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

Рис. 13.5. Выполнение гидроразрыва газовой скважины

Технология гидроразрыва

Наиболее старые варианты обработки осуществлялись по насосно-компрессорной колонне ниже пакера. Такой метод до сих пор применяется, когда ожидаются чрезмерно высокие давления или обсадная колонна может не выдержать давления обработки. Тем не менее при тенденции к более высоким скоростям закачивания и большим объемам гидроразрыва потери давления на трение в насосно-компрессорной колонне становятся очень велики и ограничивают скорость. Иногда это вызывает выпадение песка, когда он начинает оседать из жидкости и заполняет забойную зону скважины.

Для преодоления больших потерь на трение насосно-компрессорная колонна вынимается и обработка осуще-

ствляется по обсадной колонне. Другой практикуемый метод заключается в одновременной обработке по кольцевому зазору. Используется также и метод более Т5гж:елых, чем может потребоваться, обсадных колонн. Такой вариант дает возможность гидроразрыва по обсадной колонне.

Почему разработчикам нужны более высокие скорости закачивания? Более высокие скорости вызывают более длинные трещины. По мере увеличения таких трещин очень быстро расширяется площадь пласта, контактирующая с жидкостью для гидроразрыва, и соответствующая потеря жидкости резко уменьшается. Таким образом, промышленность перешла на более высокие скорости закачивания для получения достаточно длинных трещин.

Тем не менее иногда используются низкие скорости закачивания, особенно если скважина обрабатывается по насосно-компрессорной колонне. Это справедливо, если пласт распложен недалеко от водоносной зоны. В этом случае для гидроразрыва нужны загущенные жидкости с хорошей пескоудерживающей способностью.

Материалы для гидроразрыва

Жидкости для гидроразрыва в зависимости от их главного компонента подразделяются на жидкости на водной, углеводородной и смешанной основе.

Жидкости для гидроразрыва на водной основе представляют собой смесь воды и кислоты. Для повышения вязкости, увеличивающей песконесущую способность, в жидкость добавляются загущающие агенты. Жидкости на угле-водородной основе представляют собой смесь масла и кислоты.

Жидкости эмульсионного типа {смешанные) изготавливаются из масла и воды либо кислоты. Одна фаза диспергирована в виде крохотных капелек в другой фазе. Эти жидкости обладают хорошей песконесущей способностью и очень низкими потерями жидкости, но они дороже, чем жидкости на водной основе.

В США наиболее часто используемый расклинивающий материал - песок из Оттавы. Канадский песок глад-

КИЙ, круглый и имеет одинаковые размеры зерен. Он хорош еще и тем, что имеет высокую прочность на сжатие. Во всем мире известны другие типы песка, но для большинства работ используется песок с размером зерна 20x40. Если для гидроразрыва глубоких скважин нужна дополнительная прочность, инженер может воспользоваться прокаленным бокситом.

Другие методы возбуждения пластов

Гидроразрыв и кислотная обработка - наиболее обычные способы воздействия на пласт, однако иногда применяют несколько других способов.

Торпедирование

Торпедирование скважин заключается в подрыве нитроглицериновых зарядов в скважине на глубине продуктивного пласта (рис. 13.6). Это увеличивает размер ствола скважины и разрушает пласт на некотором расстоянии от него. Тем не менее при такой обработке разработчик не может воспользоваться обсадной колонной, так что требуется заканчивание с необсаженным стволом скважины.

Иногда небольшие заряды взрывают напротив наиболее богатых зон, особенно перед гидроразрывом скважины. Смысл состоит в том, что торпедирование помогает материалу, используемому для гидроразрыва, проникнуть в избранные участки.

Взрыв линейного заряда

Взрыв линейного заряда осуществляется с помощью подвешивания и подрыва специальной цепи инициирующих зарядов внутри скважины напротив продуктивной зоны. Этот метод можно применять для удаления отложений гипса, глины или парафина с поверхности пласта.

fПоследняя колонна обсадных труб Буровой раствор

-Гравий

Нитроглицериновый заряд

-Гравий для ограничения взрыва

Расширенный ствол скважины

Многочисленные трещины и разрывы, созданные взрывом

Рис. 13.6. Нитроглицериновая интенсификация пласта: до {а) и после {б) воздействия

Повторная перфорация

После многих лет добычи из скважины перфорация может забиться. Часто, если есть подозрение, что произошло закупоривание, надо повторно перфорировать скважину на том же участке. Подрыв скважинного перфоратора разрыхляет все закупоривающие материалы в пласте. Этот дополнительный дренаж может улучшить дебит нефти или газа.

Стеклянная дробь

При необсаженном заканчивании скважины иногда производят подрыв заряда, обложенного стеклянными шариками по поверхности. При подрыве заряда шарики становятся снарядами, ударяющимися о поверхность породы, разбивающими все отложения гипса и, вероятно, даже разрывающими породу. Если взрыв вызвал какие-то разломы, шарики могут оставаться в них и удерживать их в раскрытом состоянии.

Абразивно-струйная обработка

При таком методе используется струйный инструмент с форсунками на насосно-компрессорной колонне. Потоки воды или другой жидкости под давлением подаются через форсунки, разрывая любую грязь на перфорации. Некоторые разработчики иногда даже закачивают жидкость с песком, которая может прорезать стальную трубу толщиной 0,5 см за 15-30 с. В этой установке можно использовать кислоту для удаления кислоторастворимых отложений.

Удаление парафина

в продаже имеется несколько хороших растворителей парафина. Растворители можно пускать по циклу, включающему поврежденные участки ствола скважины, или закачивать в скважину для размачивания накопившихся посторонних материалов. Часто парафин удаляют обработкой горячей нефтью. Нефть, закачиваемая по насосно-компрессорной колонне, растворяет отложения и выносит материал обратно на поверхность вместе с добываемой жидкостью.

Крупномасштабная обработка нагнетанием

Простой вариант обработки заключается в закачивании в пласт больших количеств сырой нефти, керосина или дистиллята, особенно если пласт закупорен мелкозернистыми силикатами или другими твердыми веществами. Жидкости перераспределяют мелкие частицы и открывают протоки в скважину.

Если дебит скважины снижается, разработчик должен использовать всю доступную информацию для анализа факторов, ответственных за снижение. Если не изучить проблему как можно более полно до начала каких-либо действий, а выбирать способ обработки методом проб и ошибок, можно понести очень большие убытки.

Глава XIV

ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

Иногда начальными или первичными методами из скважины добывают столько нефти, сколько она может дать, но при этом большая ее часть остается в пласте. В таких случаях разработчик может избрать проведение операций по повышению нефтеотдачи пластов. Эти операции подразделяются на добычу нефти вторичными методами, например заводнение, и добычу третичными методами, которая обычно называется повышением нефтеотдачи пластов (ПНП),

Заводнение

в методе заводнения для дополнительной добычи нефти в коллектор закачивается вода. Она проникает в пласт через специальные нагнетательные скважины, расположенные в определенном порядке в зависимости от индивидуальных особенностей пласта. По мере протекания от скважин для нагнетания воды к добывающей скважине вода вымывает захваченную породой нефть и выносит ее к добывающей скважине. Если после этого количество поступающей нефти больше или равно количеству воды, скважина может оказаться прибыльной.

Чтобы решить, пригоден ли коллектор для заводнения, разработчик должен принять во внимание следующие факторы:

• геометрию коллектора;

• литологию;