотных породах применяют торпеды с большими зарядами ВВ, а в мягких — с меньшими. Все работы по торпедированию скважин проводят специальные промысловые партии
Важно при взрывных работах с целью их безопасного и безаварийного проведения четко знать и соблюдать все правила обращения со взрывчатыми веществами Многие ВВ вредно действуют на организм человека, накапливаются в нем и отравляют.
14.5. ТЕПЛОВЫЕ ОБРАБОТКИ ПЗП
Снижение дебита скважин в процессе эксплуатации в ряде случаев происходит из-за выпадения из нефти парафина и запарафинивания колонны труб, выделения и осаждения в породе асфальтеновых и смолистых веществ, содержащихся в большинстве нефтей, что ведет к понижению проницаемости пород ПЗП
Многие факторы, ухудшающие проницаемость коллекторов, вызывают большую трудность и при освоении нагнетательных скважин, расположенных в нефтяной зоне пласта. Вода, нагнетаемая при температуре ниже температуры пласта, вызывает охлаждение пород призабойной зоны, способствует более интенсивному выпадению тяжелых компонентов нефти, в результате чего наиболее мелкие поры пласта оказываются закупоренными. Поэтому для предупреждения снижения проницаемости в целях увеличения дебита эксплуатационных и приемистости нагнетательных скважин и для повышения эф-
568
фективности эксплуатации месторождений, содержащих тяжелые парафинистые и смолистые нефти, проводят тепловую обработку призабойной зоны скважин.
При прогреве тем или иным способом скважины и ее призабойной зоны отложившиеся парафин и смолистые вещества расплавляются и выносятся вместе с нефтью на поверхность. Обычно после прогрева скважины восстанавливают свой дебит.
В промысловой практике широко распространены следующие методы прогрева призабойной зоны скважин:
1) закачка в скважины нагретой нефти, нефтепродуктов или воды, обработанной поверхностно-активными веществами;
2) закачка пара в эксплуатационные скважины, подаваемого с передвижных парогенераторов или стационарных паровых установок;
3) электротепловая обработка скважин при помощи специальных самоходных установок;
4) термохимическая обработка призабойной зоны путем закачки в скважины соляной кислоты с магнием;
5) внутрипластовое горение (при эксплуатации).
Перед тепловой обработкой необходимо обследовать скважину и определить: содержание в нефти парафиновых и ас-фальтосмолистых компонентов; пластовую температуру и давление; содержание механических примесей, количество и состав воды в продукции скважины; глубину залегания и мощности нефтеносного пласта; текущий дебит скважины и другие параметры. С помощью этих показателей определяют продолжительность и температуру прогрева, расход тепла, требуемого для обработки; глубину установки нагревателя и др.
14.5.1. ЗАКАЧКА В СКВАЖИНУ НАГРЕТОЙ НЕФТИ, НЕФТЕПРОДУКТОВ ИЛИ ВОДЫ, ОБРАБОТАННОЙ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫМИ ВЕЩЕСТВАМИ
Этот метод широко внедрен на многих нефтяных промыслах благодаря простоте технологии и применяемого оборудования. Обычно для закачки в скважину используют нагретую сырую нефть, конденсат (газолин), керосин, дизельное топливо.
Практически установлено, что для эффективного прогрева призабойной зоны скважины требуется от 15 до 30 м3 горячих
37 Заказ 129
569
нефтепродуктов или сырой нефти, нагретых до 90—95°С в па-ропередвижных установках или электронагревателях. Нагретую жидкость насосами закачивают в скважину.
Применяют два варианта прогрева: 1) создание циркуляции (горячая промывка) и 2) продавливание жидкости в приза-бойную зону.
При горячей промывке глубинный насос спускают до середины интервала прогрева. Горячую нефть (газолин) закачивают через затрубное пространство. Горячий нефтепродукт (нефть) вытесняет холодную жидкость в затрубное пространство до приема глубинного насоса. При этом частично растворяется парафин, отложившийся на стенках эксплуатационной колонны, а также вымываются АСПО в ПЗП. Этот способ прост, так как не требует остановки скважины. Однако недостатком его является незначительное тепловое воздействие на ПЗП.
При втором варианте закачки горячего нефтепродукта из скважины извлекают подземное оборудование и спускают на-сосно-компрессорные трубы с пакерами. Горячий нефтепродукт или нефть под давлением через насосно-компрессорные трубы продавливают в пласт. После этого поднимают трубы с пакерами, спускают глубинный насос и вводят скважину в эксплуатацию. Горячий нефтепродукт в призабойной зоне растворяет парафино-смолистые вещества, которые при откачке выносятся вместе с нефтью на поверхность.
Недостатком этого способа является необходимость остановки скважины для подъема, спуска насоса и установки паке-ра. Однако закачка горячих нефтепродуктов по этому варианту более эффективна, чем по первому.
Применяют также комбинированный метод интенсификации; обработка призабойной зоны горячей нефтью с добавкой различных ПАВ. В скважине, намеченной к обработке, вначале производят депарафинизацию (очистку) насосно-компрес-сорных труб путем закачки горячей нефти в затрубное пространство (при работающей скважине). После этого скважину останавливают и извлекают насосные штанги с корпусом насоса. Через насосно-компрессорные трубы закачивают 10—12 м3 горячей нефти (t = 85—95° С) с добавкой 80—100 кг ПАВ. По истечении 6—7 ч после обработки спускают штанги с корпусом и вводят скважину в эксплуатацию.
Практика показала, что обработка скважин горячей нефтью с ПАВ дает большую эффективность.
В некоторых нефтяных районах для прогрева призабойной
570
зоны используют пластовую воду. Воду в объеме 70—80 м3 нагревают до 90—95° С, добавляют в нее поверхностно-активные вещества (0,5—1,0% объема воды) и под давлением закачивают в пласт. Технология закачки такой воды аналогична технологии закачки нефтепродуктов.
14.5.2. ПРОГРЕВ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПАРОМ
Из всех методов теплового воздействия на призабойную зону скважин самым эффективным является метод нагнетания в скважину перегретого водяного пара при высоком давлении (8—15 МПа). Опыт, накопленный на некоторых нефтяных месторождениях показывает, что применение этого метода экономически оправдано с целью интенсификации добычи нефти в следующих случаях:
1) глубина залегания продуктивного пласта в скважинах не более 900—1200 м;
2) мощность коллекторов, сложенных песчаниками и глинами, не менее 15 м;
3) вязкость нефти в пластовых условиях выше 200 сП;
4) остаточная нефтенасыщенность пласта перед паротепло-вой обработкой не менее 50%;
5) плотность нефти в пластовых условиях не менее 0,9— 0,93 т/м3 (в отдельных случаях достигается эффективность и при более легких нефтях).
Не рекомендуется применять паротепловую обработку на заводненных участках, так как в этом случае потребуется дополнительный расход тепла.
Наиболее благоприятными при паротепловых обработках являются режимы растворенного газа в залежи. Перед нагнетанием пара необходимо изучить характеристику скважины: определить ее эксплуатационные параметры (дебит по нефти, воде; газовый фактор; характер эмульсии) и провести комплекс геолого-исследовательских работ по измерению пластового давления, температуры пласта, статического уровня и т. д. Затем с помощью шаблона проверяют эксплуатационную колонну и промывают ее для удаления песчаной пробки, спускают насосно-компрессорные трубы с термостойким пакером и компенсирующим устройством, через которые нагнетают пар.

На главную страницу