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

3 1 Z

П J6

Рис. 5Л\. Технологическая схема внутрипластовой термохимической обработки;

/ - продуктивный пласт; 2 -трещина; 3 -обсадная колон-cia; 4 - иасосно-компрессор-ные трубы; 5 - арматура устья; 6 - манометр; 7 - задвижки; 8 - блок мапифольдов; S - насосные агрегаты; /О - пескосмеситель; - емкость для буферной жидкости; /2 - насосные агрегаты для подпора; 13 - емкость для жидкости разрыва и песко-магиийиосителя; Н - емкость для солянокислотного раствора; /5 - кислотный насосный агрегат; 16 - пакер; /7 - якорь

сразу после окончания продавки кислотного раствора отобрать из скважины 30-40 % объема закачанного кислотного раствора, а через 0,5 ч - оставшуюся часть закачанной жидкости и пустить скважину в работу. Для этого целесообразно продавку осуществлять закачкой газа. Количество магния должно составлять 20 % от общей массы магния и песка, что обеспечит 4- 6-кратное увеличение проницаемости трещины.

Комплексная внутрипластовая кислотная обработка обводняющейся скважины предусматривает ограничение притока воды с использованием гранулированного магния и кислотную или внутрискважинную термохимическую обработку. Ограничение притока воды основдно на реакции магния и его оксида с водой, что приводит к образованию осадка гидроксида магния и магнезиального цемента (при наличии в воде хлористого магния) :

Mg + 2Н.,0 = Mg (0Н)2 + Н,; (5.42)

Mg0 + Hp = Mg(0H)2; (5.43)

MgO +MgCl2 -f HP = 2Mg (OH) CI. (5.44)

Технология включает заполнение по схеме ГРП трещин, естественных или искусственно созданных и являющихся основными путями притока воды в скважину, или намыв ствола скважины напротив обводненного пласта смесью песка с гранулированным магнием; извлечение на поверхность закачанных жид-206

костей; выдержку во времени (на 48-96 ч) для протекания реакции и образования прочной водонзоляционной структуры; проведение кислотной или внутрискважинной термохимической обработки малопроницаемых интервалов пласта. Массовое содержание магния в смеси с песком принимается равным 0,2. На 1 кг Mg берут 2,8 кг MgCb.

Соляную кислоту и раствор можно транспортировать в автоцистернах, а закачивать с помощью насосных и цементировочных агрегатов. Имеются специальные насосные кислотные (кислотоустойчивые) установки (агрегаты) типов УНЦ 1-160X500К, АКПП-500 и кислотовозы типа КП-6,5.

Установка УНЦ 1-160Х 500К (Азинмаш-ЗОА) смонтирована на шасси автомобиля и включает гуммированную мягкой резиной с подслоем полуэбонита цистерну вместимостью 6 м гуммированный баллон для химреагентов вместимостью 0,2 м, плунжерный насос и на двухосном прицепе дополнительную цистерну вместимостью 6 м. Насос обеспечивает подачу кислотного раствора от 1,03 до 12,2 л/с при давлении 7,6-33,3 МПа. Для смешивания кислоты с газом (воздухом) используется аэратор или эжектор, а газ подается от компрессорной установки или АГУ 6000-500/200. Реакционные наконечники изготавливают из перфорированных труб диаметром 100 и 75 мм.

Кислотный раствор готовят централизованно или у скважины в строгой последовательности: в воду вводят ингибитор и стабилизатор, соляную кислоту, перемешивают и добавляют ВаСЬ, перемешивают и вводят интенсификатор, перемешивают и выдерживают до осветления раствора (2-3 ч). При работе должны использоваться защитные приспособления (спецодежда, резиновые перчатки, очки), быть в наличии средства для оказания первой медицинской помощи.

§ 5.10. ДРУГИЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ

Кроме гидравлического разрыва пласта, тепловой, солянокнс-лотной, термохимической и термокислотной обработок применяются также другие методы воздействия на призабойную зону: очистка призабойной зоны растворителями, ПАВ, термо-газохимическое воздействие, импульсно-ударные методы воздействия и др.

В качестве углеводородных растворителей для очистки призабойной зоны от отложений парафина и асфальтосмолистых веществ нашли применение абсорбент (отходы смеси углеводородов 70% бутан-бутиленовой и 30 5о бутилен-дивиниловой фракции), КОРД (кубовый остаток ректификации дивинила), КОН-47-88 (смесь легких углеводородов, бензола, толуола, ксилола, димерциклопентадиена, этилового бензола и др.), пиро-

конденсат смесь ароматических, Непредельных и предельных углеводородов), пенореагент (смесь спиртов, углеводородов), предельный (смесь тяжелых углеводородов с фенолом) и отработанный (смесь парафиновых и предельных углеводородов) керосин, являющиеся отходами химических заводов. Эффективность обработки повышается с увеличением удельного расхода растворителя, давления, темпа закачки и, особенно, при последующем подогреве пласта.

Поверхностно-активные веиества по составу и химическим свойствам разделяют на ионогенные и неионогенные. Первые делятся на анионоактивные и катионоактивные, которые в водных растворах ионизируют соответственно на поверхностно-активные анионы и поверхностно-активные катионы. Молекулы неионогенных ПАВ в воде не диссоциируют на анионы и катионы. Анионоактивные (сульфонол, сульфонат), катионоактивные (катании А, катании К, катамин) и неионогенные (ОП-4, ОП-7, ОП-10, дисолван 4411) ПАВ используются как моющие средства для промывки забоев нагнетательных скважин и призабойных зон от всякого рода загрязнений, а также для разрушения и предотвращения образования эмульсий в призабойной зоне нефтяных скважин. В призабойную зону закачивают 10- 20 м раствора с концентрацией ПАВ 0,5-3%, работу скважины возобновляют через 2-3 сут. Использование 0,2- 0,3 %-ного раствора технического моющего препарата МЛ-72 (ТУ 84-348-73), представляющего собой смесь анионных и неионогенных ПАВ (сульфонол, сульфонат, смачиватель ДБ), эффективно при очистке призабойной зоны и глушении скважин, снижении вязкости водонефтяных эмульсий, очистке насосно-компрессорных труб и подземного оборудования от асфальто-смолопарафинистых осадков, уменьшении гидравлических сопротивлений.

Метод термогазохимического воздействия (ТГХВ) основан на горении твердых порохов в жидкости без каких-либо герметичных камер или защитных оболочек. Он сочетает тепловое воздействие с механическим и химическим, а именно: а) образующиеся газы горения под давлением (до 100 МПа) вытесняют из ствола в пласт жидкость, которая расширяет естественные и создает новые трещины; б) нагретые (180-250 °С) пороховые газы, проникая в пласт, расплавляют парафин, смолы и асфальтены; в) газообразные продукты горения состоят в основном из хлористого водорода и углекислого газа; хлористый водород при наличии воды образует слабоконцентрированный солянокислотный раствор; углекислый газ, растворяясь в нефти, снижает ее вязкость, поверхностное натяжение и увеличивает продуктивность скважины; г) после сгорания заряда давление в скважине снижается и из пласта устремляются флюиды газы горения и расплавленные отложения. Дополнительно ствол 208

скважины в пределах продуктивного пласта можно заполнить солянокислотным раствором.

Этот метод осуществляют с помощью аккумулятора давления скважины (АДС). АДС спускают либо на каротажном кабеле в обсадную колонну или в НКТ, либо на НКТ с установкой пакера. Полное время сгорания может достигать 300 с. Массу заряда вычисляют по эмпирической формуле Р. А. Максутова и К. М. Гарифова в зависимости от гидропроводности пласта, гидростатического давления и давления на забое после сгорания снаряда. Разрыв пласта давлением (до 250 МПа) пороховых газов можно осуществить посредством бескорпусного генератора ПГД-БК, в котором процесс горения заряда кратковременный (до 1 с).

Использование взрывчатых веществ для воздействия на призабойную зону известно давно. Для отрыва или развинчивания прихваченных труб, разрушения посторонних предметов в скважине при ремонтных работах и иногда для создания сети трещин применяют торпедирование путем взрыва торпед в скважине. Наряду с этим осуществляют внутрипластовые взрывы посредством нагнетания жидкого взрывчатого вещества (нитроглицерина) в пласт и последующей детонации. Давление достигает 10 МПа, скорость распространения ударной волны составляет 3000-5000 м/с.

При электрогидравлическом воздействии на призабойную зону в интервале продуктивного пласта за счет формирования высоковольных периодических электрических разрядов в жидкости создаются периодические гидравлические импульсы высокого давления, сопровождаемые кавитационными ударами, которые образуют трещины в пласте, разрушают и смещают закупоривающие частицы и способствуют выносу их из норовых каналов. Электромагнитное и тепловое поля оказывают тепловое воздействие на призабойную зону. Такое воздействие при одновременном дренировании жидкости из пласта повышает продуктивность скважины в 1,5-2 раза. Для проведения обработки забойный генератор электрогидравлических импульсов высокого давления наружным диаметром 114 мм спускают в скважину на трос-кабеле с помощью передвижного каротажного подъемника.

Кроме названных термогазохимического, электрогидравлического воздействий и импульсно-ударного воздействия взрывчатых веществ используются методы виброобработки, имплозии, переменных давлений, мгновенных высоких депрессий, а также применяются гидроимпульсные насосы.

Виброобработка отличается от ГРП или СКО тем, что на конце НКТ устанавливается гидравлический вибратор, создающий волны (импульсы) давления вследствие перекрытия вращающимся золотником потока закачиваемой через вибратор

!5 14

го 21

Рис. 5.12. Технологическая схема освоения скважин методом создания управляемых циклических депрессий на пласт:

; - емкость для рабочей жидкости; 2 - задвижка; 3 - насосные агрегаты; 4 - фильтр; 5 - продуктивный пласт; 5 -пакер; 7 - устройство для обработки скважнн УОС-1; й -шар диаметром 25,4 мм; 9 - клапаи приемный (опрессовочиый); W -обсадная колонна; -клапаи циркуляционный; /2 - иасосио-компрессориые трубы; /3 - нагнетательная линия; /4 -колонная головка; /5 -крестовина фонтанной арматуры; 1в- быстросъемиое соединение; /7 -манометр; /3 - штуцер; W -сепаратор; 20 -расходомер; 2/ -факельная линия; 22 - амбар; 23-приемная емкость

в пласт жидкости. Известны и другие конструкции вибратора. Рабочей жидкостью служат соляная кислота, нефть, дизельное топливо, вода. Время обработки составляет 5-8 ч.

По методу имплозии импульс понижения давления создавался разрушением стеклянного баллона на забое. Метод переменных давлений заключается в многократном изменении давления на устье скважины путем резкого поднятия его закачкой жидкости до давлений, допускаемых прочностью колонны, и последующего уменьшения до нуля. Работа гидроимпульсного насоса основана на использовании гидравлического удара. Периодическое поступление жидкости в насос вызывает импульсы давления на забое. Мгновенные высокие депрессии можно создавать путем сообщения опорожненной части ствола скважины (НКТ) с пластом. Для создания многократных высоких де-прессий на пласт разработаны специальные устройства, основанные на использовании струйного насоса или периодического опорожнения труб.

В Ивано-Франковском институте нефти и газа под руководством Р. С. Яремийчука разработаны методы освоения, а также устройства (типов УОС и УЭОС) на основе использования струйного насоса (рис. 5.12). В скважину в компоновке с НКТ спускают устройство для обработки скважин УОС-1 или корпус устройства эжекторного для освоения скважин УЭОС-1.

Устройство УЭОС-1 спускается под действием собственного веса в предварительно установленный корпус, а поднимается с помощью специального ловителя, спускаемого на кабеле.

Принцип работы устройств основан на передаче кинетической энергии от рабочей жидкости к пластовой - эжектируе-мой. Рабочая жидкость (вода, водный раствор хлористого натрия или кальция) насосными агрегатами прокачивается под высоким давлением по НКТ через устройство, а смесь рабочей и пластовой жидкостей выходит по затрубному пространству, отделенному от пласта пакером. В результате под пакером снижается давление (создается депрессия). После прекращения подачи рабочей жидкости давление на пласт восстанавливается. Одну обработку выполняют 20-30 циклами при продолжительности воздействия за каждый цикл 5-10 мин. В результате циклического воздействия на пласт в режиме депрессия - восстановление забойного давления происходит очистка призабойной зоны.

Этот метод широко применяется на месторождениях Западной Сибири для вызова притока, очистки призабойной зоны, а также для удаления продуктов реакции после кислотной обработки.

Контрольные вопросы

1. Охарактеризуйте работы по вскрытию продуктивного пласта бурением и перфорацией с позиций безаварийного их осуществления, сохранения фильтрационной способности коллектора и достижения высокого гидродинамического совершенства скважин.

2. Как определяют параметры гидропескоструйной перфорации при ее проектировании?

3. Как вызывают приток жидкости в скважины?

4. Нарисуйте кривые распределения температуры вдоль ствола нефтяной скважины. Какими факторами обусловлен их характер? Запишите уравнение естественной геотермы.

5. Нарисуйте типичные индикаторные линии. Как их обрабатывают?

6. Назовите причины искажения кривых восстановления давления в скважинах, обрабатываемых методом касательной? Покажите характер искажения на графиках.

7. Расскажите о методике оценки скии-эффекта и типа коллектора по разностным кривым восстановления давления,

8. Как оценить возможное давление нагнетания на устье скважины при осуществлении гидроразрыва пласта?

9. Зачем и как проводят тепловую обработку призабойной зоны пласта?

10. Охарактеризуйте основные компоненты солянокислотного раствора.

11. Расскажите об обработках призабойной зоны с использованием гранулированного магния.