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

Дополнительный приток нефти в скважины, а следовательно, и дополнительный дебит обеспечивают применение методов увеличения проницаемости призабойной зоны пласта. На окончательной стадии бурения скважины глинистый раствор может проникать в поры и капилляры призабойной зоны пласта, снижая ее проницаемость. Снижение проницаемости этой зоны, загрязнение ее возможно и в процессе эксплу*. атации скважины. Проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта увеличивают за счет применения различных методов: кислотной обработки скважин; гидравлического разрыва пласта; термокислотной обработки скважин; термохимической обработки скважин.

р<ислотная обработка скважин связана с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот. Растворы кислот под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и расширяют их. Одновременно с этим образуются новые каналы, по которым нефть может проникать к забою скважины. Для кислотной обработки применяют в основном водные растворы соляной кислоты и плавиковой (фтористоводородной) кислоты. Концентрация кислоты в растворе обычно принимается равной 10-15 %, что связано с опасностью коррозионного разрушения труб и оборудования. Однако в связи с широким использованием вьюокоэффективных ингибиторов коррозии и снижением опасности коррозии концентрацию кислоты в растворе увеличивают до 25-28 %, что позволяет повысить эффективность кислотной обработки. Длительность кислотной обработки скважин зависит от многих факторов - температуры на забое скважины, вида пород продуктивного пласта, их химического состава, концентрации раствора, давления закачки. Технологический процесс кислотной обработки скважин включает операции заполнения скважины кислотным раствором, продавливание кислотного раствора в пласт при герметизации устья скважин закрытием задвижки. После окончания процесса продавливания скважину оставляют на некоторое время под давлением для реагирования кислоты с породами продуктивного пласта. Длительность кислотной обработки после продавливания составляет 12-16 ч на месторождениях с температурой на забое не более 40° С и 2-3 ч при забойных температурах 100-150° CTJ

ридравлический разрыв пласта - это процесс, связанный с образованием и раскрытием трещин в призабойной зоне продуктивных пластов под гидростатическим действием жидкости, закачиваемой в скважину под большим давлением. Давление закачки зависит от глубины залегания продуктивного пласта, вида пород, составляющих этот пласт, и др. Обычно давление при гидравлическом разрыве должно превышать гидростатическое давление в скважине в 1,5-3 раза. Конкретное давление гидравлического разрыва характеризуется градиентом разрывного давления, который изменяется в пределах от 0,0105 до 0,02 МПа/м. Например, для нефтяных месторождений Татарии и Башкирии при

глубинах скважин 1650-1800 м градиент разрывного давления составляет 0,014-0,017 МПа/м, т.е. давление гидравлического разрыва меняется в пределах от 23 до 30 МПа. Для предупреждения закрытия образовавшихся трещин в породах пласта в их полости вводят крупнозернистый песок. При производстве гидравлического разрыва применяют три вида рабочих жидкостей: жидкость разрыва, жидкость-пес-коноситель и продавочную жидкость. В качестве жидкости разрыва обычно применяют жидкости на углеводородной основе (нефть, дизельное топливо, керосин). Жидкость-песконоситель должна хорошо удерживать в своем составе частицы песка размером 0,3-1 мм и предназначена для заполнения песком раскрытых трещин в пласте. Жидкости-песконосители готовят на углеводородной основе с введением загустителей для повышения вязкости (например, нефтяного гудрона). В качестве продавочной жидкости в эксплуатационных скважинах используют нефть, а в нагнетательных - воду. Гидравлический разрыв пласта осуществляют закачкой в скважину рабочей жидкости под большим давлением с помощью поршневых насосных агрегатов. Вначале в скважину закачивают жидкость разрыва и проводят опробование пластов на приемистость и устанавливают возможность образования трещин в пласте. После этого, не снижая темпа закачки, с помощью второго агрегата в скважину закачивают жидкость-песконоситель. После того как в скважину вместе с жидкостью закачают необходимое количество песка, включают насосный агрегат для подачи в скважину продавочной жидкости, с помощью которой вдавливают частицы песка в об2азовавшиеся трещины пласта.

рГермокислотную обработку скважин применяют на месторождениях нефтей с большим содержанием парафина. В этом случае перед кислотной обработкой скважину промывают горячей нефтью или призабойную зону пласта прогревают каким-либо нагревателем для рас-плавленкя осадков парафинистых отложений. Сразу после этого проводят кислотную обработку.

Термохимическая обработка скважины связана с размещением на забое скважины термореактора - перфорированной трубы, которую предварительно заполняют прутками магния. Затем в термореактор с поверхности подают кислотный раствор. Кислота вступает с магнием в экзотермическую реакцию. Нагрев призабойной зоны пласта способствует лучшему проникновению кислоты в поры и трещины пласта. Применяют также внутрипластовую термохимическую обработку, когда при гидроразрыве пласта вместе с жидкостью-песконосителем в трещины и поры пласта закачивают порошок магния. При последующей кислотной обработке экзотермические реакции кислоты с магнием происходят непосредственно в трещинах пласта, а непрореагировав-шая кислота способствует расширению пор и трещин в пласте.

МЕТОДЫ ДОБЫЧИ ГАЗА И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА

В зависимости от состава продукции, получаемой из газовых скважин, газовые месторождения разделяют на две группы: чисто газовые месторождения и газоконденсатные месторождения. На газовых месторождениях из скважин поступает чистый газ (именуемый в дальнейшем природный газ) вместе с небольшим количеством влаги и твердыми частицами механических примесей. Природный газ состоит в основном из легкого углеводорода - метана (94-98 %), не конденсирующегося при изменении пластового давления. Чисто газовые месторождения встречаются редко. Примерами чисто газовых месторождений являются Северо-Ставропольское, Уренгойское и Медвежье (в сеноманских отложениях)В состав газоконденсатных месторождений входит не только легкий углеводород парафинового ряда, метан, но и более тяжелые углеводороды этого ряда (от пентана и далее). При этом содержание метана в газе снижается до 70-90 % по объему. Более тяжелые, чем метан, углеводороды при изменении пластового давления переходят в жидкое состояние (конденсируются), образуя так называемый конденсат. Вместе с газом и конденсатом с забоя скважин поступает вода и твердые частицы механических примесей. На ряде отечественных (Оренбургское, Астраханское газоконденсатные месторождения) и зарубежных (например. Лакское во Франции) месторождений газы содержат достаточно большое количество сероводорода и углекислого газа (до 25 % по объему), Такие газы называются кислыми. Кроме того, на ряде местор(5ждений вместе с газом из скважин поступает достаточно большое количество ценных инертных газов (в основном гелия) -tttiisj

Основной метод добычи rnaajui газового конденсата - фонтанный, так как газ в продуктивном пласте обладает достаточно большой энергией, обеспечивающей его перемещение по капиллярным каналам пласта к забоям газовых скважин. Как и при фонтанном способе добычи нефти, газ поступает к устью скважины по колонне фонтанных труб.

Следует отметить, что добычу газа ведут из одного продуктивного пласта (однопластовые месторождения) и из двух и более пластов {многопластовые месторождения).

Для обеспечения нормальных условий эксплуатации газовых скважин и обеспечения оптимального дебита этих скважин большое значение имеет выбор оптимального диаметра фонтанных труб. Оптимальный диаметр фонтанных труб определяют исходя из двух критериев: максимального выноса с забоя скважины на поверхность твердых и жидких примесей газа и минимума потерь давления в трубах при заданном дебите газовой скважины. Вынос твердых частиц с забоя скважины с потоком газа обеспечивается в том случае, если скорость вос-