Нефтяные и газовые скважины

 

следует что при реализации всей выделившейся теплоты Q кДж на нагрев V л раствора, имеющего теплоемкость Cv  (кДж/лС), нагрев раствора произойдет на t °С или

 

Принимая теплоемкость раствора 15%-ной НСL, равной теплоемкости воды, т. е. Сv = 4,1868 кДж/лС , получим

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Термокислотные обработки

 

В наконечники загружают  от 40 до 100 кг магния в зависимости  от обрабатываемого интервала пласта и желаемой температуры. При этом прокачивается от 4 до 10 м³ 15 %-ного раствора НСL.

Существуют два вида обработки.

• Термохимическая обработка ПЗС - обработка горячей кислотой, при которой для растворения магния подается избыточное количество кислоты для растворения карбонатов породы пласта так, чтобы сохранялась концентрация НСL 10 - 12 %.
• Термокислотная обработка ПЗС - сочетание термохимической и непрерывно следующей за ней кислотной обработки ПЗС. Причем кислотная обработка может быть как обычной, так и под давлением.

Скорость прокачки раствора НСL 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 при прокачке кислоты  через магний непрерывно изменяются его масса, поверхность соприкосновения  с кислотой, температура реакционной  среды, концентрация кислоты и др. Это затрудняет расчет режима прокачки кислоты.

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Поинтервальная или ступенчатая  СКО

 

  При вскрытии нескольких самостоятельных прослоев общим фильтром или  открытым забоем, а также при вскрытии пласта большой толщины, в разрезе которого имеются интервалы с различной проницаемостью, одноразовая солянокислотная обработка всего интервала положительно сказывается на наиболее проницаемом прослое. Прослои с ухудшенной гидропроводностью  остаются необработанными. В таких случаях применяют поинтервальную солянокислотную обработку, т. е. обработку каждого интервала пласта или пропластка. Для этого намечаемый для обработки интервал изолируется двумя пакерами, которые устанавливаются непосредственно у границ интервала или пропластка. При обсаженном и перфорированном забое используют обычные шлипсовые пакеры типа ПШ5 или ПШ6. Эффективность обработки зависит от герметичности затрубного цементного камня, предотвращающего перетоки нагнетаемого раствора НСL по затрубному пространству в другие пропластки. При открытых забоях намеченный для СКО интервал также выделяют с помощью пакерных устройств, используемых в испытателях пластов. После обработки одного интервала и последующей его пробной эксплуатации для оценки полученных результатов переходят к СКО следующего интервала.

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Кислотные обработки терригенных  коллекторов

 

  Особенность СКО терригенных (песчаники, алевролиты и др.) коллекторов заключается в том, что кислота в них не формирует отдельные каналы, проникающие в пласт на различную глубину, как в карбонатных и трещиноватых коллекторах. В данном случае кислотный раствор проникает в пласт более равномерно и контур ее проникновения близок к круговому.

 В карбонатных коллекторах кислота реагирует фактически с неограниченной массой карбонатного вещества по всей глубине образующегося канала, тогда как в терригенных карбонаты составляют всего лишь несколько процентов от общего объема породы. Соляная кислота  взаимодействует с карбонатными компонентами, не вступая в реакцию с основной массой породы терригенного коллектора, состоящего из силикатных веществ (кварц) и каолинов. Эти вещества взаимодействуют с фтористоводородной кислотой (HF). Взаимодействие HF с кварцем происходит по следующей реакции:

 

Образующийся фтористый  кремний SiF_⁴ далее взаимодействует с водой

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Кислотные обработки терригенных  коллекторов

 

 Кремнефтористоводородная кислота H_²SiF_⁶ остается в растворе, а кремниевая кислота Si(ОН)_⁴ по мере снижения кислотности раствора может образовать студнеобразный гель, закупоривающий поры пласта. Для предотвращения этого фтористая кислота употребляется только в смеси с соляной кислотой для удержания кремниевой кислоты в растворе. Рабочий раствор кислоты для воздействия на терригенные коллекторы обычно содержит 8 - 10 % соляной кислоты и 3 - 5 % фтористоводородной. Плавиковая кислота растворяет алюмосиликаты согласно реакции:

 

Фтористый алюминий ALF_³ остается в растворе, а фтористый кремний SiF_⁴ взаимодействует с водой, образуя кремниевую кислоту.

Взаимодействие HF с зернистым  кварцем протекает медленно, а с алюмосиликатом H_⁴AL_²Si_²O_⁹ быстро, но медленнее, чем НСL с карбонатами.

Обработка терригенных коллекторов  смесью соляной и фтористоводородной кислот целесообразна для удаления карбонатных цементирующих веществ  и для растворения глинистого материала. Смесь НСL и HF называют глинокислотой.

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Кислотные обработки терригенных  коллекторов

 

  Пары фтористоводородной кислоты ядовиты, и обращение с ней требует мер предосторожности. Она имеет высокую стоимость. Последнее время широкое применение находит порошкообразное вещество бифторид-фторид аммония NH_⁴FHF+NH_⁴F, который сравнительно дешев, хотя и требует мер защиты.

 Глинокислота (4% HF + 8% НСL) употребляется для обработки пород, содержащих карбонатов не более 0,5%. Она растворяет цементирующее вещество терригенных коллекторов, и ее количество подбирается опытным путем во избежание нарушения устойчивости породы в ПЗС. Для первичных обработок ограничиваются объемами глинокислоты в 0,3 - 0,4 м³ на 1 м толщины пласта.

  Для трещиноватых пород рекомендуемые объемы - 0,75 - 1,0 м³ на 1 м толщины пласта. Закачанная глинокислота выдерживается в пласте 8 - 12 ч. Объем продавочной жидкости равен объемам НКТ и забойной части скважины (до верхней границы перфорации).

 

 Терригенные породы содержат мало карбонатов. Поэтому применяют двухступенчатую кислотную обработку. Сначала обрабатывают ПЗС обычным 12 - 15 % раствором НСL, а затем закачивают глинокислоту.

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Техника и технология кислотных  обработок скважин

 

  

 

На нефтяных промыслах, где  проектируются СКО, сооружаются  кислотные базы с подъездными  путями (включая железнодорожную  ветку), насосными помещениями, лабораторией, гуммированными  емкостями, складскими помещениями, душевыми и помещениями  для бригады, а также 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. На скважинах используют передвижные емкости (на салазках) объемом 14 м³, которые в зимнее время оборудуют змеевиком для обогрева растворов паром. Для перекачки кислот используются 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, специальный насосный агрегат на автомобильном шасси - "Азинмаш-З0А" с гуммированной резиной цистерной, 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.

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Техника и технология кислотных  обработок скважин

 

  

 

1 - кабина машиниста  (пульт управления); 2 - коробка  отбора мощности; 3 - емкость  для реаген-та; 6 - редуктор;  8 - цистерна для раствора  кислоты; 9 - комплект присоединительных  шлангов; 10 - ящик для инструментов;  11 - горловина цистерны.

  Агрегат снабжен основным трехплунжерным горизонтальным насосом высокого давления 4НК500 для закачки кислоты в скважину. Насос имеет привод от основного двигателя автомобиля мощностью 132 кВт. Конструкция силового насоса предусматривает сменные плунжеры диаметром 110 и 90 мм.

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Техника и технология кислотных  обработок скважин

 

  

 

   Насосы обеспечивают подачу от 1,03 до 12,2 л/с и давление от 7,6 до 50 МПа в зависимости от частоты вращения вала (5 скоростей от 25,7 до 204 в мин^-1).

  Наряду с этим 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.

 При кислотных обработках используется дополнительно цементировочный агрегат ЦА-320М в качестве подпорного насоса, подающего жидкость на прием силового насоса агрегата “Азинмаш ЗОА”. 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.

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Техника и технология кислотных  обработок скважин

 

  

 

1 - устье скважины;  2 - обрат-ный клапан; 3 -  задвижка высо-кого давления;  4 - насос

4НК-500; 5 - агрегат  Азинмаш 30А; 6 - емкость для  кислоты на агрегате; 7 - емкость  для кисло-ты на прицепе; 8  - емкость для продавочной жидкости;  9 -  емкость для кислоты;  10  -  линия для обратной  циркуляции

 

Рис. 5.2. Схема обвязки скважины при проведении простых кислотных  обработок.

 

  Иногда для закачки используют два и более параллельно работающих агрегатов. Устье при обработке под давлением оборудуется специальной головкой и соединяется с выкидом насосного агрегата прочными трубами.

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

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Гидравлический разрыв пласта

 

  

 

  Сущность метода заключается в нагнетании в проницаемый пласт жидкости при высоком давлении (до 100 Мпа), под действием которого пласт расщепляется, либо по плоскостям напластования, либо вдоль естественных трещин. Для предупреждения смыкания трещин при снятии давления в них вместе с жидкостью закачивается крупный песок (проппант), сохраняющий проницаемость трещин, в тысячи раз превышающую проницаемость ненарушенного пласта. На пласт в вертикальном направлении действует сила, равная весу вышележащих пород. Плотность горных осадочных пород обычно принимается равной 2300 кг/м³ .

          Давление горных пород будет равно

 

  За миллионы лет существования осадочных пород внутреннее напряжение породы по всем направлениям стало одинаковым и равным горному. Для расслоения пласта, т. е. для образования в пласте горизонтальной трещины, необходимо внутри пористого пространства создать давление Рр, превышающее горное на величину сопротивления горных пород на разрыв, так как надо преодолеть силы сцепления частиц породы,

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Гидравлический разрыв пласта

 

  

 

  Фактические давления разрыва меньше горного, т. к. в ПЗС создаются области разгрузки, в которых внутреннее напряжение меньше горного Рг. Это обусловлено причинами геологического характера, например, в процессе горообразования могло произойти не только сжатие пород, но и их растяжение. Другое объяснение локального уменьшения Pг - сама проводка ствола скважины нарушает распределение напряжении в примыкающих породах, и эти нарушения (уменьшения) тем больше, чем ближе порода к стенкам скважины. Локальное уменьшение внутреннего напряжения больше, если в разрезе имеются слои глин, обладающие свойствами пластичности, которые в процессе бурения набухают и часто выпучиваются в ствол скважины.

  Давление разрыва Pp не поддается надежному теоретическому определению, ибо связано с необходимостью знания некоторых параметров пласта, измерение которых недоступно.

  При ГРП возникают давления, превышающие допустимые для обсадных колонн, поэтому предварительно в скважину спускают НКТ, способные выдержать это давление.