Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Конкретное  выполнение работ по капитальному ремонту  скважин регламентируется проектом и различными инструктивными картами, в которых указываются последовательность операций, используемые технические  средства и оборудование. Эффективность  выполненных работ определяется сравнением результатов исследования скважины до и после капитального ремонта, сравнения ее обводненности, коэффициента продуктивности и других показателей. По мере старения фонда  скважин, роста обводненности их продукции и увеличения доли механизированной добычи необходимость в ремонте  возрастает и выполнение этих работ  традиционными методами становится трудно осуществимой задачей. В связи  с этим разработаны новые технологические  приемы, сокращающие трудовые и материально-технические  средства на ремонт скважин.

 

 

3.6 Методы воздействия на прискважинную часть пласта. 

Извлечение нефти из пласта и  любое воздействие на него осуществляются через скважины. Призабойная зона скважины (ПЗС) - область, в которой  все процессы протекают наиболее интенсивно. Здесь как в единый узел сходятся линии токов при  извлечении жидкости или расходятся - при закачке. Здесь скорости движения жидкости, градиенты давления, потери энергии, фильтрационные сопротивления максимальны. От состояния призабойной зоны пласта существенно зависит эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих скважин, приемистость нагнетательных и та доля пластовой энергии, которая может быть использована на подъем жидкости непосредственно в скважине.

Очень важно сохранить ПЗС в  таком состоянии, чтобы энергия, расходуемая на преодоление фильтрационных сопротивлений ПЗС, была бы достаточно мала как при отборе жидкости из пласта, так и при нагнетании в  пласт. Само бурение скважины уже  вносит изменения в распределение  внутренних напряжений в окружающей забой породе. Перфорация обсадной колонны сопровождается кратковременным  воздействием на ПЗС ударных волн различных частот, которые воздействуют на кристаллы, слагающие породу, и  вызывают пьезоэлектрический эффект на гранях этих кристаллов. Возникающее  электрическое поле, в зависимости  от его полярности, интенсивности  и продолжительности существования, может либо тормозить, либо способствовать фильтрации (явление осмоса), влиять на формирование аномальных жидкостных слоев на границе с поверхностью пор пласта.

В процессе добычи нефти вся извлекаемая  пластовая жидкость - нефть, вода и  газ - проходит через призабойные  зоны добывающих скважин и вся  нагнетаемая в пласты вода - через  ПЗС нагнетательных скважин.

Эти процессы происходят при температурах и давлениях, отличных от тех, при  которых эти жидкости (или газы) были первоначально на поверхности  или в пласте. В результате в  ПЗС, как в фильтре, могут откладываться  как различные углеводородные компоненты (смолы, асфальтены, парафины и др.), так и различные соли, выпадающие из растворов в результате нарушения  термодинамического равновесия.

Для снижения фильтрационных сопротивлений  необходимо осуществлять мероприятия  по воздействию на ПЗС для повышения  проницаемости, улучшения сообщаемости со стволом скважины и увеличению системы трещин или каналов для облегчения притока и снижения энергетических потерь в этой ограниченной области пласта.

Все методы воздействия на ПЗС можно  разделить на три основные группы: химические, механические, тепловые.

Химические методы воздействия  целесообразно применять только в тех случаях, когда можно  растворить породу пласта или элементы, отложение которых обусловило ухудшение  проницаемости ПЗС, как например, соли или железистые отложения и  др. Типичным методом воздействия  является простая кислотная обработка.

Механические методы воздействия  эффективны в твердых породах, когда  создание дополнительных трещин в ПЗС  позволяет приобщить к процессу фильтрации новые удаленные части  пласта. К этому виду воздействия  относится ГРП.

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

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

Обработка скважин соляной кислотой нашла  наиболее широкое распространение  вследствие своей сравнительной  простоты, дешевизны и часто встречающихся  благоприятных для ее применения пластовых условий.

В нефтесодержащих  породах нередко присутствуют в  тех или иных количествах известняки, доломиты или карбонатные цементирующие  вещества. Такие породы соляная кислота  хорошо растворяет, при этом происходят следующие основные реакции.

При воздействии  на известняк:

 

 

При воздействии  на доломит:

 

 

Хлористый кальций (CaCl2) и хлористый магний (MgCl2) - это соли, хорошо растворимые в воде - носителе кислоты, образующейся в результате реакции. Углекислый газ (CO2) также легки удаляется из скважины, либо при соответствующем давлении (свыше 7,6 МПа) растворяется в той же воде.

Однако  в кислоте всегда присутствуют примеси, которые при взаимодействии с  ней могут образовать не растворимые  в растворе нейтрализованой кислоты  осадки. Выпадение этих осадков в  порах пласта снижает проницаемость  ПЗС. К числу таких примесей относятся  следующие.

1. Хлорное  железо (FeCl3), образующееся в результате гидролиза гидрата окиси железа [Fе(ОН)3], выпадающего в виде объемистого осадка.

2. Серная  кислота H2SO4 в растворе при ее взаимодействии с хлористым кальцием СаСl2 образует гипс (CaSO4×2H2O), который удерживается в растворе лишь в незначительпых количествах. Основная масса гипса выпадает в осадок в виде волокнистой массы игольчатых кристаллов.

3. Некоторые  реагенты, вводимые в раствор  кислоты в качестве антикоррозионных  добавок (например, ингибитор ПБ-5).

4. Фтористый  водород и фосфорная кислота,  которые при некоторых технологических  схемах производства соляной  кислоты в ней присутствуют  и при реагировании с карбонатами  образуют в пласте нерастворимые  осадки фтористого кальция (CaF2) и фосфорнокислого кальция [Сa3 (РO4)2].

Для обработки  скважин обычно готовится раствор  соляной кислоты с содержанием  чистой НСl в пределах 10 - 15%, так как при большом ее содержании нейтрализованный раствор получается очень вязким, что затрудняет его выход из пор пласта. Температура замерзания 15 %-ного раствора НСl равна минус 32,8 °С.

Рецептуру приготовления раствора отрабатывают либо в промысловых лабораториях, либо в исследовательских институтах. К раствору НСl добавляют следующие реагенты:

- ингибиторы - вещества, снижающие коррозионное  воздействие кислоты на оборудование, с помощью которого раствор  НСl транспортируют, перекачивают и хранят.

-интенсификаторы  - поверхностно-активные вещества (ПАВ), снижающие в 3 - 5 раз поверхностное  натяжение па границе нефти  - нейтрализованная кислота, ускоряющие  и облегчающие очистку призабойной  зоны от продуктов реакции  и от отреагировавшей кислоты.

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

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

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

Для закачки  ингибированных растворов кислоты  в пласт используется, например, специальный насосный агрегат на автомобильном шасси - "Азинмаш-30А", (рис. 3.6.1)  с гуммированной резиной  цистерной, состоящей из двух отсеков емкостью 2,7 м3 и 5,3 м³, а также с дополнительной емкостью на прицепе с двумя отсеками по 3 м³ каждый. Агрегат снабжен основным трехплунжерным горизонтальным насосом высокого давления 4НК500 одинарного действия для закачки кислоты в скважину. Насос имеет привод через специальную коробку от основного двигателя автомобиля мощностью 132 кВт. Конструкция силового насоса предусматривает сменные плунжеры диаметром 110 и 90 мм. Насосы обеспечивают подачу от 1,03 до 12,2 л/с и давление от 7,6 до 50 МПа в зависимости от частоты вращения вала (5 скоростей от 25,7 до 204 в 1/мин).

 

1 - кабина  машиниста (пульт управления); 2 - коробка отбора мощности; 3 - емкость  для реагента;

4 - насос  4НК-500; 5 - выкидной трубопровод; 6 - редуктор; 7 - шланг для забора раствора  кислоты из цистерны; 8 - цистерна  для раствора кислоты; 9 - комплект  присоединительных шлангов; 10 - ящик  для инструментов;

11 - горловина  цистерны.

Рис. 3.6.1. Насосный агрегат для кислотных обработок  Азинмаш - 30А

Наряду  с этим основным агрегатом при кислотных обработках скважины используют цементировочные агрегаты ЦА-320М, а также насосный агрегат для гидроразрыва АН-700.

Для предотвращения быстрого изнашивания агрегатов  при прокачке даже ингибированного  раствора кислоты необходима обязательная их промывка водой непосредственно  после завершения работ. В промывочную  воду желательно добавлять тринатрийфосфат  в количестве 0,3 - 0,5 % для лучшей нейтрализации  остатков кислоты. Схема обвязки  скважины при простых кислотных  обработках пли в ваннах показана на рис. 3.6.2. Силовой насос агрегата «Азинмаш-30А» может забирать жидкость не только из емкостей, установленных  на платформе агрегата, но и с  помощью резиновых шлангов откачивать ее из емкостей на автоприцепе и  из передвижных емкостей.

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

 

 

 

1 - устье  скважины; 2 - обратный клапан; 3 - задвижка высокого давления; 4 - насос 4НК-500;

5 - агрегат  Азинмаш 30А; 6 - емкость для кислоты на агрегате; 7 - емкость для кислоты на прицепе; 8 - емкость для продавочной жидкости; 9 - емкость для кислоты; 10 - линия для обратной циркуляции.

 

Рис. 3.6.2. Схема обвязки скважины при проведении простых кислотных обработок

 

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

Гидроразрыв пласта всегда предпочтительно делать через обсадную колонну, если ее состояние, герметичность и прочность позволяют  создать на забое скважины необходимые давления.

Потери  давления на трение при закачке жидкостей  через обсадную колонну малы, по сравнению с потерями при закачке через НКТ, поэтому при данном давлении на устье скважины можно получить более высокое давление на забое.

Для защиты обсадных колонн от высокого давления в скважину опускают НКТ с пакером  и якорем на нижнем конце, которые  устанавливаются выше кровли пласта, намеченного для ГРП (рис. 3.6.3). Для  того чтобы пакер загерметизировал кольцевое пространство, его эластичный элемент (обычно специальная резина) надо сжать за счет веса труб. Для  сжатия пакера необходимо создать опору. Такой опорой могут быть те же НКТ, башмак которых ставится на забой, либо особый подвижный элемент самого пакера с плашками, которые, освобождаясь при повороте НКТ, скользят по специальному конусу пакера, раздвигаются и вдавливаются во внутреннюю поверхность обсадной колонны. В связи с этим все пакеры разделяются на пакеры с опорой на забой (пакеры ПМ6"; ГШ8"; ОПМ6"; ОПМ8") и пакеры без опоры на забой (плашечные пакеры ПШ6", ПШ8", ПШ5"-500, ПШб"-500, ПС5"-500, ПСб"-500, ПГ5"-500, ПГб"-500). Пакеры допускают перепад давления (при правильной посадке) 30 - 50 МПа над ним и под ним и имеют проходное сечение от 47 до 68 мм в зависимости от типа и размера обсадной колонны.