Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 [ 32 ] 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70

Рис. 5.9. Технологическая схема гидравлического разрыва пласта:

/ - трещина разрыва; г - продуктивный пласт; 3 -пакер; -якорь; 5 -обсадная колонна; 6 - насосно-компрессорные трубы; 7 - арматура устья; 8 - манометр; 9 - блок маннфольдов; 10 - станция контроля н управления процессом; - насосные агрегаты; 12 - пескосмеснтели; 13 - емкости с технологическими жидкостями; 14 - насосные агрегаты

ких насосных агрегатов с устьем скважины) и арматуру устья типа 2АУ-700 или 2АУ-700 СУ. Дистанционный контроль за процессом можно осуществлять с помощью станции контроля и управления, смонтированной на автомобиле. Агрегаты размещают в направлении от устья скважины, чтобы при наличии аварийной и пожарной опасности беспрепятственно отъехать от нее. Для защиты людей от шума применяют антифоны и заглушки. Руководитель работ поддерживает связь с исполнителями с помощью телефона, радио или сигналов руками. Для перевозки неагрессивных рабочих жидкостей применяют автоцистерны АЦН-11-257, АЦН-7,5-5334, Цр-7АП, Цр-7АПС. ЦР-20, АЦПП-21-5523А вместимостью 6-21 м.

Рабочие жидкости при ГРП используют на углеводородной или водной основе. Они должны не снижать фильтрационные характеристики пласта, не вызывать набухание глинистого цемента пород, не образовывать осадки с флюидами и в то же время быть легкодоступными и дешевыми. Кроме того, жидкость разрыва и жидкость-носитель должны слабо фильтро-194

ваться через поверхности образованных трещин, а жидкость-носитель также обладать хорошей несущей или удерживающей способностью по отношению к частицам расклинивающего материала. Это достигается увеличением вязкости или приданием жидкости структурных свойств. При высокой фильтруемости вследствие рассеивания в объеме пласта жидкость-разрыва не вызывает разрыва пласта или развития трещин вдали от стенки скважины, а жидкость-носитель не обеспечивает переноса частиц расклинивающего материала в трещине.

Ранее широко использовались вязкие жидкости на углеводородной основе (нефть; нефть, загущенная мазутом, битумом, асфальтитом; дизельное топливо) и эмульсии (гидрофобные и гидрофильные водонефтяные, нефтекислотные, кислотно-керосиновые). Их применение может быть оправдано при проведении ГРП в добывающих скважинах. В настоящее время в основном (около 90 % операций ГРП) используют жидкости на водной основе (вода, растворы полимеров, кислотные растворы, мицел; лярные растворы). Увеличенными расходами таких жидкостей обеспечивается разрыв пласта и компенсируется их недостаточная песконесущая способность. Загущение воды достигается добавкой ПАА (полиакриламид), ССБ (сульфит-спиртовая барда), КМЦ (карбоксилметилцеллюлоза). Для предупреждения набухания глин (стабилизации глин) в воду добавляют ПАВ, органические полимеры, хлористый аммоний и др. В качестве продавочной жидкости обычно используется техническая вода, а иногда нефть.

Теоретические соображения позволяют считать, что при закачке фильтрующейся жидкости более вероятно образование горизонтальной трещины, а при закачке нефильтрующейся - вертикальной. Если в пласте уже имеются трещины, то независимо от фильтруемости жидкости происходит их раскрытие или расширение. Напомним, что в пласте могут быть в основном естественные вертикальные или близкие к ним наклонные трещины.

О происшедшем разрыве пород можно судить по резкому уменьшению устьевого давления закачки во времени при постоянном расходе жидкости (образование новых трещин) или по увеличению расхода жидкости разрыва непропорционально росту давления (раскрытие имеющихся трещин). Более объективно момент разрыва пласта можно характеризовать резким увеличением отношения расхода жидкости разрыва к создаваемой репрессии (коэффициент поглотительной способности) или к устьевому давлению закачки (условный коэффициент).

Расклинивающим материалом (наполнителем трещин) обычно служит кварцевый песок с диаметрами частиц 0,5- 1,2 мм. Гранулированный расклинивающий агент должен обладать высокой прочностью на смятие и не вдавливаться 7* 195

в поверхность трещины, иметь небольшую плотность, шарообразную форму и однородный фракционный состав.

Для проведения ГРП глубокозалегающих крепких пород с высокой температурой предложено применять стеклянные и пластмассовые шарики, зерна корунда и агломерированного боксита, молотую скорлупу грецкого ореха и др. Известны случаи осуществления ГРП без применения наполнителя. Их эффективность объясняется тем, что вследствие растворения стенок трещин кислотой (кислотный ГРП), остаточных деформаций горных пород или промывки трещин от загрязнений, трещины не смыкаются полностью.

По технологическим схемам проведения- различают однократный, направленный (поинтервальный) и многократный ГРП. При однократном гидроразрыве под давлением закачиваемой жидкости оказываются все вскрытые перфорацией пласты одновременно, при направленном - лишь выбранный пласт или пропласток (интервал), имеющий, например, заниженную продуктивность, а при многократном ГРП осуществляется воздействие последовательно на каждый в отдельности пласт или пропласток. Места образования трещин при направленном и многократном гидроразрывах регулируются вводом временно блокирующих материалов (эластичных шариков диаметром 12- 18 мм, зернистого нефтерастворймого нафталина и т. п.), применением двух пакеров, засыпкой низа скважин песком, предварительной гидропескоструйной перфорацией и др. Однако надежность этих работ очень низкая.

Проектирование технологии ГРП в основном сводится к следующему. Применительно к конкретным условиям выбирают технологическую схему процесса, рабочие жидкости и расклинивающий агент. При однократном ГРП, исходя из опыта, принимают 5-10 т песка. При массированной закачке его количество увеличивают до нескольких десятков тонн. Концентрацию песка в носителе устанавливают в зависимости от ее удерживающей способности. При использовании воды она составляет 40-50 кг/м. Тогда по количеству и концентрации песка рассчитывают количество жидкости-песконосителя. На основании опытных данных используют обычно 5-10 м жидкости-разрыва. Объем продавочной жидкости равен объему обсадной колонны и труб, по которым проводится закачка в пласт жидкости-песконосителя.

Минимальный расход закачки жидкости должен составлять не менее 2 м/мин и может быть оценен при образовании вертикальной и горизонтальной трещин соответственно по формулам

верт

(5.33)

(5.34)

где Qeepr, Qrop-минимальные расходы, л/с; h - толщина пласта, см; верт, Wrop -ширина вертикальной и горизонтальной трещины, см; р, -вязкость жидкости, мПа-с; /?т -радиус горизонтальной трещины, см.

Давление гидроразрыва пласта устанавливают по опыту или оценивают по формуле

Ргрп = Рг + Ор, (5.35)

где ргрп-забойное давление разрыва пласта; pr = Hpnig -торное давление; Ор - прочность породы пласта на разрыв в условиях всестороннего сжатия (обычно (Тр=1,5-3 МПа); Я-глубина залегания пласта; рп - средняя плотность вышележащих горных пород, равная 2200-2600 кг/м», в среднем 2300 кг/мЗ; g - ускорение свободного падения.

Статистический анализ данных по давлению гидроразрыва показал, что при большой глубине скважин (более 1000- 1200 м) /?грп= (0,75-7-0,8)Рг. Это объясняют разгрузкой горного давления за счет деформации (вытекания) пластических пород (глин) в разрезе, вскрытом скважиной, наличием естественных трещин в продуктивном пласте и образованием вертикальных трещин. Давление разрыва можно также определить из условий образования трещин (Ю. П. Желтов и др.).

Давление нагнетания на устье скважины

Ру = Ргрп + Ргр-рс, (5.36)

где Дртр - потери давления на трение в трубах; рс - гидростатическое давление столба жидкости в скважине.

Потери давления Дртр можно оценить по формуле Дарси - Вейсбаха (при необходимости с учетом увеличения потерь давления за счет наличия в жидкости песка) или по графикам. Гидростатическое давление рс определяется с учетом кривизны ствола скважины и при необходимости наличия песка в жидкости.

Если давление нагнетания ру больше допустимого устьевого давления рудоп, то на НКТ над кровлей продуктивного пласта устанавливают пакер с якорем. Допустимое давление рудоп принимается как наибольшее из двух давлений, вычисленных по формуле Ламэ (на внутреннее давление разрыва обсадной трубы) и с использованием формулы Яковлева--Шумилова (на страгивающую нагрузку для резьбы обсадной колонны).

Потребное число насосных агрегатов определяют по формуле (5.4). Затем подбирают остальное оборудование и уточ няют возможность проведения процесса при полученных расчетных параметрах.

ГРП позволяет решать следующие задачи: а) повышение продуктивности (приемистости) скважины при наличии загрязнения призабойной зоны или малой проницаемости коллектора; б) расширение интервала притока (поглощения) при многопластовом строении объекта; в) интенсификация притока нефти, например, с использованием гранулированного магния; изоляция притока воды; регулирование профиля приемистости и др.

Для оценки технологической эффективности в справочной литературе приводятся расчетные формулы. Однако оценка эта недостаточно надежна. Место образовавшейся трещины можно установить путем гамма-каротажа с использованием частиц песка или специальных синтетических шариков, активированных радиоактивными изотопами, а также путем глубинной дебито- или расходометрии. В результате проведения ГРП продуктивность скважины может увеличиваться в 2-3 раза.

§ 5.8. ТЕПЛОВАЯ ОБРАБОТКА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ

Тепловая обработка или термообработка (ТО) заключается в прогреве призабойной зоны пласта и ствола скважины с целью расплавления и удаления парафиносмолистых отложений.

Выпадение парафина и отложение асфальтосмолистых веществ в призабойной зоне происходят при добыче нефтей с высоким содержанием этих компонентов (более 3-5%) в условиях близости пластовой температуры и температуры насыщения (кристаллизации) парафина и охлаждения призабойной зоны ниже этой температуры. Охлаждение ее возможно при вскрытии пласта бурением, притоке газированной нефти или закачке воды (газа) в процессе работы скважин, при проведении интенсифицирующих и ремонтных работ, связанных с закачкой больших объемов холодных жидкостей. Приток газированной нефти, сопровождающийся снижением во времени дебита скважины вследствие парафиносмолистых отложений, вызывает необходимость стационарного подогрева или периодического циклического повторения обработок. Продолжительность циклов может быть установлена из условия минимума расходов, связанных с потерей в добыче нефти и осуществлением обработок (обычно 3-7 мес).

Теплота может быть внесена двумя способами: теплопередачей в пласт по скелету породы и насыщающей жидкости от источника теплоты (электронагревателя), расположенного в скважине (способом кондуктивного прогрева стационарно или периодически); конвективным тепломассопереносом за счет нагнетания в скважину и пласт теплоносителей (насыщенного или перегретого водяного пара, горячей воды, нефти и т. п.).

Для стационарного кондуктивного прогрева (стационарной электротепловой обработки) в скважине в интервале пласта со-

вместно с подземным оборудованием устанавливают электронагреватель, работающий непрерывно или по заданному режиму в процессе отбора нефти.

Для периодического кондуктивного прогрева (периодической электротепловой обработки) эксплуатацию скважины прекращают, извлекают подземное оборудование (НКТ, насос и др.) и на кабель-тросе в интервал продуктивного пласта спускают скважинный электронагреватель, затем пласт прогревают в течение 3-7 сут, поднимают электронагреватель, спускают сква-жинное оборудование и возобновляют эксплуатацию скважины. Опытные данные показывают, что через 3-7 сут непрерывного прогрева температура на забое стабилизируется. По стволу скважины нагретая зона распространяется на 20-50 м вверх и 10-20 м вниз от источника нагрева. Вследствие малой теплопроводности пород удается прогреть пласт выше температуры плавления парафина и асфальтосмолистых отложений на небольшую глубину (до 1 м). Забойная температура снижается после отключения нагревателя со скоростью 3-5 °С/ч. Поэтому пускать скважину в работу следует без промедления.

Для электропрогрева используют установку 1УЭС-1500, смонтированную на шасси автомобиля и одноосном прицепе. Максимальная глубина спуска электронагревателя составляет 1500 м. Электронагреватель представляет собой трубчатую электрическую печь сопротивления (ТЭН) с максимальной мощностью 25 кВт и наружным диаметром 112 мм, работает от промысловой электросети (380 В).

Сущность метода обработки теплоносителем заключается в закачке в пласт нагретого теплоносителя, расплавляющего или растворяющего смолопарафиновые отложения в призабойной зоне с последующим своевременным (до остывания) и достаточно полным извлечением его из пласта. Предпочтительней применение углеводородных жидкостей по сравнению с водой, несмотря на их меньшую теплоемкость, так как они совмещают функции теплоносителя и растворителя и нё вызывают отрицательных побочных явлений (набухание глин, разрушение скелета пород, снижение нефтепроницаемости).

На практике широко применяется циклическая паротепло-вая обработка при глубине скважин до 1500 м. ДЛя прогрева пласта вокруг скважины радиусом 30 м требуется закачать до 1000-3000 т насыщенного водяного пара. Такое количество пара можно закачать с помощью громоздких передвижных парогенератор ных установок типа УПГ, используемых с целью повышения нефтеотдачи (см. § 3.6). Поэтому для тепловой обработки призабойной зоны используются передвижные паровые установки типа ППУА-1200/100, смонтированные на шасси автомобиля высокой проходимости КрАЗ и используемые для депарафинизации НКТ в скважинах и выкидных линий. Произ-