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

Глава VI.
МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ
И ВОССТАНОВЛЕНИЯ
ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ
И ПРИЕМИСТОСТИ СКВАЖИН
Призабойной зоной скважины (ПЗС) называют область пласта в интервале фильтра, примыкающую к стволу. Эта область подвержена наиболее интенсивному воздействию различных физических, механических, гидродинамических, химических и физико-химических процессов, обусловленных извлечением жидкостей и газов из пласта или их закачкой в залежь в процессе ее разработки. Через ПЗС проходит весь объем жидкостей и газов, извлекаемых из пласта за все время его разработки. Вследствие радиального характера притока жидкости в этой зоне возникают максимальные градиенты давления и максимальные скорости движения. Фильтрационные сопротивления здесь также максимальны, что приводит к наибольшим потерям пластовой энергии. От состояния ПЗС существенно зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих скважин и приемистость нагнетательных .скважин. Поэтому в процессе вскрытия пласта при бурении и последующих работах по креплению скважины, оборудованию ее забоя и т. д. очень важно не ухудшить, а сохранить естественную проницаемость пород ПЗС. Однако нередко в процессе работ по заканчиванию скважины и последую-_щен_ее эксплуатации проницаемость пород оказывается ухудшенной по сравнению с первоначальной, естественной. Это происходит вследствие отложения в породах ПЗС глинистых частиц, смолы, асфальтенов, парафина, солей и т. д. В результате резко возрастают сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижается дебит скважины и т. д. В таких случаях необходимо искусственное воздействие на ПЗС для повышения ее проницаемости и улучшения сообщаемости пласта со скважиной.
Методы воздействия на ПЗС можно разделить на три основные группы: химические, механические и тепловые.
Химические методы применяют в тех случаях, когда проницаемость призабойной зоны ухудшена вследствие отложения веществ, которые можно растворить в различных химических реагентах (например, известняк в соляной кислоте). Пример такого воздействия — соля но-кислотна я обрабогка пород ПЗС.
Механические методы применяют в малопроницаемых твердых породах. К этому виду воздействия относится гидравлический разрыв пласта (ГРП).
Тепловые методы применяют в тех случаях, когда в ПЗС отложились вязкие углеводороды (парафин, смолы, асфальте-
288
ны), а также при фильтрации вязких нефтей. К этому виду воздействия относят различные методы прогрева ПЗС.
Кроме перечисленных существуют методы, представляющие их сочетание Например, гидрокислотный разрыв представляет собой сочетание ГРП и соляно-кислотной обработки, термокислотная обработка сочетает как тепловые, так и химические воздействия на ПЗС и т. д.
Методы воздействия на ПЗС на нефтегазодобывающих промыслах осуществляют бригады по текущему и капитальному ремонту скважин. Силами этих бригад проводятся следующие работы: 1) кислотные обработки скважин; 2) гидравлический разрыв пласта (ГРП); 3) вибровоздействие на призабойную зону скважин; 4) тепловое воздействие на ПЗС; 5) обработка ПЗС поверхностно-активными веществами (ПАВ) и др.
СОЛЯНО-НИСЛОТНЫЕ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН
Кислотные обработки скважин предназначены для очистки забоев (фильтров), призабойной зоны, НКТ от солевых, пара-финисто-смолистых отложений (термокислотные обработки) и продуктов коррозии при освоении скважин с целью их запуска, а также для увеличения проницаемости пород.
При взаимодействии соляной кислоты и карбонатных пород происходят следующие реакции:
для известняков
СаСО3 -f 2HC1 = СаС1„ + Н2О + СО2,
ДЛЯ ДОЛОМИТОВ
CaMg(C03)2 -f 4HC11= CaCI2 + MgCI2 + 2H2O + 2СОг.
Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами —дву-хлористый кальций (СаС12) и двухлористый магний (MgCb) — хорошо растворимые в воде, а также остаток непрореагировавшей кислоты при промывке скважины извлекаются на поверхность. Углекислый газ (ССЬ) в зависимости от давления либо растворяется в воде, либо выделяется в виде свободного газа и легко удаляется из скважины.
Под воздействием соляной кислоты в породах ПЗС образуются пустоты, каверны, каналы разъедания, вследствие чего увеличивается проницаемость пород, а следовательно, и производительность нефтяных (газовых) и приемистость нагнетательных скважин.
Концентрированную соляную кислоту разбавляют водой до заданного содержания НС1 (рабочий раствор) на месте ее хранения (базе) или непосредственно у скважины перед ее обработкой.
Так как соляная кислота, поступающая с заводов, может иметь различную концентрацию (т. е. различное содержание
289
Таблица VI.1
Плотность при 15 °С, кг/м3 Массовая доля HCI, % Содержание НС1 в 1 м3, кг Плотность при 15 °С, кг/м3 Массовая доля НС1, % Содержание НС! в 1 м3. кг
1030 5,15 0,063 1105 20,97 0,232
1035 7,15 0,074 1110 21,92 0,243
1040 8,16 0,084 1115 22,85 0,255
1045 9,16 0,096 1120 23,82 0,267
1050 10,17 0,107 1125 24,78 0,279
1Q55 11,18 0,118 ИЗО 25,75 0,291 ~
1060 12,19 0.129 1135 26,70 0,302
1065 13,19 0,140 1140 27,60 0,315
1070 14,17 0,153 1145 28,61 0,328
1075 15,16 0,163 1150 29,57 0,340
1080 16,15 0,174 1155 30,55 0,353
1085 17,13 0,186 1160 31,52 0,366
!090 18,11 0,197 1165 32,49 0,379
1095 19,06 0,209 1170 33,46 0,391
1100 20,01 0,220 1180 35,39 0,404
НС1 в воде), необходимо определить количество воды, потребное для ее разбавления до заданной концентрации.
Объем концентрированной товарной кислоты VT, необходимый для получения объема Ур рабочего раствора заданной концентрации (в м3), определяют по формуле
р — 100 зт— 1500
(VI.1)
где рт — плотность товарной кислоты, кг/м3; р — плотность готового рабочего раствора, кг/м3 (находят по табл. VI.1, исходя из заданного содержания (концентрации) НС1 в рабочем растворе).
Зная объем концентрированной товарной кислоты, нетрудно определить количество воды, необходимое при смешивании с товарной кислотой для получения рабочего раствора заданной концентрации:
x = Vn — V (VI.2}
Л. — v р v т,- \v i'*-j
где х—количество воды, необходимое для разбавления товарной кислоты до нужной концентрации, м3.
Раствор заданной концентрации приготавливают следующим образом.
Соответственно расчету в емкость наливают воду, добавляют ингибитор, стабилизатор и техническую соляную кислоту. После перемешивания добавляют хлористый барий, снова перемешивают до исчезновения хлопьев этого реагента, что контролируют анализом проб. Затем добавляют интенсификатор, перемешивают и далее дают раствору отстояться до полного осветления и осаждения сернокислого бария.
290
Добавки ингибитора, стабилизатора, хлористого бария и ин-тенсификатора обычно настолько незначительны, что поправки на объемы этих реагентов не вводят.
К рабочему раствору соляной кислоты, как указывалось, добавляют следующие реагенты.
1. Ингибиторы — вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование. Обычно ингибиторы добавляют в количестве до ] %,
В качестве ингибиторов используют: формалин (0,6%);уни-кол (0,1%); реагент И-1-А (0,4%) в смеси с уротропином (0,8%); катапин А (0,1%) и др. Указанные ингибиторы снижают коррозионную активность соляной кислоты от 7—8 (формалин) до 20 раз (катапин А).
2. Интенсификаторы — поверхностно-активные вещества (ПАВ), снижающие в 3—5 раз поверхностное натяжение на границе нефть — нейтрализованная кислота, ускоряющие и облегчающие очистку призабойной зоны от продуктов реакции и от отреагировавшей кислоты.
В качестве интенсификаторов применяют некоторые ингибиторы, такие как катапин А, катамин А, ОП-10, ОП-7 и др.
3. Стабилизаторы — вещества, необходимые для удержания в растворенном состоянии некоторых продуктов реакции примесей раствора НС1 с железом, цементом и песчаниками, а также для удаления из раствора соляной кислоты, вредной примеси серной кислоты и превращения ее в растворимую соль бария;
H2S04 4- ВаС12 = BaSO4 -f 2HG1.
В этом случае раствор НС1 перед закачкой в скважину обрабатывают раствором хлористого бария (ВаС12). Образующийся сернокислый барий (BaS04) удерживается в растворе и удаляется в жидком состоянии вместе с другими продуктами реакции.
В качестве стабилизатора используют уксусную и плавиковую кислоты.
Соляная кислота, взаимодействуя с глинами, образует соли алюминия, а с цементом и песчаником-—гель кремниевой кислоты, выпадающие в осадок. Для удержания во взвешенном состоянии солей алюминия и геля кремниевой кислоты используют стабилизаторы — уксусную (СН3СООН) и плавиковую (фтористоводородную— HF) кислоты.
Различают следующие разновидности кислотных обработок: кислотные ванны, простые кислотные •обработки; обработки под давлением; пенокислотные; серийные; лоинтервальные (ступенчатые); кислотоструйные (гидромониторные); термохимические и термокислотные.
Кислотные ванны предназначены для очистки поверхности открытого забоя и стенок скважины от цементной и глинистой корок, смолистых веществ, продуктов коррозии, кальциевых отложения из лластовъгх вод, а также для очистки
19* 291
Рис. VI.1. Схема кислотой
отки скважины соляной
фильтра в скважине со спущенным перфорированным хвостовиком в интервале продуктивного объекта, освобождения прихваченного пробкой подземного оборудования, очистки забоя и фильтровой части после ремонтных работ.
Кислотная ванна отличается от других видов солянокислот-ных обработок тем, что объем рабочего раствора составляет не более объема ствола (или колонны) в заданном интервале, закачивают его до забоя, не продавливая в пласт. При этом раствор кислоты выдерживают в интервале обработки в течение 16—24 ч. Затем отреагировавшую кислоту вместе с продуктами реакции удаляют из скважины обратной промывкой.
Скважины с открытым стволом обычно обрабатывают кислотным раствором с содержанием НС1 от 15 до 20%, а обсаженные скважины— раствором с содержанием НС1 от 10 до 12%. В качестве промывочной жидкости применяют воду.
Простые кислотные обработки предназначены для воздействия на породы призабойной зоны с целью увеличения их проницаемости. Процесс ведется с обязательным задав-ливанием кислоты в пласт.
Подготовка скважины заключается в удалении с ее забоя пробки. Для очистки стенок колонны и труб от продуктов коррозии в скважину закачивают раствор соляной кислоты и, не продавливая в пласт, выдерживают ее в течение нескольких часов (кислотная ванна). Затем кислоту вымывают обратной промывкой.
Процесс солянокислотной обработки скважины заключается в следующем {рис. VI.1). Вначале закачивают нефть или воду (см. рис. VI.1, а), затем при открытом кране на отводе за-трубного пространства — расчетное количество приготовленного рабочего раствора соляной кислоты. При этом объем
292
Таблица VI2
Порода
Объем раствора НС1, м'/ч
при первичных обработках
при вторичных обработках
Гранулярная малопроницаечая тонкопористая
Гранулярная высокопроницаемая Трещиноватая
0,4—0,6
0,6-1,0 0,6—0,8
0,6—1,0
1,0—1,5 1,0—1,5
первой порции кислоты рассчитывают так, чтобы она заполнила трубы и кольцевое пространство от башмака до кровли пласта (см. рис. VI.1,6). После этого закрывают кран на отводе за-трубного пространства и под давлением закачивают в скважину остатки кислотного раствора. Кислота начинает проникать в пласт (см. рис. VI.1,0). Оставшуюся в трубах и в фильтровой части скважины кислоту продавливают в пласт нефтью или водой (см. рис. VI.I, г).
Объем рабочего раствора соляной кислоты устанавливают в зависимости от толщины и физических свойств пласта, химического состава пород и числа предыдущих обработок. Рекомендуемые средние объемы кислотного раствора на 1 м обрабатываемого интервала пласта (кислота 8—15%-ной концентрации) для карбонатных пород, установленные на основании имеющегося опыта по обработкам, приведены в табл. VI 2.
Для последующих обработок объем кислотного раствора увеличивают на 20—40% или повышают концентрацию рабочего раствора.
Необходимо учитывать, чтобы уровень кислоты в затрубном пространстве в период закачки и продавки ее в пласт находился только в пределах интервала ствола, выбранного для обработки.
Важное условие успешности солянокислотных обработок — срок выдержки кислоты в пласте, который зависит от многих факторов и для различных условий различен
Ориентировочно можно рекомендовать следующие сроки выдержки: при оставлении последней порции кислоты в открытом стволе скважины —от 8—12 до 24 ч; при задавливании кислоты в пласт с температурой забоя 15—30 °С — до 2 ч, с температурой от 30 до 60 °С — 1 — 1,5 ч.
Сроки выдержки кислоты на реагирование устанавливают опытным путем для каждого эксплуатационного объекта на основе определения остаточной кислотности раствора после различных сроков выдержки его в пласте.
Кислотные обработки под давлением применяют с целью продавки кислоты в малопроницаемые интервалы продуктивного пласта. При простых солянокислотных обработ-
293
ках кислота проникает в хорошо проницаемые пропластки, а плохо проницаемые пропластки остаются не охваченными обработкой. Кислотные обработки под давлением устраняют этот недостаток, обусловленный слоистой неоднородностью пласта Этот вид обработки проводят с применением пакера.
При открытом кране на отводе затр\бного пространства и непосаженном пакере в скважину закачивают кислоту в объеме тр\б и подпакерного пространства, после чего пакером герметизируют затрубное пространство и закачивают кислоту в объеме спущенных труб с максимальным повышением темпа закачки. Затем, не снижая давления, вслед за кислотой прокачивают расчетный объем продавочной жидкости и закрывают кран на головке арматуры. Скважину оставляют в покое до полного спада или стабилизации давления.
Пенокислотные обработки применяют при значительной толщине пласта и низких пластовых давлениях. Сущность этого вида обработок заключается в том, что в призабой-ную зону скважины вводят аэрированный раствор кислоты и ПАВ в виде пены. При таких обработках используют кислотный агрегат, передвижной компрессор (или воздух из газо-воздухо-распределительной будки ГВРБ) и аэратор Схема обвязки оборудования устья скважины показана на рис. VI 2
Аэратор (рис. VI.3) предназначен для перемешивания раствора соляной кислоты с возд>хом (аэрации) и образования пены. Чтобы получить пен;,, к раствору кислоты добавляют ОД-— 0,5% ПАВ от объема раствора при средней степени аэрации, т е объема возд>ха в к\бических метрах на 1 м3 кислотного раствора в пределах 15—25 м3. В качестве ПАВ применяют сульфанол, ОП-7, ОП-10, катапин, дисолван и др. Пенокислот-
Рис. V1.2. Схема обвязки оборудования при пенокислотной обработке скважины
/ — компрессор, 2 — кислотный агрегат, 3 — аэратор, 4 — крестовина, 5 —обратный клапан
294
/ 2
Рис. VI.3. Аэратор:
/ — гайка под трубы, 2 — переводник, 3 — корпус, 4 — труба для воздуха, 5 — центратор, 6 — фланец с прокладкой, 7 — труба для кислотного раствора
ная обработка имеет следующие преимущества перед обычной обработкой:
1) кислотная пена значительно медленнее растворяет карбонатный материал, чем обычная кислота; это способствует более глубокому проникновению активной кислоты в пласт, что приводит к увеличению проницаемости удаленных от скважины зон пласта и их приобщению к дренированию;
2) кислотная пена обладает меньшей плотностью (400— 800 кг/м3) и повышенной вязкостью, чем обычная кислота; это позволяет увеличить охват воздействием всей продуктивной толщины пласта, что особенно важно при большой его толщине и низких пластовых давлениях;
3) содержание в пене ПАВ снижает поверхностное натяжение кислоты на границе с нефтью, а сжатый воздух, находящийся в пене, расширяется во много раз при понижении давления после обработки; все это в совокупности способствует улучшению условий притока нефти в скважину и значительно облегчает ее освоение.
Многократные обработки заключаются в том, что. призабойную зону скважины обрабатывают несколько раз с интервалами между обработками в 5—10 сут с целью вывода скважины на максимальную производительность за короткий срок.
Поинтервальные (ступенчатые) обработки — последовательные обработки нескольких интервалов пласта значительной толщины с целью полного охвата пласта или отдельных его продуктивных пропластков. После обработки первого интервала и кратковременной его эксплуатации, принудительно-направленным способом воздействуют на следующий интервал или пропласток и т. д., пока полностью не будут охвачены вся толщина пласта или все его пропластки,
Поинтервальные обработки применяют в нефтяных, газовых и нагнетательных скважинах с открытым забоем, а также в скважинах, закрепленных обсадной колонной. Проводить их целесообразно в скважинах после выхода их из бурения или в начальный период эксплуатации.
295
Обработки, проводимые через гидромониторные насадки (сопла). В этом случае растворяющее действие активной кислоты и механическое разрушающее действие струи большого напора способствуют: очистке стенок скважины от цементной и глинистой корок; разрушению и удалению плотных забойных песчаных пробок струями жидкости, направленными в пробку; интенсивному разрушению пород с созданием каналов растворения в заданном интервале пласта для последующего направленного гидравлического разрыва пласта.
При таких обработках необходимо обеспечивать максимально возможную для данного диаметра сопла скорость выходящей струи.
Термохимические обработки — обработки скважин горячей соляной кислотой, нагрев которой происходит за счет теплового эффекта экзотермической реакции соляной кислоты с магнием или некоторыми его сплавами (МЛ-1, МА-1 и др.) в специальном реакционном наконечнике, спущенном на НКТ в пределы интервала, намеченного под обработку. Такие обработки применяют для очистки призабойной зоны скважин от ас-фальто-смолистых, парафиновых и других материалов.
Термо кислотные обработки — комбинированный процесс, в первой фазе которого осуществляется термохимическая обработка, во второй (без перерыва во времени после термохимической)—обычная (простая) солянокислотная обработка,
Термохимическую обработку наиболее целесообразно применять в скважинах при температуре забоя не более 40 °С.
При растворении 1 кг магния в соляной кислоте выделяется 18,9 МДж тепла. Для растворения 1 кг магния необходимо 18,6 л 15%-ной соляной кислоты, которая при этом полностью нейтрализуется и выделившимся теплом (18,9 МДж) нагревается до температуры 308 °С. Оптимальным для обработки считают такое соотношение количества магния и соляной кислоты, при котором остаточная концентрация НС1 составляет 11 —12%, а температура кислотного раствора на выходе из наконечника 75—80 °С. Такое соотношение (при температуре на забое скважины 20—30 °С) достигается, если на 1 кг магния приходится
Таблица VI 3
Температура, "С Количество 15%-ного НС! (в л) на количество магняя (кг) Остаточная концентрация НС1, °„
1 40 № 80
100 60 2400 3600 4800 10.5
85 70 2800 4200 5600 11,0
75 80 3200 4800 6400 Л, 4
60 100 4000 6000 8000 12,2
296
от 70 до 100 л 15%-ной соляной кислоты. В табл. YI.3 приведены данные о необходимых количествах кислоты.
Для проведения термокислотной обработки наполненный магнием реакционный наконечник спускают на трубах в скважину и устанавливают против обрабатываемого интервала пласта. Затем закачивают нефть и вслед за ней без всякого перерыва 15%-ный раствор соляной кислоты, регулируя скорость закачки в соответствии с расчетным режимом.
Обычно в наконечник загружают от 40 до 100 кг магния в зависимости от обрабатываемого интервала пласта и желаемой температуры. При этом прокачивают от 4 до 10 м3 15%-ного раствора HCI.
Скорость прокачки раствора НС1 должна быть такой, чтобы в течение всего процесса на выходе наконечника была одинаковая запланированная температура и постоянная остаточная кислотность раствора. Это условие трудно выполнимо, так как по мере прокачки кислоты через наконечник непрерывно изменяется масса магния в нем, поверхность контакта с кислотой, температура, концентрация кислоты и т. д.
Для загрузки наконечника используют магний в виде стружек или брусков квадратного или круглого сечения. Если давление на глубине установки реакционного наконечника превышает 3 МПа, то рекомендуется применять магний в виде стружки. Следует учитывать, что чем больше давление, тем мельче и тоньше должна быть магниевая стружка. Если давление ниже 3 МПа, то рекомендуется применять магний в виде брусков или круглого сечения. При этом чем ниже давление, тем больше может быть площадь поперечного сечения этих брусков. Так, при давлении до 1 МПа используют бруски с площадью 10— 15 см2. При давлении от 1 до 3 МПа размеры брусков уменьшают так, чтобы площадь сечения каждого из них была 1—5 см2.
ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) — процесс обработки призабойной зоны скважины с целью расширения и углубления естественных и образования новых трещин в породах призабойной зоны. Достигается это путем создания высоких давлений на забоях скважин закачкой в пласт вязких жидкостей при больших расходах, что обеспечивает быстрое повышение давления на забое. Когда давление превысит гидростатическое примерно в 1,5—2,5 раза, произойдет разрыв или расслоение пласта, т. е. расширятся естественные и образуются новые трещины. Для сохранения трещин в раскрытом состоянии их заполняют песком, который вводят вместе с вязкой жидкостью. В дальнейшем эта жидкость извлекается из призабойной зоны в процессе эксплуатации скважины.
Создание в ПЗС одной или нескольких трещин, проникающих в пласт на десятки метров, приводит к увеличению прони-
297
цаемости пласта в зоне распространения трещин и к значительному улучшению >словнй притока жидкости.
ГРП применяют для: а) увеличения продуктивности нефтяных (газовых) и приемистости нагнетательных скважин;
б) регулирования притоков и приемистости по продуктивной толщине пласта;
в) создания водоизоляционных экранов в обводненных скважинах
Различают три основных процесса ГРП а) однократный, б) многократный, в) направленный (по-интервальный).
При однократном разрыве предполагается образование одной трещины в продуктивной толщине пласта, многократном— нескольких трещин по всей вскрытой продуктивной толщине пласта; направленном — образование трещин в заранее предусмотренных интервалах толщины пласта.
До начала работ по ГРП определяют глубину забоя скважины, при необходимости промывают ее для удаления забойной пробки Затеи скважину исследуют на приток. Иногда для снижения давления разрыва и повышения эффективности процесса применяют гидропескоструйную перфорацию, солянокислотную обработку или • перестрел интервала фильтра Поскольку при ГРП в большинстве случаев (за исключением мелких скважин) давления пре-' вышают допустимые для обсадных колонн, то в скважину на НКТ спускают пакер, изолирующий кольцевое пространство и предохраняющий колонну от давления. Пакер спускают с якорем—устройством, предупреждающим смещение пакера по колонне (рис. VI 4), и устанавливают его выше верхних отверстий фильтра (кровли пласта). Устье оборудуют головкой, к которой подключают агрегаты для нагнетания рабочих жидкостей (рис. VI.5 ) Процесс ГРП состоит из следующих последовательных этапов (рис. VI.6)
1) закачки в скважину жигдкости разрыва для создания трещины в пласте; 2) закачки г*<идкости-песконосителя; 3) закачки продавочной жидкости для проталкивания песка в трещины и предохранения их от смыкания.
По спущенным НКТ нагнетают сначала жидкость разрыва в таких объемах, чтобы создать на забое давление, достаточное для разрыва пласта При это** непрерывно наблюдают за дав-298
Рис. VI.4. Схема расположения подземного оборудования при ГРП-
/ — обсадная колонна; 2 — НКТ 3 — якорь, 4 — пакер 5 — продуктивный пласт, 6 — хвостовик
Рис. V1.5. Схема расположения оборудования при ГРП
/ — насосные агрегаты 4\Н-700, 2 — пескосмесительные агрегаты ЗПА 3 — автоцистерны ЦР 20 с технологическими жидкостями, 4 — пе-сковозы, 5 — блок манифоль-дов высокого давления, 6 — арматура устья 2АУ-700, 7 —станция контроля и управления процессом (расходомеры, манометры радиосвязь)
лением и расходом жидкости на устье Момент разрыва на поверхности отмечается резким увеличением расхода жидкости (поглотительной способности скважины) при одном и том же давлении на устье или резким уменьшением давления на устье при одном и том же расходе Обычно о моменте гидроразрыва судят по условному коэффициенту
где Q~ расход жидкости, м3/с; ру — давление на устье, МПа.
При резком увеличении Ху в процессе закачки жидкости разрыва происходит гидроразрыв пласта.
После разрыва пласта, не снижая давления, в скважину закачивают жидкость- песконоситель — вязкую жидкость, смешанную с песком (180—400 кг песка на 1 м3 жидкости), которая
299
Рис. VI.6. Схема ГРП:
/ — нагнетание жидкости разрыва // — нагнетание жидкости-песконосителя; /// — нагнетание продавочной жидкости- / — глины; 2 — нефтяной пласт
под воздействием продавочной жидкости (маловязкой углеводородной жидкости) проталкивается в НКТ и в пласт.
Общую продолжительность процесса гидроразрыва (в часах) можно определить по формуле
".-r-V^n-fV'iip

(VIA)
где Ур — объем жидкости разрыва, м3; Ужп — объем жидкости-песконосителя; УПР — объем продавочной жидкости, м3; Q — средний расход жидкости, м3/ч.
Потребное число агрегатов устанавливают, исходя из подачи одного агрегата qSF и максимального расхода Qmax жидкости в процессе ГРП с учетом одного резервного агрегата:
В неглубоких скважинах для разрыва пласта жидкость обычно закачивают непосредственно в обсадную колонну.
При большой толщине продуктивного пласта проводят многократный разрыв, т. е. несколько разрывов в пласте за одну операцию.
Многократный ГРП с применением упругих пластмассовых шариков или закупоривающих материалов. Вначале проводят ГРП по обычной технологии, а затем в нагнетаемый поток жидкости вводят пластмассовые шарики диаметром 12—18 мм и плотностью, примерно равной плотности нагнетаемой жидкости. Один шарик может перекрыть одно перфорационное отверстие. Потоком жидкости шарики устремляются в те перфорационные отверстия, где скорость потока наибольшая (против интервала разрыва), упираются в них и перекрывают отверстия. Тем самым достигается уменьшение или даже прекращение потока жидкости в образовавшуюся трещину. Давление на забое воз-
300
растает, что вызывает образование новой трещины в другом прослое. Это контролируется на поверхности увеличением условного коэффициента К\ (см. формулу VI.3). Затем в поток снова вводят шарики без снижения давления (через специальное лубрикаторное устройство) для закупорки второй образовавшейся трещины. Таким образом осуществляют двух-, трех-или многократный разрыв пласта.
Аналогичным образом производят многократный ГРП с использованием временно закупоривающих веществ (например, зернистого парафина). В этом случае после получения первой трещины в скважину вместе с жидкостью вводят временно закупоривающие вещества, что приводит к закупорке образовавшейся трещины, к повышению давления и разрыву пласта в другом интервале. Затем в жидкость разрыва вновь вводят закупоривающее вещество и добиваются разрыва в новом интервале. Таким образом осуществляют многократный разрыв. При освоении скважины закупоривающие вещества либо растворяются в нефти (нафталин) и удаляются из трещин, либо выносятся потоком на поверхность (шарики из пластмассы).
Если в скважине общим фильтром разрабатывается несколько пластов или пропластков, то применяют поинтервальный ГРП, т. е. в заданном прослое. Такой гидроразрыв пласта осуществим, если эксплуатационные объекты изолированы слоями непроницаемых пород (например, глин), имеющих толщину нескольких метров, с хорошим перекрытием. Это необходимо для размещения пакерсш и якорей выше и ниже намеченного для ГРП интервала, а также для предотвращения ухода жидкости в другие пласты,
В случае направленного разрыва интервал, предназначенный для этой цели, разобщают двумя лакерами (сверху и снизу зоны разрыва), после чего проводят разрыв.
Для определения глубины образовавшейся в процессе разрыва трещины в последнюю порцию песка добавляют некоторое количество песка, активированного радиоактивными изотопами. Сравнивая результаты гамма-каротажа по диаграммам, снятым до и после ГРП, определяют глубину с повышенной по сравнению с естественным фоном интенсивностью гамма-излучения, которая и характеризует глубину образовавшейся трещины.
При значительной толщине пласта или при наличии в скважине нескольких продуктивных горизонтов (пропластков) можно провести многократный поинтервальный ГРП путем последовательной перфорации каждого продуктивного интервала, лроведения ГРП, последующей засыпки песком этого интервала, вскрытия перфорацией вышележащего объекта, проведения ГРП в этом интервале и т. д.
На рис. VI.7 показана последовательность многократного поинтервального ГРП в скважине, в которой планируется одновременная эксплуатация трех пропластков одним общим фильтром. В этом случае применяют избирательную перфорацию
301
'
^".^ Г?! fc;F-*^
* ' Я *J> ^ П 1Г^1 -^ ^ * * *
^^•^ад Sb-Vrf.
??TSi jg-T-'X-' Ш»
s^'-^Si g^._i^j_ ?ЙЙР*
* ,F ,i^ii " ^j'Wi!/ <•* ' - f*s>
;'• ':.;^! j;,,-,,^ 6*U*K'o ^^_- 1 jp-' ^ rt ^ ^%« *««
^««й- fe^ig^lJ Ш

Рис. VI,7. Последовательность операции при поинтервалышм ГРП с избирательной перфорацией
нижнего пропластка в узком интервале, затем после установления лакера осуществляют гидроразрыв этого пропластка (см. рис. \ 1.7, а); применяют избирательную перфорацию среднего пропластка в узком интервале, засыпают песком скважину в интервале нижнего пропластка и проводят гидроразрыв среднего пропластка (см. рис. VI 7,6); применяют избирательную перфорацию верхнего пропластка в узком интервале, засыпают песком средний пропласток и проводят гидроразрыв верхнего лропластка (см рис \L7,e). После этого промывают скважину до забоя, применяют избирательную перфорацию всех интервалов с охватом полной толщины их продуктивной части (см. рис. VI 7, г) и пускают скважину в экс;1Л)атацию.
При планировании процесса ГРП необходимо знать обьем жидкости разрыва, объем жидкости-песконосителя, концентрацию песка в ней и количество песка.
Объем жидкости разрыва устанавливают исходя из конкретных условий. По опытным данным при плотных породах (при вскрытой толщине пласта не более 20 м) объем жидкости разрыва следует устанавливать из расчета 4 — б м3 на 1 м толщины пласта При вскрытой толщине пласта более 20 м — на каждые 10 м толщины количество жидкости разрыва должно быть увеличено на 1 — 2 м3.
Если пласт сложен из слабосцементированных пород, то количество жидкости разрыва увеличивают в 1,5—2 раза по сравнению с указанными
Объем жидкости песконосителя (в м3)
где Qn — количество закачиваемого леска, кг; С — концентрация леска в жидкости, кг/м3.
Концентрацию песка в жидкости-песконосителе определяют по эмпирической формуле
С = 4000/и, (VI.7)
где С — оптимальная концентрация песка, кг/м3; v — скорость падения зерен песка, м/ч (эта скорость зависит от вязкости жидкости и определяется опытным путем)
Для заполнения трещин при ГРП используют кварцевые пески с размерами зерен 0,5—0,8 мм.
Количество песка Qn для закачки в пласт зависит от степени трещиноватости пород. При определении Qn учитывают конкретные условия и обычно основываются на опыте ранее проведенных ГРП Обычно принимают Qn равным 8000— 20 000 кг.
В качестве рабочих жидкостей для ГРП используют углеводородные жидкости (сырую вязкую нефть, керосин яли дизельное топливо, загущенные мылами, нефтекислотные эмульсии и др.) и водные растворы (вода, сульфит-спиртовая барда, загущенные растворы соляной кислоты и др ). Углеводо-
303
родные жидкости применяют в нефтяных скважинах, а водные растворы—в нагнетательных.
Жидкость разрыва выбирают в соответствии с геолого-эксплуатационной характеристикой скважины, т. е. с учетом вязкости и фильтруемости, а жидкости-песконосители — с учетом ее способности удерживать песок во взвешенном состоянии.
На практике в качестве рабочей жидкости (жидкости разрыва, жидкости-песконосителя и продавочной) широко используют эмульсии (гидрофобную и гидрофильную водонефтяную, нефте-керосинокислотную и др.). Рабочая жидкость должна удовлетворять следующим требованиям; не снижать абсолютную и фазовую проницаемости породы; не содержать механических примесей, а при соприкосновении с пластовыми жидкостями и породой пласта не образовывать нерастворимых осадков; обладать стабильной вязкостью в условиях обрабатываемого пласта в процессе проведения ГРП.
В качестве жидкости-песконосителя в соответствии с характеристикой пород пласта рекомендуется применять вязкие» слабофильтрующиеся жидкости, обладающие минимальной или быстро снижающейся фильтруемостью, а в качестве продавочной—сырые, маловязкие нефти или воду, обработанную ПАВ, Продавочная жидкость при всех условиях должна обладать малой вязкостью и способствовать отмыву пласта от жидкости-песконосителя.
Песок при ГРП применяют для закрепления трещин и сохранения их высокой проницаемости после разрыва пласта и снижения давления.
Чтобы удержать трещину в раскрытом состоянии, песок должен быть хорошо отсортирован, не содержать пылеватых, илистых, глинистых и карбонатных частиц, а также обладать достаточной прочностью и не разрушаться во время сжатия (смыкания) трещины. Поэтому твердость песка должна быть выше твердости пород пласта.
ВИБРООБРАБОТКА ПРИЗАБОИНОИ ЗОНЫ СКВАЖИН
Виброобработка — процесс воздействия на призабойную зону с помощью специальных забойных механизмов (вибраторов), создающих колебания давления различной частоты и амплитуды. Процесс вибровоздействия отличается от ГРП тем, что к спущенным в скважину НКТ присоединяют вибратор — генератор колебаний давления.
Вибратор — гидравлический механизм золотникового типа состоит из двух соосных цилиндров с короткими косыми вертикальными прорезями. Наружный цилиндр—-золотник может вращаться вокруг вертикальной оси подобно турбинному колесу. Истечение жидкости из него происходит под некоторым углом к касательной, вследствие чего создается реактивный момент, приводящий цилиндр во вращательное движение. При
304
Таблица VI 4
Вибрато,) Длина, чм Диаметр мм Оптимальный пасход. жидкости, л с Частота пульса-дчй, с-1
ГВЗ-85 ГВЗ 108 ГВЗ 135 494 420 500 85 108 135 10—12 15—20 30—35 200 250 500
совпадении прорезей жидкость выходит из НКТ, при несовпадении мгновенно останавливается. В процессе прокачки рабочей жидкости через вибратор последний генерирует серию гидравлических ударов и передает их обрабатываемой призабойной зоне. При этом возникают большие перепады давления, воздействующие на поверхностные, капиллярные и другие свойства жидкостей и пород и вызывающие в них разрывы с образованием многих микротрещин.
В табл. VI.4 приведена техническая характеристика применяемых вибраторов.
В результате виброобработки призабойной зоны повышаются производительность нефтяных и приемистость нагнетательных скважин.
Вибровоздействие наиболее целесообразно проводить в скважинах: 1) с проницаемостью призабойной зоны ниже средней проницаемости пласта или более удаленных от скважины зон пласта; 2) с ухудшенными коллекторскими свойствами приза-бс$ной зоны в процессе бурения или ремонтных работ (в результате проникновения в пласт бурового и цементного растворов, утяжелителей, воды и т. д.); 3) эксплуатирующих пласты, сложенные низкопроницаемыми породами, содержащими глинистые минералы; 4) с низкой проницаемостью пород, но с высоким пластовым давлением.
Эффективные результаты от вибровоздействия получают в скважинах, в которых пластовые давления близки к гидростатическому. В этом случае при вскрытии фильтра промывка скважины протекает с восстановлением циркуляции. При этом давление в тр>бах колеблется в пределах 10—22 МПа, затруб-ное 8,0—15,0 МПа, а приемистость оказывается 8—10 л/с, что вполне достаточно для создания отраженных волн, сильных им-пульсов и резонансных явлений.
При обработке скважин с низкой проницаемостью и высоким пластовым давлением, если приемистость не обеспечивает оптимального режима работы вибратора (оказывается менее 10 л/с), обработку ведут, попеременно открывая и закрывая за-трубное пространство. В результате давление в затрубном пространстве будет колебаться в пределах 30—40 МПа. Необходимо такое состояние скважины поддерживать в течение 1 ч. Далее в течение примерно получаса (в зависимости от гидродинамических параметров пласта) процесс ведется при открытом затрубном пространстве.
20—572
305
Хорошие результаты от виброобработки получают в тех скважинах, дебит которых подвержен резкому снижению, не связанному с уменьшением пластового давления и их обводнением посторонними водами. В таких случаях в результате виброобработки удается восстановить первоначальный дебит скважины.
До виброобработки скважину исследуют с целью выявления состояния призабойной зоны, параметров пласта и скважины.
До начала работ проводят следующее:
а) определяют глубину спуска вибратора и диаметр НКТ;
б) рассчитывают объем рабочей и продавочной жидкостей (нефти и воды) и ожидаемых давлений;
в) определяют потребное число агрегатов, их типы, разрабатывают схему их расстановки (применительно к условиям конкретно"! скважины);
i) замечают последовательность операций и темпы закачки рабочей и продавочной жидкостей.
В качестве рабочей жидкости при виброобработке скважин применяют нефть, раствор соляной кислоты, керосин и смеси этих жидкостей из расчета 2—3 м3 на 1 м толщины пласта.
ТЕПЛОВАЯ ОБРАБОТКА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ
Тепловое воздействие на разрабатываемые нефтяные пласты и прнзабойную зон} скважин применяют в тех случаях, когда месторождение характеризуется высокой вязкостью и повышенной плотностью нефти в Пластовых условиях или содержанием в нефти парафина, смол и асфальтенов (Кенкияк в Эмбенской области, Усинское в Коми АССР, Узень и Жетыбай на п-ове Мангышлак, Катанглы на о Сахалин, о. Артема в Азербайджанской ССР и др ).
Кроме того, на длительно разрабатываемых месторождениях по мере дегазации залежей также повышаются вязкость и плотность нефти в пластовых условиях, нарушаются условия фазового равновесия в пласте, нефть становится малоподвижной, вязкие пленки ее обволакивают песчаники породы, затрудняя продвижение жидкости из отдаленных зон пласта к забоям добывающих скважин. При неизменном снижении температуры пласта и нарушении фазового равновесия выпадают частицы парафина, смол и асфальтенов, закупоривающие лоровое пространство пласта. В результате снижаются дебиты скважин.
Последовательному уменьшению температуры пласта способствуют проводимые на промыслах процессы по поддержанию пластовых давлений закачкой холодной воды, промывок скважин холодной водой и т. д. Холодная вода, большое количество которой попадает в призабойную зону скважин, снижает температуру этой зоны, ухудшая ее термодинамическое состояние и затрудняя условия притока нефти.
306
При описанных условиях извлекать нефть обычными способами затруднительно. В таких случаях тепловые методы воздействия в сочетании с химическими и другими дают хорошие результаты.
Тепловое воздействие на призабойную зону предотвращает образование парафинистых и смолистых отложений в поровом пространстве пласта и способствует увеличению текущей и суммарной добычи нефти. Прогрев зоны удлиняет межремонтный период эксплуатации скважины, так как повышается температура нефти и снижается ее вязкость, уменьшается количество парафина, отлагающегося на стенках подъемных труб и в выкидных линиях.
Призабойную зону скважины прогревают следующими способами: нагнетанием в пласт на некоторую глубину теплоносителя—насыщенного или перегретого пара, растворителя, горячей воды или нефти; спуском на забой (в фильтровую зону) нагревателя-электропечи или погружной газовой горелки.
Обработка паром и горячей водой. При этом способе теплоноситель — пар получают от полустационарных котельных и передвижных котельных установок ППГУ-4/120 М, «Такума» KSK- Если давление нагнетания до 4 МПа, то используют паровые котельные общего типа ДК.ВР-10/39 и скважин-ное оборудование {устьевое и внутрискважинное). Устье оборудуют арматурой АП 60-150, лубрикатором ЛП 50-150 и колонной головкой ГКС.
Арматура АП 60-150 (рис. VI,8) состоит из устьевого сальника 1, предназначенного для компенсации теплового расширите-а
Рис. VI.8. Схема арматуры АП60-150 для нагнетания в пласт пара или горячей воды
20*
307
Рис. VI.9. Самоходная установка СУЭПС 1200 в транспортном положении
ля (удлинения) колонны 2 НКТ, шарнирного устройства 4 и стволового шарнира 3 Шарнирное устройство обеспечивает компенсацию термических удлинений эксплуатационной колонны и паропровода от парогенератора в скважине. Стволовой шарнир предназначен для компенсации температурных деформаций, а также для компенсации действия возможного момента сил от подводимого паропровода.
Арматуру монтируют по двум схемам. По схеме (см. рис. VI 8, а) на забое скважины устанавливают термостойкий пакер, если отсутствуют специальные устройства для компенсации температурных удлинений колонны НКТ. По схеме (см. рис. VI.8, б) добавляют катушку 5. Эту схему применяют при закачке пара с пакером или без него со специальными устройствами для компенсации температурных удлинений.
Для разобщения затрубного пространства в скважине от закачиваемого пара в пласт предназначен термостойкий пакер, использование которого исключает необходимость в спуске дополнительной изолирующей колонны.
Электротепловая обработка. Этот способ проще и дешевле, чем предыдущий. Однако электропрогревом вследствие малой теплопроводности горных пород не удается прогреть более или менее значительную зону (в радиусе до 1 м).
При нагнетании теплоносителя радиус зоны прогрева составляет 10—20 м, но при этом в пласте вода, пар или конденсат могут взаимодействовать с глинистыми компонентами и ухудшить проницаемость.
Для периодической электротепловой обработки призабойной зоны применяют самоходную установку СУЭПС-1200 (рис. VI.9). Состоит она из трех электронагревателей 3 с кабель-тросом 4 КТГН-10, самоходного каротажного подъемного агрегата СКП5 с лебедкой, размещенных на шасси автомобиля ЗИЛ-157-Е, и трех одноосных прицепов ГАЗ-704. На каждом прицепе монтируют станцию управления 1 и автотрансформатор 2. В комплект установки входит также вспомогательное оборудование: устьевой ручной подъемник, блок-баланс, три устьевых зажима и два транспортировочных барабана
Электронагреватель (рис. VI.10) представляет собой электрическую трехфазную печь сопротивления, выполненную из 12 стандартных трубчатых элементов на общем каркасе, включаемых в промысловую сеть при помощи кабель-троса. Потребляемая мощность такой печи—13 кВт, масса—125 кг.
308
Рис. VI.10. Глубинный электронагреватель-
/ — крепление кабель-троса, 2 — проволочный бандаж J — кабель-трос КТГН-10, 4 — головка электронагревателя 5 — асбестовый шн\р, 6 — свинцовая заливка, 7 — нажим пая гайка, 8 — клеимная полость, S — нагревательный элемент
Трубчатый электронагреватель НММ 17,85/21 предназначен для скважин с диаметром эксплуатационной колонны 140 мм и более Его габариты: диаметр — 112 мм, длина — 3,7 м, масса — 60 кг.
Для стационарной электротепловой обработки применяют поднасосный электронагреватель, представляющий собой печь, в которой в качестве греющих элементов использованы стандартные трубчатые элементы для токопровода. Потребляемая мощность такой печи — 9 кВт; присоединяется она к промысловой сети напряжением 380 В. Поднасосный электронагреватель поднимают и спускают вместе со штанговым скважинным насосом. В результате прогрев забоя происходит непрерывно и одновременно с процессом добычи нефти насосным способом. Для большей эффективности рекомендуется спускать печь в фильтровую часть скважины (за исключением случаев, когда в последней имеется дефект).
Практика электропрогрева призабойной зоны показала, что температура на забое стабилизируется через 3—5 сут непрерывного прогрева. Измерения ее по стволу показали, что нагретая зона распространяется примерно на 20—50 м вверх и на 10— 20 м вниз от места установки нагревателя. Эффект прогрева ^ действует примерно 3—4 мес. После повторных прогревов, как правило, эффективность снижается.
При тепловой обработке с циклической закачкой пара, как правило, получают большую эффективность, чем при электропрогреве, но только на малых глубинах. В процессе нагнетания пара количество тепловой энергии, введенной в пласт, зависит от глубины забоя, так как от устья до забоя происходят тепловые потери Чем меньше скорость закачки, тем больше тепловые потери. По промысловым данным закачка пара с расходом 1 т/ч на глубине 800 м вообще оказывается не эффективной, так как в этом случае на забой поступает холодный конденсат. Теоретические и опытные данные показывают, что лишь при темпах закачки 4—5 т/ч удается уменьшить тепловые потери в НКТ до 20% от общего количества теплоты, подводимой к устью скважины при ее глубине 800 м, В результате значительных потерь теплоты в стволе во время закачки теплоносителя и возврата большого количества теплоты вместе с конденсатом при
309
пуске скважины после обработки, к. п. д. циклических обработок призабойной зоны оказывается, примерно в 3 раза ниже, чем при электропрогреве. Сопоставление результатов электропрогрева и циклической закачки пара по большому числу скважин показало, что в процессе обработки паром на получение 1 т дополнительно добытой нефти расходуется в среднем 333 тыс. кДж, а во время электропрогрева — 120 тыс. кДж, т. е. при обработке паром расходуется в 2,8 раза больше теплоты, чем при электропрогреве.
В целом работы по прогреву призабойной зоны носят местный характер и существенно не влияют на повышение средней температуры пласта.
ОБРАБОТКА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫМИ ВЕЩЕСТВАМИ
Поверхностно-активные вещества (ПАВ) —это вещества, снижающие поверхностное натяжение на жидкой и твердой поверхности раздела фаз (или на поверхности разделов двух жидкостей, например, нефть-—вода) вследствие адсорбции этих веществ.
Концентрация ПАВ в поверхностном слое в десятки тысяч раз превышает его концентрацию в объеме раствора. Благодаря этому процессами, происходящими на границе раздела фаз, можно управлять при ничтожно малых концентрациях ПАВ в растворе.
В нефтяной промышленности ПАВ широко применяют прежде всего как дезмульгаторы-разр^шители нефтяных эмульсия. Их широко используют для обработки призабойной зоны с целью: ускорения освоения нефтяных и газовых скважин; предотвращения отрицательного влияния воды и других промывочных жидкостей на физико-химические свойства пород продуктивного пласта при ремонтных работах; повышения производительности нефтяных и газовых и приемистости нагнетательных скважин; повышения эффективности соляно-кислотных обработок скважин; селективной изоляции притоков пластовых вод.
Для обработки призабойной зоны ПАВ применяют в виде водного раствора или в смеси с нефтью.
Механизм действия ПАВ в пористой среде, если в ней содержатся нефть и вода, состоит в следующем. Вследствие снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз размер капель воды в среде нефти (в пористом пространстве) уменьшается в несколько раз, при этом мелкие капли воды вытесняются из пласта в скважину значительно быстрее и с меньшей затратой внешней энергии, чем крупные. Следовательно, со снижением межфазного натяжения на границе нефть — вода увеличиваются скорость и полнота вытеснения воды нефтью из призабойной зоны.
310
Кроме того, некоторые ПАВ способствуют также и гидрофо-
бизации поверхности поровых каналов в породе, т. е. ухудшают их способность смачиваться водой: во время гидрофобизации частицы породы избирательно лучше смачиваются нефтью, чем водой. При этом нефть легко расплывается на поверхности поровых каналов, вытесняя из них пленочную воду. Отрываясь от твердой поверхности, пленочная вода превращается в мелкие капельки, уносимые в последующем фильтрационным потоком нефти из призабойной зоны в скважину.
Все ПАВ по химическим свойствам разделяются на два основных класса:
7) ион о генные, молекулы которых в вводной среде диссоциируют на ионы, являющиеся носителями поверхностной активности;
2) неионогенные, в которых активной частью, воздействующей на поверхность путем избирательной адсорбции, являются полярные молекулы, не распадающиеся в водной среде на ионы.
Ионогенные ПАВ в свою очередь подразделены на группы: а) анионоактивные ПАВ, которые при растворении в воде диссоциируют на положительно заряженный катион и отрицательно заряженный анион; последний обладает поверхностно-активными свойствами; 6} катионоактивные ПАВ, которые при растворении в воде также диссоциируют на катионы и анионы, однако поверхностную активность имеют положительно заряженные группы катионов.
К анионоактивным ПАВ относятся: карбоновые кислоты и их соли (мыла), синтетические жирные кислоты (получаемые окислением парафина), нафтеновые кислоты и их мыла, мылонафты, алкилсульфаты (натриевые или калиевые соли сульфо-зфиров высших жирных кислот), алкилсульфонаты (натриевые или калиевые соли сульфокислдт), алкиларилсульфонаты (соли сульфокислот ароматических углеводородов) и др.
В промышленности наиболее распространены следующие анионоактивные ПАВ:
1) моющие средства «Новость», «Прогресс» и другие, относящиеся к алкилсульфатам;
2) моющий препарат сульфонат — смесь натриевых солей алкилсулъфакислот с алкильными остатками, содержащими 12-—18 атомов углерода;
3) сульфанол НП-3, ДС-РАС (детергент советский — рафинированный алкиларилсульфонат), азоляты А и Б, относящиеся к алкиларилсульфонатам; водные растворы этих реагентов обладают моющими и пенообразующими свойствами;
4) нейтрализованный черный контакт (НЧК), представляющий собой соли водорастворимых сульфакислот, получаемых при сульфировании керосино-газойлевых дистиллятов серной кислоты с последующим отделением кислого гудрона, промывкой его водой и нейтрализацией щелочью.
311
НКЧ в течение длительного времени был почти единственным деэмульгатором, применявшимся в отечественной нефтяной промышленности. Но этот деэмульгатор малоэффективен: его расход при полной подготовке нефти к переработке (обезвоживание и обессоливание) составляет 4—10 кг/т нефти.
Почти все анионоактивные ПАВ полностью растворяются в пресной воде, не растворяются в керосине и выпадают в осадок в пластовой воде.
К катионоактивным ПАВ относится небольшая группа реагентов — солей четырехзамещенных аммониевых оснований. Наиболее известны катапины А и К, карбозолин О и катаминА.
Катионоактивные ПАВ применяют в основном как добавки к дистиллятам и как ингибиторы сероводородной и кислотной коррозии различного оборудования.
В нефтяной промышленности наиболее широко используют неионогенные ПАВ, которые получают соединением органических кислот, спиртов, амино- и амидокислот с окисью этилена или пропилена. Эти ПАВ, применяемые в качестве деэмульгато-ров, значительно эффективнее по сравнению с ионогенными веществами.
Преимущество использования неионогенных ПАВ в качестве понизителей поверхностного натяжения на границе фаз при различных видах обработок призабойной зоны заключается в том, что они полностью растворяются в пластовых водах, не давая никакого осадка, что нельзя сказать о большинстве анионо-и катионоактивных веществ. Благодаря этому качеству неионогенные ПАВ применяют также во время заводнения пластов.
В промышленных условиях (в основном в процессе обезвоживания нефти) наиболее широко используют следующие неионогенные ПАВ:
1. Реагенты ОП-10 и ОП-7 (оксиэтилированные алкилфено-лы) •—продукты конденсации смеси алкилфенолов с окисью этилена и отличающиеся числом остатков присоединенной окиси. Эти реагенты представляют собой густые маслянистые жидкости или пасты от светло-желтого до светло-коричневого цвета с относительной плотностью при 50 °С — 1,02—1,05 и кинематической вязкостью 65-10~6—70-10~6 м2/с. Потребителям доставляют их в железных бочках вместимостью от 100 до 300 л.
В нефтяной промышленности эти реагенты используют в небольших количествах в основном в качестве деэмульгаторов, а также для обработки ПЗС.
2. Реагенты КАУФЭ-14 и УЭФ-8 — оксиэтилированные продукты, получаемые на базе технических фенолов, выделяемых из продуктов переработки каменного угля и сланцев. Условный шифр реагентов означает КАУФЭ-д: К — крекинг бензин, АУФ — алкилированные угольные фенолы, Э — окись этилена, п — число молей окиси этилена на 1 моль алкилированного фенола; УФЭ-n; УФ — угольные фенолы, остальные обозначения прежние.
312
3. Реагент ОЖК — оксиэтилированные жирные кислоты —
продукт конденсации окиси этилена с жирными кислотами (выше Сао)> получаемый при окислении, парафина.
В качестве деэмульгаторов широко распространен реагент дисолван 4411, являющийся неионогенным веществом. Его расход при обезвоживании и обессоливании нефти типа ромашкин-ской (с доведением содержания солей в ней до 40—50 мг/л) составляет в среднем 60—80 г/т.
Технология обработки призабойной зоны с помощью ПАВ аналогична технологии солянокислотной обработки. В скважину через трубы насосным агрегатом закачивают концентрированный раствор ПАВ, который продавливают слабоконцентрированным раствором в таком количестве, чтобы все поровое пространство намеченной зоны обработки было заполнено ПАВ. В качестве растворителя обычно используют нефть.
Радиус зоны обработки принимают от 0,5 до 2,0 м в зависимости от толщины пласта и характеристики его пород и типа ПАВ. Исходя из этого, объем раствора исчисляют из расчета от 0,8 до 2 м3 на 1 м толщины обрабатываемого пласта. Концентрацию рабочего раствора ПАВ принимают от 0,5 до 5%.
После продавки раствора ПАВ через 2—3 сух возобновляют эксплуатацию скважины.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1. Что мы называем призабойной зоной скважины (ПЗС) и чем она характерна?
2. Как подразделяют методы воздействия на ПЗС?
3. В чем назначение и сущность солянокислотной обработки (СКО) скважин?
4. Как готовят рабочий раствор соляной кислоты?
5. Какие реагенты и с какой целью добавляют в соляную кислоту при приготовлении рабочего раствора?
6. Какие разновидности СКО Вы знаете?
7. Какое назначение имеют простые кислотные обработки?
8. Как проводят процесс простой СКО скважины?
9. Для чего применяют кислотные обработки под давлением?
10. В чем сущность пенокислотной обработки скважины и как она осуществляется?
11. Каковы преимущества пенокислотной обработки перед простой кислотной?
12. Каково назначение термокислотной обработки и как ее проводят?
13. Что такое гидравлический разрыв пласта (ГРП)? Для чего его применяют?
14. Какие разновидности ГРП Вы знаете? J5. Как проводят ГРП?
16. Как (по какой формуле) определяют общую продолжи-
013
тельность ГРП и число агрегатов, необходимое для его проведения?
17. Как осуществляют многократный ГРП с применением закупоривающих веществ^ С применением пластмассовых шариков?
18. Как проводят многократный поинтервальный ГРП при наличии в скважине нескольких эксплуатационных объектов3
19 Как определяют объем жидкости разрыва, жидкости-песконосителя, количество и концентрацию песка при ГРП3
20 Какие рабочие жидкости используют для ГРП? 21. Что такое виброобработка ПЗС"5
22 В каких скважинах наиболее целесообразно проводить вибровоздействие?
23 В каких скважинах применяют тепловое воздействие на призабойную зону?
24. Какие способы теплового воздействия на ПЗС Вы знаете^ 25 Какова сравнительная эффективность обработки ПЗС с циклической закачкой пара и электропрогревом3
26. С какой целью обрабатывают ПЗС поверхностно-активными веществами?
27. В чем состоит механизм действия ПАВ в пористой среде?
28. Как подразделяют ПАВ по химическим свойствам?
29 Какие ПАВ наиболее широко применяют в нефтяной промышленности?
30. Как обрабатывают ПЗС поверхностно-активными веществами?
ОГЛАВЛЕНИЕ
ГЛАВА I. Основы нефтепромысловой геологии ... 3
Нефтяная (газовая) залежь и нефтяное (газовое) месторождение . . 3
Основные структурные формы складок нефтегазовых месторождений 4
Нефть и ее свойства..... ........ 5
Нефтяные газы и их свойства........... 8
Пластовые воды, их характеристика.......... Ю
Нефтесодержашде коллекторы........... 12
Геологический разрез и геологический профиль....... 15
•Структурная карта.............. 18
Пластовые давление и температура .......... 18
Режимы нефтегазоносных пластов.......... 20
Прочыслово-геофизические исследования........ 23
Применение геофизических исследований для контроля технического состояния скважин............... 28
Методы перфорации и торпедирования скважин...... 32
Контрольные вопросы.............. 37
ГЛАВА II, Техника и технология добычи нефти и газа 38
Способы добычи нефти и газа........... 38
Подготовка скважин к эксплуатации.......... 39
Освоение скважин...... ........ 42
Фонтанная и газлнфтная добыча нефти......... 45
Глубиннонасосная добыча нефти........... 71
Эксплуатация газовых скважин........... 86
Исследование скважин............. 87
Раздельная эксплуатация нескольких пластов одной СКВЗАИНОЙ . . 95
Контрольные вопросы .............. 101
ГЛАВА III. Наземные сооружения, агрегаты и оборудование ............ ... 103
Оборудование для текущего и капитального ремонта скважин . . . 103^ Бурильные, обсадные, насосно-компрессорные трубы и их соединительные элементы. Насосные штанги.......... 127
Оборудование для исследования скважин........ 143
Оборудование и установки, применяемые при цементировании скважин
и воздействии на призабойную зону.......... 143
Оборудование для кислотной обработки ...... ... 147
Оборудование, используемое при гидравлическом разрыве пласта . . 149
Ловильные инструменты............. 151
Механизация процессов ремонта........... 168
Контрольные вопросы .............. 171
ГЛАВА IV. Технология текущего ремонта скважин . . 173
Общий характер работ............. 173
Спуско-подъемные операции............ 175
Ремонт скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосами 177 Ремонт скважин, оборудованных погружными центробежными электронасосами .......".......... 182
Ремонты скважин, связанные с очисткой забоя от песчаных пробок 185
Ремолт газлифтных и фонтанных скважин........ 195
Контрольные вопросы.............. 199
315
ГЛАВА V Технология капитального ремонта скважин 201
Подготовка скважин к ремонту . ...... 201
Ремонтно-изоляционные работы........... 211
Крепление слабосцементированных пород призабойной зоны . . . 243 Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации и ремонта
скважин................. 247
Переход на другие горизонты и приобщение пластов . . 261
Перевод скважин из категории в категорию по назначению . . . 262
Ремонт скважин, оборудованных пзкерами-отсекателами ОРЗ, ОРЭ 263
Зарезка и бурение второго ствола .......... 264
Ликвидация скважин (ЛС) ......... 282
Особенности ремонта морских скважин......... 283
Контрольные вопросы....... .... . 285
ГЛАВА VI. Методы увеличения и восстановления производительности и приемистости скважин ... . . 288
Соляно-кислотные обработки скажин.......... 289
Гидравлический разрыв пласта.......... 297
Виброобработка призабойной зоны скважин........ 304
Тепловая обработка призабойной зоны скважины...... 306
Обработка призабойной зоны скважин поверхностно-активными веществами ................ ... 310
Контрольные вопросы .............. 313
УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ
Алекпер Багирович Сулейманов Каро Амбарцумович Карапетов Александр Степанович Яшин
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ КАПИТАЛЬНОГО' РЕМОНТА СКВАЖИН
Редактор издательства ?. А. Петрова Технические редакторы Л. Н. Шаманова, Е С Сычёва-Корректор И. Н. Таранева
ИБ № 6556
Сдано в набор 3009.86. Подписано в печать 24.11.86, Т-2335Э. Формат бОХЭО'/ia Б>мага^ типограф № 2 Гарнигура Литературная Печать высокая Уел печ л 20 0 Усл. кр отт 20,0 Уч -изд. л 21,12. Тираж 11 700 экз. Заказ 572/717-5. Цена 80 коп.
Ордена «Знак Почета» издательство «Недра», 103633, Москва, Третьяковский проезд, 1/19
Московская типография № 11 Союзполиграфпроча при Государственном комитете СССР по делам издательств, полиграфии и книжной торговля. 113105, Москва, Нагатинская-ул., д. J.
ВНИМАНИЮ СПЕЦИАЛИСТОВ!
В издательстве «Недра» готовятся к печати и выйдут в свет новые книги
БАРАЗ В. И.
Сбор, подготовка и транспортирование нефтяного газа
Справочник рабочего 15 л : 75 к.
Рассмотрены технологические процессы добычи, сбора, подготовки и транспортирования нефтяного газа Описаны назначение, устройство, монтаж, обслуживание и ремонт оборудования, коммуникаций, арматуры и приборов, входящих в комплекс объектов для реализации технологических процессов. Приведены сведения о планировании и учете добычи нефтяного газа. Рассмотрены техника безопасности, производственная санитария и охрана окружающей среды при эксплуатации объектов газового хозяйства.
Для рабочих, занимающихся добычей нефти и нефтяного газа, эксплуатацией и ремонтом сооружений и оборудования объектов сбора, подготовки и транспортирования нефтяного газа.
БЕЗЗУБОВ А. В., БУХАЛЕНКО Е. И.
Компрессоры для добычи нефти
Справочник рабочего. 15 л.: 75 к.
Приведены конструкции и технические характеристики компрессоров, используемых для добычи, подготовки и внутрипро-мыслового транспортирования нефти и нефтяного газа. Рассмотрены назначение, устройство, принцип действия основных >злов и агрегатов компрессоров, а также способы регулирования их основных параметров. Описана последовательность операций по монтажу, запуску-останову, обслуживанию и ремонту компрессоров. Большое внимание уделено мероприятиям по охране труда и окружающей среды.
Для машинистов технологических компрессоров, слесарей по ремонту и рабочих, занимающихся добычей, подготовкой и транспортированием нефти и нефтяного газа.
ГАЗАРЯН Г. С., ВЕЧХАИЗЕР Л. И.
Защита персонала морских нефтегазопромысловых сооружений от шума и вибрации
Справочное пособие 25 л 1 р 70 к
Рассмотрены методы определения виброакустических характеристик глубоководных стационарных платформ, эстакад, плавучих буровых установок и судов Особое внимание уделено контролю уровня шума в вибронагруженности рабочих зон Изложены способы снижения Ш} ма и вибрации на морских нефтегазопромысловых сооружениях Описаны средства изоляции и поглощения шума и вибрации, даны характеристики зв\ко-поглощающих и вибродемпфирующих материалов Приведены конструкции и технические характеристики ш} мовиброзащитных устройств, а также примеры их расчета
Для инженерно технических работников, занимающихся проектированием разработки нефтяных и газовых месторождений и добычей нефти и газа на континентальном шельфе
МАХМУДОВ С. А
Монтаж, эксплуатация и ремонт скважшшых штанговых насосных установок
Справочник мастера 15 л 75 к
Описаны конструкции скважинных штанговых \становок и способы их монтажа Рассмотрена технология эксплуатации и ремонта станков-качалок, редакторов электродвигателей скважинных насосов Описан применяемый для ремонта инструмент, а также конструкции различных устройств и приспособлений Приведены сведения о насосно-компрессорных трубах и штангах и способах их ремонта Особое внимание уделено проверке качества ремонта, даны конструкции приборов, применяемых для проверки его качества
Для инженерно технических работников, занимающихся эксплуатацией скважин штанговыми насосными установками и ремонтом их оборудования
МОРДУХАЕВ X. М.
Справочное пособие для рационализаторов и изобретателей нефтянок и газовой промышленности
20 л: 1 р 40 к.
Изложены критерии охраноспособных изобретений и открытий, порядок их оформления и подачи заявок, общие требования к содержанию описания изобретения или открытия, назначение формулы изобретения и правила ее построения. Даны конкретные примеры из нефтяной и газовой промышленности; приведена международная классификация изобретений. Рассмотрен порядок проведения патентных исследований и экспертизы объекта разработки на патентную чистоту, патентования советских изобретений за границей, продажи и покупки лицензий. Изложены правила выплаты вознаграждения за изобретения.
Для инженерно технических работников нефтяной и газовой промышленности.
Трубы нефтяного сортамента
Справочное руководство. Под общей ред. Сарояна А. Е 3-е изд., перераб и доп 36 л.: 2 р. 20 к
В третьем издании (2-е изд.— 1976) нашли отражение новые ГОСТы на бурильные, обсадные, насосно-компрессорные трубы, замки для бурильных труб, калибры, переводники Большое внимание уделено бурильным трубам Даны расчеты бурильных колонн, сведения об эксплуатации бурильных труб и их ремонте, о трубах, применяемых за рубежом. Приведены основные формулы и методика расчетов обсадных и насосно компрессорных труб; содержатся таблицы расчетов труб. Проанализированы причины возникновения аварий с трубами, даны рекомендации по их предупреждению.
Для инженерно-технических работников, занятых бурением и добычей нефти и газа.
Интересующие Вас книги можно приобрести или заказать в магазинах книготорга, распространяющих научно-техническую литературу, и в магазинах — опорных пунктах издательства «Недра», адреса которых приведены в аннотированном плане выпуска, а также через отделы «Книга — почтой» магазинов:
№ 115—117334, Москва, Ленинский проспект, 40. Дом научно-технической книги;
№ 17— 199178, Ленинград, В. О., Средний проспект, 61.
Издательство «Недра»
На главную страницу