Посмотрите также другие разделы нашего сайта!!!

Литература
много книг по нефти и газу

Программы нефтегазового комплекса

Медиафайлы про нефть

Анекдоты про нефтяников

Знакомства для буровиков

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

ВНИМАНИЕ

В текстах книг представленных на сайте в интернет формате очень много ошибок, не читаются рисунки, графики разбиты, это связанно с некачественной перекодировкой конвекторов из PDF формата и HTML.

Если Вам необходимы качественный текст с рисунками и графиками - то скачиваите книги с нашего сайта в формате PDF.

ссылка для скачивания книги или главы в формате PDF находится внизу страницы.

анекдоты

программы

истории

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ

ПРОЦЕССОВ В ОСВОЕНИИ СКВАЖИН

С ПРИМЕНЕНИЕМ ГАЗООБРАЗНЫХ ВЕЩЕСТВ

В нефтяной промышленности успешно развиваются технологические процессы, связанные с использованием газообразных веществ, в частности азота, природного газа и воздуха. Применение газообразных веществ и их смесей с жидкостями позволяет создавать новые технологии, совершенствовать и интенсифицировать известные методы. Высокая эффективность новых и усовершенствованных технологий с использованием азота обусловлена его физико-химическими свойствами и влиянием на гидродинамические условия процессов. Газообразный азот, используемый в нефтяной промышленности, взрывобезопасный, химически малоактивный, нетоксичный. Круг задач, решаемый в нефтепромысловой практике с использованием азота, весьма широкий и разнообразный. Ниже будут рассмотрены особенности и преимущества технологических процессов вызова притока из пластов после вскрытия, азотогидропескоструйной перфорации, термообработки и кислотной обработки скважин с применением азота, описан опыт их внедрения.

Жидкий азот получают при разделении воздуха путем низкотемпературной ректификации. Производительность установок для разделения воздуха составляет 0,2-1,6 т/ч жидкого азота. Имеются также небольшие (массой 5 т) стационарные установки по производству жидкого азота производительностью 0,055 т/ч.

Перевозку жидкого азота от места производства до нефтепромыслов можно также осуществлять изотермическими цистернами объемом около 25 м3 железнодорожным транспортом или цистернами типа ТРЖК (ЦТК) объемом 3-7 м3 автотранспортом. Слив и складирование жидкого азота осуществляют в цистерны вместимостью 25-100 т.

Физико-химические свойства азота. Газообразный азот бесцветен, не обладает запахом и вкусом, не токсичен, масса 1 м3 газообразного азота при нормальных условиях составляет 1,25 кг.

При температуре -195,8 С газообразный азот превращается в бесцветную подвижную жидкость плотностью 808 кг/м3, а при дальнейшем охлаждении - в твердую массу с температурой плавления -209,9 С. Теплота парообразования азота равна 199,3 Дж/г. При испарении 1 м3 жидкого азота получаем 702,5 м3 газообразного азота при 20 С и давлении 0,1 МПа.

При температуре tKp = -147 С и давлении ркр = 3,35 МПа азот обладает плотностью 311 кг/м3 и находится в критическом состоянии.

Газообразный азот слабо растворим в нефти и воде.

Растворимость азота в нефти Битковского месторождения (рн = = 850 кг/м3), по данным исследования на установке УГР-3, приведена в табл. 9.1.

265

Таблица 9.1 Растворимость азота в нефти

Давление,
Растворимость(м3 температуре,
/м3) при
"С

МПа
23,5
50,5
88

10 20 30 40
18,0 33,2 47,0 57,1
17,0 29,6 40,5 49,2
20,4 31,0 45,0 55,2

Таблица 9.2 Растворимость азота в воде

Давление, Растворимость (м3/м3) при температуре, С МПа

0,1

2,5

5,0 10,0 20,0 30,0 50,0

25
50
75
100

0,014
0,011
0,009
0,009

0,348
0,273
0,254
0,256

0,674
0,533
0,494
0,516

1,264
1,011
0,946
0,986

2,257
1,830
1,732
1,822

3,061
2,534
2,413
2,546

4,141
3,720
3,583
3,800

Как видно из таблицы, растворимость с изменением температуры меняется незначительно.

В воде азот растворяется значительно хуже. Растворимость азота в воде приведена в табл. 9.2.

При давлении до 30 МПа сжатие азота происходит практически без отклонений от законов идеальных газов и изменение объема описывается зависимостью

.. Vt-273,2ft

(9.1)

где V0, р0 - объем и давление в нормальных условиях; Vt, pt - объем и давление в данных условиях; t - температура.

Вязкость и динамическое напряжение сдвига нефти с растворенным азотом снижаются. Азот, закачанный в скважины, сохраняет газообразное состояние, что обусловлено его критическими параметрами. Поскольку плотность газа азота составляет 1,25 кг/м3, следовательно, он тяжелее углеводородных газов и при закачке в скважины будет находиться в нижней части ствола. В присутствии азота повышается давление насыщения нефти углеводородными газами.

Фильтрация азотожидкостных смесей через пористую среду проходит при более высоких давлениях, чем фильтрация жидкости.

Смесь азота с воздухом, содержащая менее 5 % кислорода, предотвращает возникновение взрыва при закачке в нефтяные скважины.

9.1. УСТАНОВКИ ДЛЯ ТРАНСПОРТА И НАГНЕТАНИЯ АЗОТА В СКВАЖИНЫ

Для транспорта жидкого азота к скважинам используют азотные газифика-ционные установки. Из выпускаемых отечественной промышленностью установок наилучшими параметрами применительно к нефтегазодобывающей промышленности обладает установка АГУ-6000-500/200 или то же АГУ-8К (далее - АГУ), показанная на рис. 9.1.

266

Рис. 9.1. Азотная газификащюнная установка

Установка АГУ состоит из автомашины КРАЗ-219-Б, резервуара ТРЖК-5, резервуара погружного насоса KB 6101 или ТРЖК-7, погружного насоса жидкого азота НЖК-29М или НСГ-500/200, испарителя.

Завод-поставщик гарантирует нормальную работу установки с учетом использования запасных частей в течение 5000 ч.

Резервуар ТРЖК-5 включает сосуд для жидкого азота с арматурой и кожух. Пространство между кожухом и сосудом заполнено порошковым аэрогелем и отвакуумировано. Для увеличения вакуума применяется цеолит.

Сосуд выполнен сварным из листовой стали Х18Н9Т. В нижней части резервуара установлены испарители, изготовленные, как и все элементы обвязки, из стали Х18Н10Т.

Объем сосуда составляет 5600 л, максимальное рабочее давление -0,25 МПа. При хранении (при температуре 20 С и давлении 0,1 МПа) испаряется 1,75 кг/ч жидкого азота. С учетом потерь и остатка одна установка АГК-8К вырабатывает 3500 м3 газообразного азота.

Резервуар погружного насоса KB 6101 выполнен аналогичным образом и отличается от резервуара ТРЖК-5 лишь размерами.

Для перекачки сжиженного азота из резервуара под давлением предназначен насос НЖК-29М или 12НСГ 500-200. Подача насоса по жидкому азоту составляет 500 л/ч при давлении нагнетания 22 МПа. Насос приводится в движение электродвигателем мощностью 13 кВт через редуктор.

Газификация подаваемого насосом жидкого азота осуществляется в испарителе. Испаритель состоит из змеевика, выполненного из латунной трубки и заключенного в наполненный водой алюминиевый кожух. Для уменьшения потерь теплоты в окружающую среду кожух термоизолирован. Для нагрева воды в испарителе используются девять трубчатых электронагревателей мощностью по 6 кВт, напряжением 220 В.

Полная мощность, потребляемая одной установкой, составляет 68 кВт.

Для проведения промысловых работ обычно используются две установки. Питание их осуществляется от сети потребителя или от передвижной электростанции мощностью 200 кВт.

267

9.2. ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН АЗОТОМ

9.2.1. О ПРИМЕНЕНИИ ГАЗООБРАЗНЫХ АГЕНТОВ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН

Применение газообразных агентов - наиболее перспективное направление развития методов снижения уровня в скважинах. При этом способе освоения обеспечиваются простота и надежность контроля и регулирования процесса в широких пределах расходов и давлений. Газообразные агенты могут обеспечить быстрое опорожнение глубоких скважин, быстрое и резкое или медленное и плавное снижение давления в скважине, дренирование пласта с подпиткой сжатым газом для обеспечения фонтанирования и др.

Сначала повсеместно применяли в качестве газообразных агентов воздух. Однако практикой освоения и исследования скважин выявлены серьезные недостатки при использовании передвижных воздушных компрессоров. Закачка воздуха в скважину с помощью последних часто приводит к взрывам, которые, как правило, сопровождаются травмированием людей, создают условия для открытого фонтанирования скважин, причиняют значительный материальный ущерб народному хозяйству. После аварий многие скважины обычно ликвидируются из-за невозможности их восстановления.

При восстановительных работах или при ликвидации скважины не достигается качественная изоляция продуктивных пластов и горизонтов с питьевыми водами, а также в целом всего разреза из-за невозможности проведения необходимого объема работ в разрушенном стволе скважины.

Аварии при освоении нефтяных скважин, связанные с вызовом притока из них с помощью воздушных компрессоров, произошли в объединениях “Татнефть”, “Башнефть", “Укрнефть”, "Куйбышевнефть” и "Туркмен-нефть", причем менее 20 % их возникло из-за воспламенения газовоздушной смеси от механической искры и открытого огня.

Основные причины аварий - нарушение технологии работ (закрытие скважины со сжатым воздухом на длительное время и последующий спуск или подъем глубинных приборов в ней, зажигание факела при продувке скважины воздухом); 30 % аварий - результат выпуска газовоздушной смеси из скважины в атмосферу или перепуска ее из скважины в замкнутую полость в устьевом оборудовании (лубрикатор, манифольдная линия) от разряда статического электричества и ударной волны сжатия. Они возникали также в связи с нарушением технологии вызова притока -закрытия скважины со сжатым воздухом на длительное время, приводящего к образованию взрывчатой смеси в больших объемах и под высоким давлением.

Для устранения этой группы аварий необходимо сразу же после окончания закачки удалить воздух из скважины. Поскольку определенное количество взрывчатой смеси образуется в процессе закачки воздуха, удалять ее из скважины следует через специальное устройство с целью исключения возможности воспламенения от разряда статического электричества, ударного сжатия и открытого огня.

Более 50 % аварий происходило в процессе закачки воздуха в скважину в результате самовозгорания нагаромасляных отложений в коммуникациях компрессора, а также самовозгорания пирофорных соединений сульфидов железа в оборудовании скважины.

268

Образование нагаромасляных отложений и их самовозгорание обусловливаются применением некачественного компрессорного масла, нарушением правил эксплуатации и обслуживания компрессоров, а также недостатками самих компрессоров (отсутствие холодильника и маслоотделителя после четвертой ступени сжатия). В связи с этим практически полное устранение этой группы аварий не представляется возможным. В скважинах, в которых вследствие сероводородной коррозии образуются пирофорные отложения, опасность взрыва при обработке компрессором еще более усугубляется.

Следовательно, применение способа вызова притока жидкости из нефтяных скважин с помощью передвижных воздушных компрессоров не отвечает требованиям охраны труда и охраны природы. Отсюда возникает необходимость отказаться от этого способа и перейти к безопасным методам вызова притока жидкости с использованием в качестве рабочего агента инертных газов, в частности азота. До внедрения безопасных способов освоения скважин с помощью инертных газов можно допустить освоение воздушной пеной с использованием передвижного компрессора.

Опыт объединения “Укрнефть” показывает, что технические и технологические вопросы, связанные с переходом на освоение скважин с помощью азота, в принципе решены. В качестве транспортного и технологического оборудования предложена выпускаемая Одесским заводом установка АГУ-8К, применяемая в химической промышленности для транспортировки и газификации жидкого азота.

Применение азотных газификационных установок предусматривается при освоении скважин, содержащих сероводород, в условиях малопроницаемых коллекторов и низких пластовых давлений, в зоне влияния подземного горения и других случаях, где существующие методы освоения малоэффективны и не обеспечивают взрывобезопасности работ, а также при освоении скважин в суровых климатических условиях при температуре окружающего воздуха - 30 и + 50 С.

Технология вызова притока нефти и газа из пласта с использованием передвижных азотных газификационных установок заключается в том, что газообразный азот или газированная им жидкость (пена) нагнетаются в скважину и замещают находящуюся в ней жидкость (буровой раствор, воду или нефть). В результате регулирования плотности закачиваемой в скважину системы и использования упругих свойств газа и пены по мере их удаления из скважины противодавление на пласт можно снизить в необходимых пределах.

Область применения различных азотосодержащих циркуляционных агрегатов (газообразного азота, газированной им жидкости - пены) для вызова притока нефти и газа из пласта зависит от геолого-технических и других условий освоения скважин.

Для создания глубоких депрессий на пласт, вплоть до осушения глубоких скважин (если это допустимо), при плавном темпе снижения забойного давления целесообразно комбинированное применение азотосодержащих систем: последовательная в один цикл и более промывка скважин газированной азотом жидкостью (пеной), которая при необходимости может быть вытеснена из скважины азотом.

269

9.2.2. ПОДГОТОВКА ОБОРУДОВАНИЯ И МАТЕРИАЛОВ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН АЗОТОМ

Оборудование позволяет осуществить газификацию на скважине жидкого азота, приготовление и нагнетание в скважину газообразного азота и газированных азотом жидкостей (пен) для вызова притока флюида из пласта.

Схема обвязки наземного оборудования для вызова притока из пласта путем вытеснения жидкости из скважины газообразным азотом показана на рис. 9.2, а для вызова притока из пласта с использованием газированной азотом жидкости (пены) - на рис. 9.3.

Перед началом процесса необходимо оборудовать устье скважины фонтанной арматурой и обвязать с нефтесборным коллектором.

Перед закачиванием рабочего агента (газообразного азота, пены) устье скважины обвязать с азотными установками таким образом, чтобы обеспечивалась возможность нагнетания рабочего агента в трубное и межтрубное пространства и одновременно выход жидкости из межтрубного и трубного пространств скважины. Обвязку эжектора осуществить так, чтобы его боковой патрубок с обратным клапаном был направлен вертикально вниз.

У задвижек фонтанной арматуры 15 (см. рис. 9.2) и 22 (см. рис. 9.3) установить регулируемые штуцеры диаметрами от 8 до 16 мм.

Конец линии 7 вентиля делителя расхода 8 (см. рис. 9.3) опустить до дна каждого отсека мерной емкости насосного агрегата (для исключения вспенивания жидкости) и закрепить. Площадь проходного сечения вентиля (вентилей) делителя расхода 8 должна составлять 0,8-1,5 см2.

Опрессовать все напорные трубопроводы обвязки наземного оборудования на полуторакратное давление от ожидаемого максимального рабочего давления гидравлическим способом. Газовые линии опрессовать газообразным азотом на максимальное давление газификационной установки. Результаты опрессовок оформить актом.

Рис. 9.2. Схема обвязки оборудования и устья скважины при вызове притока путем вытеснения жидкости из скважины газообразным азотом:

/ - азотная газификационная установка АГУ-8К; 2 - электростанция; 3 - газопровод (шланги высокого давления); 4 - обратный клапан; 5 - узел подключения азотных газификационных установок к скважине (“гребенка”); 6 - заглушка на резервном входе “гребенки"; 7 - нагнетательная линия для подачи газа в скважину; 8 - манометр; 9 - тройник для подключения нагнетательной линии к трубному пространству; 10, 11, 13, 14 - 17 - задвижки фонтанной арматуры; 12 - крестовина; 18 - выкидной трубопровод для подачи жидкости и пены из скважины в накопительную емкость; 19 - нефтесборный коллектор; 20 - накопительная емкость; 21 - якорь стопорный для закрепления выкидной линии 18; 22 - пробоотборный кран

270

Рис. 9.3. Схема обвязки оборудования и устья скважины при вызове притока с применением газированной жидкости (пены):

/ - азотная газификационная установка; 2 - электростанция; 3 - газопровод (шланги высокого давления); 4 - обратный клапан; 5 - узел подключения газификационных установок к скважине (“гребенка"); 6 - насосный агрегат; 7 - трубопровод для сброса жидкости в емкость насосного агрегата (опускается до дна мерной емкости); 8 - вентиль или блок вентилей для регулирования расхода пенообразующей жидкости (делитель расхода); 9 - тройник; 10 - фильтр; //, 16, 31 - манометры; 12 - запорное устройство для отключения линии, подключенной к насосному агрегату; 13 - штуцер; 14 - смеситель жидкой и газообразных фаз (тройник, аэратор или эжектор); 15 - тройник для подключения нагнетательной линии к трубному пространству скважины; 17 - заглушка на резервном входе-“гребенке"; 18 - 22, 24, 25 - задвижки фонтанной арматуры; 23 - крестовина; 26 - выкидной трубопровод для подачи жидкости и пены из скважины в накопительную емкость; 27 - нефтесборный коллектор; 28 - накопительная емкость; 29 - якорь стопорный для закрепления выкидной линии 26; 30 - пробоотборный кран

Обеспечить наличие на скважине жидкого азота (4,2-8,4 т), а при использовании газированной жидкости (пены) - расчетные количества технической воды и ПАВ. Пенообразующую жидкость следует приготовлять в свободном отсеке мерной емкости цементировочного агрегата непосредственно в процессе закачивания газированной азотом жидкости (пены) в скважину.

Возможен вариант заблаговременного приготовления пенообразующей жидкости в передвижной емкости или в автоцистерне.

На 1 м3 воды необходимо добавлять от 3 до 7 кг (в перерасчете на активное вещество) сульфанола, ОП-10 или других ПАВ.

Количество добавления ПАВ к воде зависит от ее солевого состава, качества ПАВ и может быть уточнено экспериментальным путем. Для этого в лабораторных условиях по методике ВНИИ следует определить зависимость устойчивости пены от концентрации ПАВ, изменяя последнюю в пределах от 0,05 до 1,00 % (по объемной доле) по активному веществу, и принять такое минимальное значение концентрации, при котором устойчивость пены составляет не менее 95 % от максимально возможной.

9.2.3. РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИНЫ АЗОТОМ

Ввиду ограниченного запаса газообразного азота в цистернах АГУ при освоении скважин особенно остро ставится вопрос о его экономном расходовании. До начала освоения с целью обоснования процесса требуется определение основных параметров освоения - необходимого объема азота, длительности освоения, давления закачки на устье, предельной глубины спуска лифта, при которой возможно освоение газообразным азотом при располагаемом рабочем давлении азотных установок и др.

271

Необходимый объем газообразного азота для вытеснения жидкости в скважине, заполненной до устья, определяют по следующим зависимостям при условии закачки:

в лифт

V0л = 8,\d„Hp --------'------; (9.2)

273, 2 + tcp

в затрубное пространство

лГЭ ?\ 273,2 -. _ч

V = 8,1(D - d)Hp ----------------, (У.о)

273, 2 + tcp

гДе Vол> Vоз ~~ объем газообразного азота, м3; c - глубина спуска лифта (НКТ), м; d0, dB - соответственно внутренний и внешний диаметры подъемных труб, м; D - внутренний диаметр обсадной колонны, м; рср - среднее давление в полости скважины, заполняемой газом, МПа,

pср = (ру + Рв)/2; (9.4)

р6 и р - давление закачиваемого азота соответственно у башмака лифта и на устье, МПа,

р6 = cрж-1СГ5; (9.5)

pа pу =--------------, (9.6)

1,2-10 „

е Hр

рж - плотность жидкости, находящейся в скважине, кг/см3; c - глубина спуска лифта, м; ра - относительная плотность азота по сравнению с плотностью воздуха, ра = 0,97.

Продолжительность процесса определяется по формуле

X 2Vn

T =-------, (9.7)

60qа

где i - длительность работы, ч; V0 - суммарная производительность азотных установок, участвующих в работе; 1, 2- коэффициент, учитывающий подготовительные работы и остановки; qа - расход азота при закачке в скважину, м3/мин.

Длительность освоения скважины превышает длительность закачки азота в лифт. Соответственно увеличится объем рабочего агента на величину

Vд = 60qгiд (9.8)

(iд = 2+6 ч по опыту освоения скважин на Битковском месторождении).

Полное потребное для освоения скважины количество газообразного азота

Vu = V0(л, затр) + Vд. (9.9)

Предельное снижение уровня при вызове притока путем вытеснения жидкости из скважины газообразным азотом составляет:

2700 м, если скважина была заполнена водой;

3300 м, если скважина была заполнена нефтью (плотностью 850 кг/м3).

Наиболее целесообразная технология освоения скважин глубиной от 2000 до 5000 мм - газированными азотом системами (пеной).

272

9.2.4. ТЕХНОЛОГИЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН АЗОТОМ

Технология включает работы по вызову притока из пласта и может применяться в следующих случаях:

при освоении скважин, содержащих сероводород;

при освоении скважин в зоне влияния подземного горения;

при проведении работ в зимний период в условиях низких температур окружающего воздуха.

Для определения рабочих параметров при замене жидкости в скважине на газообразный азот служат номограммы, приведенные на рис. 9.4 и 9.5. Пользуясь номограммами, можно определить необходимый объем газообразного азота VT, максимальное устьевое (продавочное) давление р и продолжительность операций i от начала закачивания азота до первого пролета его через башмак лифта или до полного осушения скважины (если это необходимо и возможно) при заданных глубине скважины c, плотности жидкое -

Рис. 9.4. Номограмма для расчета процесса по вызову притока из пласта газообразным азотом (Рж = 850 кг/м3):

р , р6 - соответственно давление на устье и у башмака лифта при нагнетании азота в скважину, МПа; рщ - среднее давление в скважине, заполненной азотом, МПа; А, A - закачивание соответственно в межтрубное пространство и лифт; dл = 73 мм; Dк = 146 мм

Номер кривой на рисунке......... / 2 3 4

Способ закачивания................. А A

qа> НМ

6

12 6

12

273

Рис. 9.5. Номограмма для расчета процесса по вызову притока из пласта газообразным азотом (Рж = 1000 п/Л

Условные обозначения см. рис. 9.4

ти в скважине рж, темпе нагнетания азота да и выбранном варианте закачи-вания (в трубы или межтрубное пространство).

Построение номограмм проведено для скважин, оборудованных 146-мм эксплуатационной колонной и 73-мм НКТ при различной глубине их спуска. Температура на устье скважин принята 10 °С, градиент ее изменения со-ставляет 2,3 °С на 100 м глубины. Расход газа принят равным 6 и 12 нм3/мин.

Порядок пользования номограммами указан стрелками.

Так, в случае применения двух установок АГУ-8К (да = 12 нм3/мин) для освоения скважины, заполненной до устья жидкостью плотностью 1000 кг/м3, к моменту прорыва газа через башмак лифта (при Н = 3000 м) необ-ходимо осуществить закачивание (см. рис. 9.5) 2,1 тыс. нм3 азота в лифт (при прямой промывке) или 5,5 тыс. нм3 азота в межтрубное пространство при обратной промывке. Длительность нагнетания при работе двух установок АГУ-8К составляет 3 и 8,2 ч соответственно. Ожидаемое устьевое давление составляет 21,8 МПа.

Объем газа, установленный по номограмме, должен быть увеличен на

274

значение, необходимое для дренирования пласта в начальной стадии вызова притока. Этот дополнительный объем газа Vд определяется из равенства (9.8).

При пользовании номограммами решаются обратные задачи. Нап-ример, можно определить предельную глубину освоения по располагаемому объему азота и др.

Перед проведением работ по вызову притока спустить в скважину колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) до забоя и промыть скважину. Затем приподнять НКТ и установить башмак на 5-10 м выше интервала перфорации.

После оборудования устья приступить к замене жидкости в скважине на газообразный азот.

Порядок выполнения операций следующий.

Открыть устьевые задвижки //, 13, 15 и закрыть задвижки 10, 14, 16, 17 (см. рис. 9.2).

С помощью газификационных установок / по шлангам высокого давления 3 через обратные клапаны 4 осуществить подачу газообразного азота в межтрубное пространство скважины через "гребенку" 5, нагнетательную линию 7 и тройник 9. Вытесняемая газообразным азотом и выходящая из скважины жидкость по выкидной линии 18 должна поступать в накопительную емкость 20.

Нагнетание в скважину газообразного азота следует осуществлять в расчетном объеме, не превышая максимального рабочего давления газификационных установок. При необходимости снижения продавочного давления в скважину следует закачать порцию воды, обработанной ПАВ, или нефти.

Контроль за процессом закачивания газообразного азота в скважину вести по показаниям манометра 8 на нагнетательной линии 7 и на щитах управления газификационных установок.

По мере нагнетания газообразного азота в скважину давление в затрубном пространстве повышается вплоть до момента прорыва (пролета) газа через башмак НКТ, после чего оно начинает резко уменьшаться.

Во избежание выброса жидкости и газообразного азота на выкиде скважины 18 необходимо регулировать противодавление в трубном пространстве скважины с помощью задвижки 15, оборудованной штуцером.

Подачу газообразного азота в скважину (при отсутствии притока) вести в количестве, необходимом для создания максимально возможной депрессии на пласт, после чего закрыть задвижку / / и при открытых задвижках 15, 16 на выкиде поставить скважину на ожидание притока на период до 48 ч с прослеживанием уровня жидкости в скважине.

При появлении даже незначительных признаков нефти или нефтяного газа продолжить вызов притока для очистки призабойной зоны пласта, затем закрыть трубное и межтрубное пространство скважины и следить за подъемом давления на устье.

При повышении давления на буфере до величины, достаточной для работы скважины, в системе сбора закрыть задвижки 15, 16, отсоединить трубопровод 18, поставить на место его подключения заглушку и открыть задвижки 15, 17, направив продукцию скважины в нефтесборный коллектор 19.

275

9.2.5. ТЕХНОЛОГИЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН ГАЗИРОВАННОЙ АЗОТОМ ЖИДКОСТЬЮ (ПЕНОЙ)

Технология предназначена для вызова притока нефти и газа из пласта и должна применяться для создания глубоких депрессий на пласт при плавном темпе снижения забойного давления и с целью экономии азота.

Выбор режима освоения. Для определения рабочих параметров при замене жидкости в скважине на пену с последующим ее самоизливом, независимо от диаметров обсадной колонны и лифта, служат номограммы, приведенные на рис. 9.6.

Пользуясь номограммами, можно определить необходимую степень газификации а, объем газообразного азота VT и максимальное устьевое (продавочное) давление р тах, обеспечивающие требуемое забойное давление р3 при заданных глубине скважины c и плотности жидкости в скважине рж = 1000 кг/м.

Необходимый объем газообразного азота определяется из равенства

VT= \VT\ Vc, (9.10)

где | VT | - относительный объем газообразного азота, который определяется по номограмме; Vс - объем пространства скважины, в которое производится нагнетание пены, м3.

Рис. 9.6. Номограммы для расчета процесса вызова притока из пласта с применением пены с последующим ее самоизливом из скважины (рж = 1000 кг/м3): I - относительный объем газа |Vr|; II - степень газификации а; III - максимальное устьевое давление ру тах; /, 2, 3, 4, 5, 6 - глубина осваиваемой скважины соответственно 1000, 2000, 3000, 4000, 5000, 6000 м; V - забойное давление; а, ]УГ| _ безразмерные величины

276

Требуемый объем пенообразующей жидкости определяется по зависимости

Уж = \VT\Vt/a, (9.11)

где | VT | , а- известны из номограммы (см. рис. 9.6).

Например, при Н = 3000 м, рж = 1000 кг/м3 и р3 = 15,0 МПа значения а> Pymax» I VT\ соответственно составляют 28; 4,8 МПа и 22.

Отсюда согласно формулам (9.10) и (9.11):

VT = 22УС (нм3); Уж = 22Ус/28 (м3).

Для определения рабочих параметров при замене жидкости в скважине пеной с ее самоизливом и последующим "осушением" скважины газообразным азотом, независимо от диаметра колонны и лифта, служат номограммы, приведенные на рис. 9.7 и 9.8.

Пользуясь номограммами, можно определить требуемый (минимальный) объем газа VT, в том числе для приготовления пены Vux, необходимую степень газификации а и максимальное продавочное давление на устье ру тах, обеспечивающие забойное давление р3 при заданных глубине скважины Н,

Рис. 9.7. Номограмма для расчета процесса вызова притока из пласта пеной с самоизливом и последующим осушением скважины газообразным азотом:

7 - минимально необходимый относительный объем газа |Vr|; 77 - степень газификации а; 77/ - относительный объем газа для приготовления пены |VnjJ; / (/', /"), 2 (2', 2"), 3 (3', 3"), 4 (4', 4") - плотности жидкости в скважине соответственно 800, 900, 1000, 1100 кг/см3; a, |Vr|, |УПЖ| _ безразмерные величины

Рис. 9.8. Номограммы для расчета процесса вызова притока из пласта пеной с ее самоизливом и последующим осушением скважины газообразным азотом:

/ - максимальное устьевое давление р ; 77 - забойное давление ps; 1 (/'), 2 (21, 3 (3'), 4 (4') - плотности жидкости в скважине соответственно 800, 900, 1000, 1100 кг/м3

277

плотности жидкости в скважине рж и условии минимизации объема используемого азота ввиду ограниченных возможностей азотных установок по запасу жидкого азота.

Объем пенообразующей жидкости определяется из уравнения

Vж = |Vж|Vс/а, (9.12)

где значения | Vж\ , а известны из номограммы (см. рис. 9.7).

После оборудования устья приступить к промывке скважины пеной. Открыть задвижки 12, 18, 19, 22, закрыть задвижки 20, 21, 24, 25 (см. рис. 9.3). С помощью цементировочного агрегата 6 и азотных газификационных установок произвести приготовление и нагнетание газированной жидкости (пены) в межтрубное пространство скважины по нагнетательной линии 15, обвязанной с фонтанной арматурой.

Требуемая степень газификации а достигается за счет регулирования подачи пенообразующей жидкости в смеситель 14 с помощью делителя расхода жидкости 8 при неизменном расходе газа, также подаваемого в смеситель 14.

Например, изменение расхода пенообразующей жидкости от 1 до 4 л/с при постоянной подаче азота 200 л/с, что соответствует одновременной работе двух установок АГУ-8К, обеспечивает регулирование а от 50 до 200.

Пенообразующая жидкость подается агрегатом 6 в смеситель 14 через делитель расхода 8, фильтр 10 и обратный клапан 4. Азот подается в смеситель 14 по газовым линиям 3 через обратные клапаны 4.

Заданный расход пенообразующей жидкости обеспечивается путем поддержания постоянным определенного перепада давления на штуцере 13 посредством регулирования степени открытия вентиля (вентилей) делителя расхода 8.

Контроль за перепадом давления на штуцере 13 осуществляется по манометрам //, 31, а за расходом жидкости - по изменению ее уровня в емкости насосного агрегата 6, куда сбрасывается избыток жидкости по линии 7.

Регулирование соотношения подаваемых в скважины количеств азота и жидкости следует осуществлять таким образом, чтобы исключалось образование газовых пробок в скважине и резкое колебание давления при нагнетании смеси в скважину.

Вытесняемая газированной жидкостью (пеной) и выходящая из скважины жидкость по выкидной линии 26 поступает в накопительную емкость 28.

Контроль за процессом закачивания газированной азотом жидкости (пены) следует вести по показаниям манометров //, 31, 16, манометров на щитах управления газификационных установок / и на насосе цементировочного агрегата 6.

По мере нагнетания газированной азотом жидкости (пены) в скважину давление в затрубном пространстве повышается вплоть до момента прорыва пены через башмак лифта, после чего оно начинает уменьшаться.

После первого прохождения пены через башмак лифта необходимо уменьшить подачу пенообразующей жидкости и вести промывку скважины при повышенной степени газификации или приступить к осушению скважины газообразным азотом.

При использовании аэратора или тройника в качестве смесителя давление пенообразующей жидкости, подаваемой в смеситель 14 насосным агрегатом 6 (см. рис. 9.3), не должно превышать предельно максимального дав-

278

ления, развиваемого азотной газификационной установкой /, с учетом прочности эксплуатационной колонны и устьевой арматуры.

Если это условие не выполняется, то следует вместо аэратора использовать эжектор.

Для обеспечения устойчивой работы эжектора в процессе нагнетания пены необходимо поддерживать давление жидкости на входе в сопло эжектора не менее чем в 1,5-2 раза выше давления, получаемого на выходе эжектора или на устье скважины.

Давление газа на выкиде азотных установок в процессе нагнетания газированной жидкости (пены) должно постепенно возрастать. В случае повышения давления газа до величины, максимально допустимой для АГУ-8К или эксплуатационной колонны, следует кратковременно, на 2-3 мин, остановить подачу газообразного азота, продолжая закачивание жидкости насосным агрегатом для снижения давления нагнетания.

После окончания промывки скважины пеной закрыть задвижку 18, открыть задвижку 24 и осуществить в течение не менее 1,5 ч самоизлив пены одновременно из трубного и межтрубного пространств скважины по трубопроводу 26 в накопительную емкость 28.

При отсутствии признаков притока нефти и газа после самоизлива пены в течение первых 1,5 ч необходимо продолжить самоизлив до его окончания. При отсутствии притока также следует поставить скважину на ожидание притока на период до 48 ч с прослеживанием уровня в скважине.

При наличии притока нефти и газа закрыть задвижки 22, 24, отсоединить трубопровод 26, установить на место его подключения заглушку и открыть задвижки 22, 25, направив продукцию скважины в нефтесборный коллектор 27.

Величина создаваемой депрессии на забое не должна превышать предельно допустимых значений, определяемых геолого-техническими условиями и расчетом на прочность обсадной колонны на смятие наружным давлением.

9.2.6. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН АЗОТОМ

Для решения практических задач по выбору рациональной технологии освоения скважин проведены измерения затрубного, буферного и забойного давлений при освоении азотом ряда скважин.

Характерным для условий Прикарпатья является освоение скв. 615 Бит-ковского месторождения (рис. 9.9). Данные об изменении перепадов давления при освоении представлены в табл. 9.3, а сведения о технологии освоения скважины - в табл. 9.4.

Скв. 615 вскрыла фильтром менилитовые отложения на глубине 2962-3100 м. Дополнительно в интервале 2913-2825 м пласт вскрыт ПКС-105.

Глубинный манометр был опущен на глубину 2835 м, что на 7 м ниже башмака лифта, поэтому р6 = рм. Пластовое давление на глубине 2810 м составляло 22,4 МПа.

При давлении в затрубном пространстве 14,0 МПа (до начала освоения) забойное давление у башмака труб составляло 22,4 МПа, т.е. практически соответствовало пластовому даввлению. Расчетное давление у башмака на глубине спуска лифта равнялось 17,0 МПа. Высота столба нефти в затрубном пространстве достигала 640 м. В этих условиях начали нагнетать в скважину азот с расходом 5,3 м3/мин и нефть с расходом 10-13 л/мин

279

Рис. 9.9. Изменение давлений при освоении скв. 615 Битковского месторождения азотом (закачка в затрубное пространство):

р6, ps„v, ps - соответственно буферное, затрубное и забойное давления, МПа; р^ - давление в линии нагнетания азота длиной около 1,3 км; / - накопление давления, выброс и работа скважины; 2 - слабый выход азота после пролета, вторичное накопление давления азота в затруб-ном пространстве; 3 - выброс и работа; 4,6 - слабый выход газа, естественное накопление давления в затрубном пространстве за счет притока из пласта; 5,7 - выброс и работа скважины; 8 - нагнетание азотно-нефтяной смеси в соотношении 400:1 в течение 150 мин; 9, 11 -нагнетание азота с расходом 5,3 м3/мин; 10 - естественное накопление и выбросы при закрытом затрубном пространстве и открытом лифте (всего закачано в затрубное пространство 2 м3 нефти и 3000 м3)

(закачано 2 м3 нефти). Примерно через 1 ч от начала закачки нагнетательная линия длиной 1,3 км была заполнена азотом, давления в затрубном пространстве и линии выравнялись (14,0 МПа), а затем началось увеличение давления в затрубном пространстве до 15,0 МПа. При р6 = 22,4 МПа начался пролет газа через башмак лифта. Последующие 4 ч происходил выброс жидкости и газа через 8-мм штуцер, сопровождавшийся снижением /?затр до 4,7 МПа и р6 до 6,0 МПа.

Сопоставляя данные об изменении давлений (см. рис. 9.9 и табл. 9.3), можно судить о процессах, происходящих в стволе скважины при освоении. Так, при первом выбросе произошло резкое снижение противодавления на пласт (Ар2 = 16,4 МПа), вызвавшее активный приток в скважину. Вследствие этого на 330 мин с начала освоения скважина перестала подавать продукцию на поверхность. Одновременно наблюдался активный приток жидкости в ствол скважины (270-300 мин), а далее происходило перераспределение жидкости в лифте и в затрубном пространстве (330-360 мин). Это видно по изменению перепада замеряемого и расчетного давлений у башмака (см. табл. 9.3). Расчетная величина гидрозатвора, образованного столбом нефти в затрубном пространстве в конце первого выброса, составила приблизительно 260 м.

Высота столба в затрубном пространстве (м).

h = Ю6(р6 - р'6)/ржд, (9.13)

где р6, р'6 - измеренное и расчетное по (9.5) давления у башмака; рж -плотность жидкости; д - ускорение свободного падения, м/с2.

280

Таблица 9.3

Параметры освоения скв. 615 Битковского месторождения

Время с

Измеренное дав-
Расчетное
Ар. = р. —
Депрессия на пласт

начала процес-
Состояние скважины
ление
Mlla
р6' по зависимости
~ Рв
Ар, = Р„„
- рв, МПа

Рб
Р
по за-
по рас-

са, мин



(9.5)

меру
чету

30
До освоения
22,4
14,0
177,0
0,1
00

220
Первый выброс
6,0
4,7
6,2
-0,2
16,4
16,1

240
То же
6,0
4,5
6,0
0
16,4
16,4

270
"
7,0
4,6
6,2
0,8
15,4
16,2

300
"
8,6
4,8
6,4
22
13,8
16,0

330
Накопление
9,8
6,0
8,0
1,8
12,6
14,4

360
То же
11,0
7,2
9,6
1,4
11,4
12,8

540
Второй выброс
-
6,3
8,5
-
-
13,9

570
То же
-
6,0
8,2
-
-
14,2

1020
Третий выброс
-
4,7
6,3
-
-
16,1

1050
То же
-
5,0
6,7
-
-
15,7

1290
Четвертый выброс и работа скважины
8,5
6,1
8,2
0,3
13,9
14,2

1320

8,6
6,0
8,1
0,4
13,8
14,3

1380

8,0
6,0
8,0
0
14,4
14,4

1500

8,1
6,0
8,1
0
14,3
14,3

Для продавливания столь мощного гидрозатвора при втором выбросе опять пришлось "накопить" в затрубном пространстве 10 МПа, что произошло только через 3 ч после окончания первого выброса. При втором выбросе, характеризующемся снижением /ззатр до 6 МПа и р6 до 8,3 МПа, достигнута несколько меньшая депрессия на пласт (Лр2 = 14,4 МПа). После второго выброса закачка азота была приостановлена. В это время произошло еще два цикла накопления и выброса, но уже за счет естественной пластовой энергии. При третьем выбросе максимальное значение /ззатр составляло 8 МПа, а при пролете оно снизилось до 4,8 МПа. При четвертом выбросе значение /ззатр было равно 7 МПа и снизилось до 6 МПа. Далее скважина фонтанировала еще 5 ч при одновременной подпитке азотом.

Отметим, что в процессе четвертого выброса и при работе скважины, когда режим работы пласта и подъемника был близок к установившемуся, различия между замеренным и расчетным давлениями у башмака практически не наблюдается (см. табл. 9.3).

Скв. 615 была освоена только после трехкратного полного (до башмака лифта) снижения уровня азотом и промежуточного дренирования сжатым газом из промысловой сети высокого давления.

Как видно из приведенных данных, освоение скважины путем закачки азота в затрубное пространство характеризуется большими изменениями давления на забой (> 10 МПа), нерациональным расходованием газа в конце выброса и удлинением срока освоения ввиду необходимости повторного повышения давления для последующих выбросов при втором пролете и т.д. До момента создания депрессии на пласт и отбора первых порций жидкости из него при первом пролете обычно задалживается длительное время, что обусловлено большим объемом затрубного пространства. Это в некоторых случаях недопустимо, например при необходимости немедленного удаления отреа-гированной кислоты в процессе кислотной обработки.

Время, требуемое для начала отбора пластовой жидкости, может быть

281

Таблица 9.4

Данные освоения скважин азотом

Затруб-




Длитель-
Закачанная
жидкость
Режим работы скважины

Номер
Вскрытый
Глубина
ное давление до
Расход
Объем закачан-
Место за-
Давление в на-
ность работы ус-
при аэрации
после освоения



Диа-
Дебит
Газо-

сква-
интервал,
спуска
освое-
азота,
ного азо-
качки азота
чале
тановок/


метр
нефти,
вый

жины
м
лифта, м
ния,
м3/мин
та,

пролета,
в том чис-
Тип
Коли-
штуце-
т/сут
фак-

МПа

тыс. м3

МПа
ле до первого пролета, ч

чество
ра, мм

тор,
м3/т

616
2515-2810
2711*
4,8
12
4,5
Затрубное пространство
17,2
6,2/6,2


Фонтанировала периодически, затем заглохла

615
2825-3100
1816* 1011"
14,0
6
5,04
То же
15,0
14/0,7
Нефть
2
8
2,2
1828

303
3050-3020
3021,9*
1,8
12
7,0
"
17,8
10,4/10,4
"
5
6
5
275

534
1825-2037
239,6** 157,3*
0
12
4,2
Лифт
7,5
8
Дизтоп-ливо
5
6
3,3
2616

582
2258-2325
817* 1205™
2,0
12
3,5

13,0
5


6
1
900

554
1993-2265
1994*
8,6
12
3,0
Затрубное пространство
9,2
4/4


13
5
2080

643
2543-2716
2498,3*
11,5
12
3,2
То же
14,9
4,5/3,5


После пролета скважина заглохла

472
2191-2056
2096*
10,4
6
4,2
"
13,4
6/6
-
-
8 3,7 9218

648
1893-1764,1
1567,5*
3,0
12
3,6
Лифт
13,0
5
-
-
8 2,5 2220

562
2234-2334
2060,6*
0,9
12
2,8
Затрубное пространство
12,0
4/4


После пролета скважина заглохла

562
2234-2334
2060,6*
2,0
6
2,5
Лифт
9,0
7
-
-
10 | 4 | 3100

21МД
2810-2814
2800*
3,0
12
1,6

7,0
2,2/0,25
Вода
14
Скважина закрыта,
ожидает подключения
к выкидной линии
р6 = 2 МПа;
Аш = 21,5 МПа

17М
4480-4500
Диаметр лиф Диаметр лифт
21/2-4470*
та 63,5 мм. а 50,8 мм.
0
12
7,0

20,0
9,5/1,5

15
Скважина после 4-го
пролета проработала
4 ч, затем заглохла

282

Рис. 9.10. Изменение устьевого давления при освоении скв. 534 Битковского месторождения азотом (закачка в лифт)

существенно сокращено, если азот закачивать в лифт. При этом также снижается амплитуда колебаний давления, сокращается непроизводительный расход газа и может быть снижено начальное пусковое давление (например, за счет стравливания газа, накопившегося в затрубном пространстве).

В этом отношении интересен опыт освоения скв. 582, где через 1,6 ч после начала закачки азота в лифт с расходом 12 м3/мин давление увеличилось до 13 МПа, а затем начало плавно снижаться. Через 4 ч после прорыва газа через башмак лифта буферное давление снизилось до 4,1 МПа, а за-трубное при работе на амбар - до 12 МПа. Скважина начала фонтанировать. Подобное плавное снижение давления наблюдалось в скв. 534 (рис. 9.10).

Перед освоением скв. 17 площади Монастырище глинистый раствор заменили на воду. Затем в 63,5-мм лифт, спущенный до глубины 4470 м, закачивали двумя АГУ-8К азотно-водяную смесь при степени аэрации 1:60.

Через 1,5 ч от начала закачки при давлении нагнетания 11,0 МПа начался выброс газированной жидкости из затрубного пространства. Давление нагнетания снизилось до 7,5 МПа. Далее перешли на нагнетание в лифт только азота с расходом 12 м3/мин. При этом наблюдалось трехкратное повышение давления нагнетания до 18-20 МПа и снижение его на 5-3 МПа. После закачки 6800 м3 азота скважина периодически выбрасывала нефть, однако устойчиво не фонтанировала. Периоды нагнетания газа до очередных выбросов жидкости составляли 1,5-2 ч, а длительность выбросов - 20-60 мин.

Таким образом, путем закачки азота в лифт удается снизить колебания забойного давления при освоении и уменьшить непроизводительные потери энергии при пролетах газа через башмак лифта. Измерение колебаний давления на устье скважины и у башмака лифта при освоении дает возможность оценить положение уровней в стволе скважины на различных этапах процесса, полнее описать его и совершенствовать технологию работ.

9.2.7. ОПЫТ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН АЗОТОМ

Первая опытная работа по продувке сжатым азотом выполнена 5 августа 1970 г. в скв. 502 Битковского месторождения при глубине спуска лифта 1650 м. В затрубное пространство скважины, заполненное нефтью, между 146-мм колонной и 50,8-мм лифтом закачивали газифицированный азот. Через 7 ч при давлении 11,5 МПа произошел пролет газа. После закачки 3 м3 нефти скважина начала фонтанировать.

В объединении "Укрнефть" выполнено более 300 скважино-операций по освоению. Сведения о наиболее характерных процессах приведены в табл.

283

9.4. Работы проводили в скважинах с глубиной спуска лифта 1800-4470 м путем нагнетания азота в лифт или в затрубное пространство. До начала освоения скважины были заполнены нефтью или водой. В затрубном пространстве до закачки азота обычно давление газа составляло до 3 МПа, а в ряде случаев до 10 МПа за счет притока из пласта или нагнетания по системе газлифта. При нагнетании чистого азота в лифт длительность освоения обычно не превышала 5-8 ч. Если закачка велась в затрубное пространство, то только для достижения первого пролета требуется в данных условиях приблизительно 10 ч.

Для снижения пускового давления и ускорения процесса на отдельных этапах применяли метод аэрации. При этом в скважины (534Б, ЗОЗБ, 21МД, 17М и др.) закачивали 2-15 м3 жидкости (дизтоплива, нефти, воды) при степени аэрации 1:60 - 1:480. Аэрацию осуществляли на начальном этапе до пролета через башмак лифта, а после снижения давления нагнетания переходили на закачку чистого азота.

Как правило, везде было достигнуто снижение уровня в соответствии с планом работ. Только в некоторых случаях (пять скважино-операций) освоение было прекращено ввиду пропусков в лифте или выхода из строя установок.

Иногда неудачи обусловливались неправильным выбором технологии (скв. 630, 643), когда величина давления 22 МПа была недостаточной для продавки азота через башмак лифта. В ряде случаев, если запас жидкого азота в емкостях был небольшим, около 6 м3 (а закачка велась в затрубное пространство - скв. 308, 562, 577) газообразного азота было достаточно лишь для первого пролета, после которого скважина прекращала работу ввиду образования гидрозатвора. Так, скв. 562 была освоена после повторной закачки азота в лифт (см. табл. 9.4). На некоторых скважинах, принятых из бурения (скв. 564Б, 643Б, 616Б), многократно (2-5 раз) применяли снижение уровня азотом, однако ввиду отсутствия условий для фонтанирования, в основном из-за слабого погружения подъемника, они были пущены в работу только после установки станка-качалки и спуска глубинного насоса.

Учитывая опыт освоения скважин азотом, необходимо иметь в виду, что успешность процесса обеспечивается только при условии правильного выбора технологии снижения уровня и при обеспечении условий для фонтанирования.

9.2.8. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН АЗОТОМ

Проектируя технологию освоения скважин азотом, исходят из необходимости осуществления процесса в сжатые сроки с использованием наименьшего количества газа.

В литературе по нефтепромысловому делу при рассмотрении процесса освоения скважин, заполненных жидкостью до устья, рекомендуется осуществлять нагнетание газа (воздуха) в затрубное пространство. Однако в зависимости от выбора метода нагнетания значительно изменяются требуемый объем газа и длительность освоения.

Соотношение объемов газа при закачке в затрубное пространство или в лифт выразится в следующем виде:

284

Vq3 =-----------V0jl. (9.14)

d

Для 146-мм колонны и 63,5-мм лифта V0з примерно в 3 раза больше V0л, соответственно длительность закачки до прорыва газа через башмак лифта возрастает примерно в 3 раза. Темп снижения противодавления на пласт изменяется в еще большей степени, так как в затрубном пространстве до пролета аккумулируется большая энергия, чем в лифте. После прорыва газа через башмак лифта при закачке в затрубное пространство происходит быстрое (за 1~2 ч) снижение давления в скважине и при большой депрессии в нее устремляется жидкость из призабойной зоны. Создается гидрозатвор в нижней части ствола скважины, для продавки которого требуется повторное, хотя несколько меньшее, чем при первом пролете, повышение давления в затрубном пространстве (см. рис. 9.9). При первом пролете газа большая часть энергии, накопленная в затрубном пространстве, расходуется бесполезно.

Таким образом, при освоении скважины путем закачки газа в затрубное пространство увеличиваются длительность процесса и требуемое количество газа, создается резкая депрессия на пласт. При закачке азота в лифт, как показывают расчеты и опыт освоения, значительно сокращается длительность закачки до пролета газа и резко уменьшается темп снижения давления на пласт.

Иногда возникает необходимость снижения уровня в скважине путем закачки азота в затрубное пространство, например, для обеспечения глубокого снижения уровня по техническим причинам (в нижней части лифта находится плунжер или поршень) и т.д.

Ниже изложен способ сокращения времени процесса, экономии азота и уменьшения амплитуды колебаний давления на пласт при освоении скважины путем закачки газа в затрубное пространство. Сущность способа заключается в том, что в определенный момент после прорыва газа через башмак лифта к устью скважину закрывают. Именно за счет этого достигается экономия расхода энергии газа, накопившейся в затрубном пространстве, и уменьшение амплитуды колебаний давления на пласт. При выбросе желательно, чтобы скважина работала в амбар или в отдельную емкость с минимальным противодавлением в линии. Тогда обеспечиваются наибольшие перепад давления между устьем и башмаком лифта и большая скорость движения столба жидкости вверх. Отметим, что при турбулентном режиме движения достигается максимальная полнота выноса жидкости на поверхность.

Для применения предлагаемого способа необходимо определить момент закрытия скважины в конце выброса и длительность закрытия на приток из пласта. Закрытие скважины осуществляют при снижении содержания жидкости в выносимой смеси. Это можно отметить, например, по снижению давления перед штуцерной камерой в полости лифта.

Длительность выдержки на накопление определим из предположения, что приток из пласта происходит по линейному закону фильтрации при постоянном коэффициенте продуктивности a и средней депрессии Ар. Таким образом:

Q = K Аp = K(pил - р3), (9.15)

где Q - дебит скважины, м3/сут. Принимаем р6 = р3 и тогда

285

Рв.ср = (Рв.н ~~ Рб.к)/2, (9.16)

где р6я, р6к~ давление у башмака в начале и в конце накопления, МПа.

Выброс жидкости из скважины может быть осуществлен за счет энергии газа из затрубного пространства при соблюдении условия

р6к > /глрж<7-1СГ6, (9.17)

где /гл - высота столба жидкости, поступившей на забой скважины, м; рж -плотность, кг/м3.

Дебит скважины, ч, за время Т определим из (9.15)

Q = КАр—, (9.18)

а высоту столба жидкости в лифте, при условии вытеснения туда всей жидкости, поступившей в скважину,

, О КАр Т ш

пл = — = — —. (9.19)

S S 24

Подставив (9.19) в (9.17), определим Т при рж = 1000 кг/м3 и площади поперечного сечения 63,5-мм лифта, равной S = 0,003 м2:

Г<7,2^^. (9.20)

КАр

В зависимости (9.20) величину р6к определим по (9.17), а величину коэффициента продуктивности берем по данным предыдущей эксплуатации скважины или по аналогии с другими скважинами месторождения.

Так, для условий Прикарпатья в глубоких скважинах, характеризующихся низким коэффициентом продуктивности и большими депрессиями, ориентировочно можно при втором выбросе принять Ар = 12 МПа, К = 2 м3/(МПа-сут), р6 = 12 МПа, тогда Т < 3,6 ч. При третьем выбросе, приняв Ар = 14, МПа, р6 = 8 МПа, найдем Т < 2 ч и т.д. Таким образом, используя данные об изменении затрубного давления при освоении, можно ориентировочно рассчитать периоды накопления. Из зависимости (9.20) видно, что с повышением давления у башмака ухудшаются условия притока и возрастает длительность накопления, однако условия выброса улучшаются. С увеличением коэффициента продуктивности продолжительность накопления сокращается обратно пропорционально его величине, поэтому способ найдет большее применение при низких значениях коэффициента продуктивности скважин.

При выборе канала для закачки аэрированных жидкостей исходят из тех же соображений, что и при закачке газа. Для сокращения длительности целесообразно вести закачку в лифт, а для углубления депрессии - в за-трубное пространство.

Для улучшения условий движения смеси и газа по лифту или по за-трубному пространству при аэрации желательно добавлять вещества - пенообразователи и стабилизаторы - в соответствии с рекомендациями работ по созданию воздушно-жидкостных пен. При этом могут быть использованы все преимущества пен перед воздушно-жидкостными системами.

Применение аэрированных жидкостей и смесей, особенно пен, позволяет значительно снизить пульсацию давления на пласт при освоении по сравнению с продувкой скважин газом.

286

С целью снижения объема расходуемого азота для освоения скважин и уменьшения объема жидкости, необходимой для образования аэрированных систем, целесообразно комбинировать оба способа. При этом исходят из того, что требуемый объем газа для освоения скважины зависит от объемов за-трубного пространства и подъемных труб и значений пластового давления и давления у башмака лифта.

Например, используя для заполнения нижней части затрубного пространства аэрированную смесь, получают следующие результаты: во-первых, увеличивается удельный вес смеси, за счет чего уравновешивается часть веса столба в лифте, и поэтому давление в затрубном пространстве снижается; во-вторых, уменьшается объем нижней части затрубного пространства, где имеется наивысшее давление.

Так, при заполнении аэрированной смесью (степень аэрации 1:100) нижней половины объема затрубного пространства скважины уменьшают объем азота, необходимый для заполнения полости затрубного пространства к моменту прорыва через башмак лифта, от 6000 до 3000 м3. Ввиду наличия больших резервов повышения производительности при небольших затратах мощности применение азотных газификационных установок для освоения скважин очень перспективно.

9.3. ОБРАБОТКА СКВАЖИНЫ СМЕСЬЮ КИСЛОТНОГО РАСТВОРА С АЗОТОМ И ПРИРОДНЫМ ГАЗОМ

В нефтяной промышленности в последние годы успешно начали применять азот для увеличения эффективности кислотных обработок, несмотря на удорожание процесса примерно в 2 раза. Это объясняется увеличением эффективности кислотных обработок в присутствии азота, которое отмечается повсеместно. После обработки дебиты нефти возрастают обычно в 2-4 раза.

Для обработки скважин применяют газированную азотом кислоту -азотнокислотную смесь (АКС) - при содержании азота 50-700 м3/м3. Скорость закачки кислотных растворов составляет 0,1-0,3 м3/мин при давлении нагнетания до 40 МПа. Преимущества воздействия АКС связаны с движением смеси в основном по порам наибольшего диаметра. Это было также показано при изучении кернового материала после воздействия АКС методами ртутной порометрии. При нагнетании кислоты с газовой фазой в насыщенную жидкостью пористую среду несмачиваемая фаза (газ) движется по центральной части поровых каналов с опережением, так как скорость движения газа за счет его низкой вязкости значительно выше скорости движения кислоты. Прохождение нагнетаемой смеси через расширения и пережимы пор, частое изменение направления движения, связанное с извилистостью поровых каналов, способствует турбулизации потока. При этом возникают условия для увлечения кислоты в сфере движения газа по наибольшим поровым каналам и для выборочного разложения участков поровой среды кислотным раствором, в результате чего формируются проникающие зоны значительного растворения цементирующего вещества. Нейтрализация кислоты, естественно, происходит по пути ее движения с газом в порах наибольших размеров, т.е. там, где это может дать наибольший прирост проницаемости. С другой стороны, турбулизация потока вызывает улучшение доставки активной кислоты в зоне движения к стенкам поровых каналов, включая и

287

контакты обломочных зерен. Это способствует более полному растворению глинистого цемента, разуплотнению обломочного скелета и открывает новые пути сообщения пор.

Обобщив результаты ранее выполненных лабораторных исследований и промысловых работ, можно сделать вывод, что преимущества обработки пластов кислотными растворами в смеси с газообразным азотом достигаются в основном за счет быстрого и более полного извлечения из обработанной части пласта отработанного кислотного раствора, продуктов реакции и прода-вочных жидкостей, рационального использования химической активности кислотного раствора в поровом пространстве с точки зрения максимального увеличения проницаемости пласта, более глубокого проникновения активного кислотного раствора, роста плотности пор и числа соединяющих каналов, в результате чего предотвращается образование в прискважинной части пласта жидкостных барьеров.

Рассмотрим характеристику коллекторов в аспекте применения кислотного воздействия для увеличения проницаемости пород в призабойной зоне скважины.

Нефтегазовые залежи Прикарпатья характеризуются низкопроницаемыми, слабокарбонатными песчано-алевритовыми коллекторами. Один из основных способов воздействия на разрабатываемые залежи - кислотная обработка.

Коллекторами нефти и газа на месторождениях Прикарпатья являются песчаники и алевролиты эоценового и олигоценового возраста. Основной породообразующий минерал - кварц составляет 70-95 % породы, встречается глауконит - до 5-20 %. Содержание цемента колеблется от 3 до 30 %. Цементы глинистые, карбонатные или смешанные.

Кластические породы, обладающие одинаковыми химическим и гранулометрическим составом, окатанностью зерен, глинистостью, карбонатностью и другими сходными свойствами, характеризуются различной степенью уплотнения - от слабо- до сильноуплотненных. Отличительными признаками являются устанавливаемые под микроскопом различия в плотности упаковок зерен, характере и протяженности контактов между зернами, строении перового пространства. В слабоуплотненных кварцевых мелкозернистых песчаниках с открытой пористостью 15-20 % и проницаемостью до сотых долей квадратного микрометра отмечаются хорошо разветвленные поры трех-, четырех- и пятизернового сечений. Эти коллекторы приурочены к присводовым частям складок на глубине 2200-3200 м и распространены в эоценовых залежах Долинского и Северо-Долинского месторождений.

Песчаники такого же состава, но значительно более уплотненные, характерны для менилитовых залежей (глубина 1600-4500 м) Долинского, Струтынского месторождений и др. В песчаных коллекторах этих месторождений резко преобладают плохо сообщающиеся поры трехзернового сечения (80-95 %). При этом пористость и проницаемость снижаются до минимальных значений - соответственно 10-5 %, тысячные - десятитысячные доли квадратного микрометра.

Промышленные коллекторы рассматриваемых залежей отличаются невысокой карбонатностью (2-15 %) при средних значениях для различных залежей от 1,0 до 5,7 %. Около 30 % обследованных образцов (объем выборки 600 образцов) составляют некарбонатные коллекторы.

Установление наличия низкокарбонатных продуктивных коллекторов с различной степенью уплотнения явилось основой, на базе которой опреде-

288

лился подход к выбору рецептуры кислотных растворов для обработки скважин.

Нефтегазоносность Днепровско-Донецкой впадины (ДДВ) приурочена к коллекторам с низкими фильтрационно-емкостными свойствами (пористость 4~12 %, проницаемость (0,5-^140)10 3 мкм2). К ним относятся верхневизей-ские, намюрские и нижнекарбоновые толщи. Характерный пример указанных отложений - коллекторы нижнего карбона Глинско-Розбышевского и Чижевского месторождений, залегающие на глубине 3200-4000 м. Они представлены полимиктовыми песчаниками и в меньшей мере алевролитами, состоят из кварца, полевых шпатов, слюдисто-глинистых пород, кварцитов и гранитов. Среди обломочного материала преобладают глинистые и слюдисто-глинистые разности. Содержание цемента изменяется от 1 до 20 %, состав смешанный - карбонатно-глинистый и глинисто-карбонатный.

Размер пор в шлифах 0,01-0,12 мм. Ухудшение коллекторских свойств происходит за счет увеличения количества цемента, а также уплотнения обломочных зерен кварца, с возникновением бесцементных участков, в которых зерна скреплены в результате регенерации и вдавливания. Существенный фактор в изменении фильтрационных свойств - соотношение кварцевых зерен и обломков глинистых пород: участки, сложенные глинистыми обломками, менее проницаемы из-за деформирования глинистых обломков до состояния цементирующего материала.

9.3.1. ИССЛЕДОВАНИЕ КИСЛОТНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ

С ДОБАВЛЕНИЕМ ГАЗА.

ОСОБЕННОСТИ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПОРОВЫХ СЛАБОКАРБОНАТНЫХ

КОЛЛЕКТОРОВ

При выборе рецептуры и проектировании технологии кислотного воздействия на слабокарбонатные песчаники необходимо решать задачи повышения и сохранения увеличенной проницаемости скелета пласта за счет расширения и очистки его пор и трещин без ощутимого нарушения прочности породы. Продукты реакции должны быть извлечены до начала вторичных реакций, приводящих к образованию осадков и закупорке порового пространства.

На результат кислотной обработки влияют пластовые условия (температура, давление, размер пор и трещин), состав пласта и насыщающих его жидкостей, рецептура раствора и другие факторы, воздействие которых оценивают путем лабораторных экспериментов по изменению проницаемости пород, подвергаемых обработке при фильтрации и выдержке в них кислотных растворов. При проведении лабораторных экспериментов приближение к пластовым условиям достигалось за счет нагрева образца породы и фильтруемой кислоты до пластовой температуры (80 °С), создания

противодавления (10 МПа) на выходе из образца, подбора режима при фильтрации кислотных растворов, выдержки растворов в паровом пространстве при заданных температуре и давлении.

Разработано несколько модификаций установок с полной изоляцией металлических частей от воздействия кислоты в результате применения пластмассовых покрытий. Как показали анализы проб кислоты, отобранных после хранения ее в установке в течение 1 сут, содержание железа не превышало 0,01-0,06 %. Исследования проводили на коротких (3-4 см) или длинных (до 32 см) составных образцах пород, состоящих из набора корот-

289

ких кернов. До нагнетания кислоты и после него проверяли проницаемость составного образца и его частей.

Для опытов использовали типичные образцы песчаников и алевролитов эоценовых залежей Предкарпатья проницаемостью (0,2-ь10)10 3 мкм2, пористостью 10-16 % и карбонатностью 1-4 %. Перед кислотным воздействием образцы экстрагировали спиртобензольной смесью, высушивали, а затем насыщали под вакуумом водой (при обработке растворами, содержащими HF) или 1,5 %-ным раствором хлористого кальция (при солянокислотной обработке). Эффективность обработки оценивали по отношению значений проницаемости до обработки и после нее.

Нагнетание солянокислотных растворов через образцы проводили последовательно в два этапа. На первом этапе в образец нагнетали 0,5-0,7 объема порового пространства (1,5-2 мл кислоты), что значительно меньше, чем необходимо для выщелачивания карбонатов. Этот раствор выдерживали в порах при 80 °С и давлении 10 МПа до 52 ч и проверяли проницаемость. На втором этапе через образец нагнетали объем кислотного раствора (обычно 8-34 мл), в 1,5 раза больший расчетного, необходимого для выщелачивания всех карбонатов (Vc).

Опыты по обработке плавиковой кислотой или глинокислотой проводили на образцах, предварительно обработанных соляной кислотой в количестве 1,5 Vc. При проведении опытов выявлено, что после их обработки 10 %-ной НС1 при избытке и недостатке кислоты проницаемость соответственно увеличивается в 1,8 и 1,2 раза независимо от времени выдержки раствора в порах.

Изучали также изменение пористости и структуры порового пространства. Пористость после кислотной обработки возросла не более чем на 3 %, в среднем - на 17 % начальной ее величины. Следовательно, наблюдаемое после обработки многократное (1,7-7,2 раза) увеличение проницаемости не может быть объяснено только повышением пористости.

Структуру порового пространства изучали на порозиметре высокого давления, используя метод нагнетания ртути. Сопоставление гистограммы распределения поровых каналов сообщения указывает на увеличение их доли в области наиболее крупных пор и на уменьшение доли мелких. Содержание поровых каналов радиусом менее 0,5-1,0 мкм после кислотной обработки не изменяется. Из этого можно сделать вывод, что разложение происходит в основном в области наиболее крупных пор.

Многократное увеличение проницаемости сопровождается незначительным ростом пористости, поэтому сильное разложение глин, глауконита и других составляющих породы, вызывающее потерю прочности скелета пласта для данных пород, нецелесообразно. При глинокислотной обработке с низким содержанием плавиковой кислоты смесью растворов 10 %-ной НС1 и 1 %-ной HF проницаемость эоценовых пород возрастает многократно. Со стороны входа кислотного раствора образцы немного разрушались, но это не приводило к снижению проницаемости по сравнению с начальной, очевидно, в связи с хорошей очисткой поровых каналов от смещаемых частиц. При увеличении концентрации HF до 3-5 % образцы разрушаются и снижается их проницаемость.

Результаты опытов по глинокислотной обработке составных образцов указывают на рост проницаемости головных кернов (от входа кислоты) в 3,2-4,6 раза при выдержке в порах кислотных растворов с низким содержанием (1~3 % HF и снижение ее для образцов - у выхода раствора из поро-

290

ды) до 0,5-0,8 начальной. Объемы кислотного раствора в 20 раз превышали объем пор Vп первого образца (/ = 0+4 см). Соответственно через второй образец (/ = 4+8 см) фильтровалась кислота в количестве 19Vn, через третий 18VП и т.д., поэтому наблюдаемое снижение проницаемости удаленных образцов нельзя объяснить уменьшением объема фильтрующейся кислоты. Здесь сказывается большая степень нейтрализации глинокислоты и насыщение ее продуктами реакции, которые накопляются в удаленных образцах при фильтрации, а затем осаждаются даже при кратковременной выдержке в порах. В головном образце степень увеличения проницаемости в связи с растворением превалирует над возможным ее снижением, вызванным осаждением продуктов реакции кислоты в объеме его пор.

После выдержки в течение 1 ч в керне отработанной кислоты с высоким содержанием (3-5 %) HF произошла почти полная закупорка составного образца. На торце головного керна образовалась сферическая лунка диаметром 1,4 см, образовавшаяся в результате полного разложения этой части за 38 мин нагнетания кислоты. Опыты на составных образцах свидетельствуют об опасности снижения проницаемости удаленной части образца даже при кратковременной выдержке кислоты в порах (1-3 ч), увеличивающейся при росте концентрации HF. Установленная возможность значительного повышения проницаемости при обработке глинокислотой 10 %-ной НС1 + 1 %-ной HF без выдержки ее в поровом пространстве позволяет рекомендовать эти рецептуры для обработки исследованных коллекторов.

Залог успешности глинокислотной обработки - немедленное удаление продуктов реакции из призабойной зоны. Опытами установлено, что степень нейтрализации НС1 слабокарбонатными песчаниками уменьшается при увеличении ее объема Vс достаточно быстро. Уже второй объем Vс нейтрализуется всего на 10-20 %, а третий-пятый объем Vc - на 2-5 %. Нейтрализация первых 0,VC 10 %-ной НС1 (обычно 5-16 мл) происходит в разной степени (на 45-97 %) и зависит, несомненно, от путей проникновения кислоты, степени и распределения карбонатности. Вторые 0,5 Vc нейтрализуются уже в меньшей степени - на 40-50 %. Средняя (по четырем образцам) степень нейтрализации составляла в образцах с карбонатностью 3-8 % в последовательно взятых объемах: для первых 0,5VС - 0,78; вторых 0,5VС - 0,50; Vc -0,23; 3VC - 0,04 начальной кислотности соляной кислоты, равной 2,78 г-экв/л.

Объемная скорость нагнетания солянокислотных растворов составляла 0,25-0,35 мл/мин. Это означает, что через образец длиной 3-4 см кислота проходила за 5-10 мин. При нагнетании первых порций кислоты (0,5VC), когда в образце на пути ее движения имелось достаточно карбонатов, нейтрализация в ряде случаев достигала более 90 %, что свидетельствует о большей скорости нейтрализации в каналах малых размеров.

Так, для полного использования растворяющей способности НС1 при обработке слабокарбонизированных песчаников целесообразно продавливать ее в глубь пласта инертной жидкостью, объем который соответствует объему кислоты. Фильтрация плавиковой кислоты через образцы длиной 3-4 см осуществлялась со скоростью 0,3-0,6 мл/мин, а время пребывания кислоты в поровом пространстве не превышало 3-8 мин.

При фильтрации 2 %-ного HF с начальной кислотностью 1,28 г-экв/л через девять образцов песчаника средняя степень нейтрализации медленно убывает от 0,9 (для 10Vn) до 0,6 (100Vn). Подобную картину наблюдают и в опытах, когда применяют 4-8 %-ную HF, только в этом случае нейтрали-

291

ция происходит быстрее после нагнетания меньших объемов. Во всех случаях нейтрализация плавиковой кислоты превышает 50 %. Различие в степени нейтрализации по мере роста объема нагнетаемой кислоты вызвано изменением состава образца - выносом легкорастворимых соединений и, очевидно, увеличением радиуса поровых каналов.

Кроме того, специально поставлен опыт по фильтрации (при 80 °С и без противодавления) кислотных растворов через образец песчаника длиной 32 см. Сначала через образец провели нагнетание 610 мл 10 %-ной НС1 до тех пор, пока остаточная кислотность на выходе из керна не повысилась до 90 % начальной величины вследствие выщелачивания растворимых компонентов в зоне проникновения. Далее нагнетали 200 мл 2 %-ной HF с отбором промежуточных проб через 20 мл. Во второй порции (по 20 мл) остаточная кислотность составила 3 %, а в последней (десятой) - 5 % начальной величины. Опыт был прекращен из-за разрушения головной части образца давлением обжима. Небольшое изменение степени нейтрализации связано, вероятно, с увеличением размеров поровых каналов, а высокая степень ее (кислота за время фильтрации находилась в образце в течение 25 мин) подтверждает результаты предыдущих опытов на коротких образцах.

При фильтрации через поровое пространство раствора 10 %-ной НС1 + + 1 %-ной HF с начальной кислотностью 3,36 г-экв/л степень его нейтрализации значительно меньше, чем плавиковой кислоты. Это связано с недостаточной нейтрализацией соляной кислоты после выщелачивания окислов типа RO и R203 из зоны ее проникновения.

Следовательно, скорость нейтрализации плавиковой кислоты в поровом пространстве песчаников, как и соляной, очень высока и исчисляется минутами. Для увеличения глубины проникновения активной плавиковой кислоты в пласт и, следовательно, для повышения эффективности обработки необходимо принимать меры по замедлению скорости реакции.

Исследование проникновения кислотных растворов с добавлением газовой фазы и без нее в поровое пространство. Наряду с изучением пористости и проницаемости исследовали изменение в шлифах структуры порово-го пространства песчаников при движении кислотных растворов и кислотных растворов в смеси с азотом (АКС). Определение вели по двум группам образцов. Обломочная часть песчаников состояла из кварца (до 70 %) и глауконита (до 5 %). Цемент пленочно-поровый, глинистый (15-20 %) и поро-вый кальцитовый (5-8 %). Глинистый материал представлен гидрослюдой. Карбонатность пород 4,2-8,3 %, открытая пористость 5-8 %, проницаемость (1-5)Ю-3 мкм2.

Кислотное воздействие с азотом и без азота проводили в два этапа. Сначала нагнетали 10 %-ную НС1 в объеме, большем Vc. Затем обрабатывали породу 10 %-ной НС1 + 1 %-ной HF в количестве 20Vn без азота и с азотом. При этом растворение глауконита и глинистого вещества осуществляется по-разному. Для оценки интенсивности вторичных изменений после кислотного воздействия поровое пространство условно разделено по величине открытой пористости на три зоны, отличающиеся составом и содержанием цемента, структурно-текстурными формами и строением пор: высокопористой (т' < < 20 %), среднепористой (10 % < т' < 20 %) и низкопористой Ы' < 10 %) текстур. В результате глинокислотной обработки высокопористая и средне-пористая зоны проявляют тенденцию к фронтальному распространению по более проницаемым участкам с постепенным затуханием по мере удаления от входа, теряющего активность раствора. За счет применения глинокислоты в

292

АКС формируются зоны в виде каналов, пронизывающие низкопористую среду с неизмененным компактным строением обломочной части и цемента.

На рис. 9.11 показаны зоны вторичной текстуры после обработки образцов кислотой и АКС.

Различия в коллекторских свойствах по зонам вторичной текстуры объясняют следующим образом. В пределах высокопористой зоны степень растворения цементирующих минералов очень высока. Открытые поры составляют 80-95 % суммы свободных и заполненных цементом пустот. Глауконит растворяется практически полностью, глинистый цемент - частично. Степень растворения глинистого вещества после фильтрации глинокислоты с азотом значительно выше, чем без него, - на 80-90 и 40-50 % соответственно. Уничтожение цементирующих минералов ведет к разуплотнению кварцевого скелета песчаников, т.е. к потере связи между обломочными зернами и увеличению свободного пространства. Однако этот процесс не способствует полному разрыхлению данной породы, так как часть зерен кварца прочно скреплена между собой. Вследствие этого высокопористая зона приобретает характерное микростроение, выражающееся в чередовании участков с агрегатной и раздельно-зернистой структурой (рис. 9.12).

Агрегатные структуры выступают в данном случае как структурные единицы, состоящие из двух или более зерен кварца, скрепленных по контактам регенерации и вдавливания, или за счет пленок и каемок не затронутого растворением глинистого цемента. Агрегатные структуры кварца взаимосвязаны в микроблоки, прочность которых обусловливает сохранность породы в зоне активного действия кислотного раствора. В участках с раздельно-зернистым строением обломки не имеют контактов и составляют "плавающие" зерна, при этом поры занимают до 30-50 % площади в поле шлифа. За счет растворения глауконита и глинистых выделений образуется большое число пор размером 50-90 мкм, а срезы отдельных расширений достигают 100-200 мкм.

Степень разуплотнения песчаников при воздействии АКС выше вследствие более глубокого проникновения раствора в образец и более полного растворения глинистого цемента в межзерновом пространстве. В результате этого возрастают плотность пор и особенно число соединяющих каналов (пережимов), что способствует присоединению большого числа крупных пор к фильтрационному полю коллектора.

Рис. 9.11. Зоны вторичной текстуры в образцах песчаников после обработки глинокислотой:

а - в жидкой фазе; б, в - в азотнокислотной смеси; /, 2, 3 - зоны высокопористой, среднепо-ристой и низкопористой текстуры соответственно

293

Рис. 9.12. Микротекстура высокопористой зоны в образце песчаника, обработанного азотнокислотной смесью.

Светлые пятна - открытые поры, заполненные бакелитом; темные пятна - глинистый цемент

Описанная зона переходит в зону среднепористой текстуры, которая характеризуется неполным растворением при обоих способах обработки не только глинистого вещества, но и глауконита. Степень их сохранности достигает 50-80 %, что приводит к снижению пористости и проницаемости в пределах этой зоны. В зоне низкопористой текстуры значения поровых показателей сохраняются на уровне, достигнутом после первоначальной обработки 10 %-ной НС1.

Выявленный в процессе данного исследования эффект роста емкостных и фильтрационных свойств песчаного коллектора после воздействия глино-кислотными растворами с газом состоит в увеличении степени растворения пласта и формировании глубоко проникающих в породу высокопроницаемых зон вторичной текстуры.

Проникновение кислотных растворов и АКС в поровое пространство и механизм кислотного воздействия на породы изучали также методом ртутной порометрии. Рассмотрим полученные данные. Для исследования методом ртутной порометрии, характерные результаты которой приведены на рис. 9.13, до обработки и после нее отрезали пластинки песчаника со стороны закачки в образец кислотного раствора и АКС. Сопоставление распределения пор по размерам показало, что после обработки уменьшилось содержание поровых каналов радиусом г < 2,5 мкм и увеличилось число пор большого размера с г = 2,5+10 мкм за счет расширения пор меньшего размера. При обработке кислотными растворами появились новые поры с г = 10+25 мкм, а при обработке АКС - поры радиусом 40 мкм.

Проницаемость образцов после обработки определяется фильтрацией через вновь созданные поры (см. рис. 9.13) и обусловливает большую эффективность воздействия АКС. Поскольку объемы кислоты в кислотном и газированном кислотном растворах одинаковы, эффективность воздействия свидетельствует о расходовании химической активности газированной кислоты в порах наибольшего размера и может быть объяснена следующим. При закачке АКС в насыщенную жидкостью пористую среду газ, являясь несмачивающей фазой, движется по центральной части наибольших поровых каналов с опережением. Скорость движения газа вследствие его низкой вязкости значительно больше скорости движения кислоты. Прохождение смеси через расширения и пережимы пор, частое изменение направления движения, связанное с извилистостью поровых каналов, способствуют турбу-лизации потока. При этом возникают условия для увлечения кислоты по наибольшим поровым каналам, лучшего контактирования ее с цементирующим веществом и для выборочного растворения участков пористой среды.

294

J53I
й$5

ТГ?ЛЙ(?А
Ш

ш

Сй*|3>ьЛГ

^р

*?
frSft»1*?

й5й#"
?*2§К

Рис. 9.13. Гистограммы распределения поровых каналов по размерам W и доля их участия в проницаемости k до обработки (я) и после нее (б):

1,2 — соответственно негазированная (Г = 0) и газированная азотом (Г = 1+2) кислота

Изучение скорости реакции кислотных растворов в смеси с газовой фазой. Проведены экспериментальные исследования по изучению воздействия газокислотными смесями на низкопроницаемые (от 5 • 1СГ3 мкм2) слабокарбонатные (от 0,3 до 1,5 %) горные породы. Исследования осуществляли при термобарических (р = 60 МПа и Т = 60 °С) и гидродинамических (20 х х 10~4 < ReycjI < 300-Ю-4) условиях, близких к пластовым. Изучено влияние газового числа смеси Гр (отношение объема газовой фазы к объему жидкой фазы), гидродинамических условий ее движения на скорость реакции глино-кислотного раствора (1 %-ная HF +10 %-ная НС1) и изменение проницаемости горных пород.

Результаты исследований обрабатывали таким образом, чтобы получить зависимость коэффициента массопередачи от режима движения жидкости в порах. Для моделирования условий гидродинамической аналогии модели и натуры условный параметр Рейнольдса

Re = к ср , (9.21)

vK

где ик - усредненная скорость движения кислотного раствора в порах с учетом газонасыщенности порового пространства,

ик =---------—---------; (9.22)

Fra(l-p0B -рг)

qK - расход кислотного раствора; F - площадь фильтрации; m - коэффициент открытой пористости; ров - остаточная водонасыщенность; рг - насы-

295

щенность порового пространства газовой фазой; vK - кинематическая вязкость кислотного раствора; dcp - средний диаметр поровых каналов породы.

Как видно из рис. 9.14, при увеличении газового числа смеси от 0 до 2 растет коэффициент массопередачи (3, а следовательно, и скорость реакции кислотного раствора с породой при малых значениях условного параметра Рейнольдса (ReycjI < 50 • 1СГ4), которая резко снижается при больших значениях (ReycjI > 50 • 10~4). Увеличение газового числа до Eр = 3 при условном параметре Рейнольдса ReycjI = 25 • 10~4 приводит к росту коэффициента массопередачи. При дальнейшем увеличении газового числа смеси снижается коэффициент массопередачи. После достижения Eр = 5,5 последующий его рост не влияет на скорость реакции глинокислотного раствора с породой и экспериментальные зависимости (3 = f(Ep) для условных параметров Рейнольдса 25 • 10~4 и 86 • 10~4 совмещаются, т.е. в этой области влияние газового числа смеси и условного параметра Рейнольдса не замечено.

Такое изменение коэффициента массопередачи в зависимости от газового числа смеси и условного параметра Рейнольдса, очевидно, объясняется следующим. При малых значениях условного параметра Рейнольдса (ReycjI <

< 50 • 10~4) добавка газовой фазы к глинокислотному раствору приводит к более интенсивному его перемешиванию, за счет чего увеличивается скорость реакции глинокислотного раствора с породой. При больших значениях условного параметра Рейнольдса (ReycjI > 50 • 10~4) происходит довольно интенсивное перемешивание глинокислотного раствора при движении в поро-вом пространстве и без газовой фазы. Добавка газовой фазы в этом случае приводит к отрыву от поверхности реагирования капель глинокислотного раствора и замещению его химически нейтральным газом. Это вызывает снижение скорости реакции. При увеличении газового числа смеси (Eр > 5) газовая фаза движется по наибольшим поровым каналам, а глинокислотный раствор частично оттесняется в поры меньших размеров, в которых фильтрация практически отсутствует. Другая часть глинокислотного раствора становится внутренней фазой газокислотной смеси, в результате чего скорость реакции остается постоянной. Характер изменения коэффициента массопередачи в зависимости от газового числа смеси и условного параметра Рейнольдса позволяет достаточно четко выделить области осуществления процесса. Процессы, реализуемые при изменении газового числа смеси (0 <

< Eр < 3) независимо от значения условного параметра Рейнольдса, можно отнести к процессам обработки скважин газокислотными неатомизированны-ми смесями. При изменении газового числа смеси (3 < Eр < 5) процессы относят к процессам обработки скважин газокислотными смесями, переходными от неатомизированных к атомизированным, и при газовых числах смеси Eр > > 5 - к процессам обработки скважин атомизированными газокислотными смесями.

Рис. 9.14. Зависимость коэффициента массопередачи от газового числа смеси для различных величин условного параметра Рейнольдса:

1,2 - экспериментальные кривые для условного параметра Рейнольдса, равного соответственно 25-1СГ4 и 86-1СГ4

296

Для области факторного пространства с изменением факторов (0 < Eр <

< 1,75 и 24 • 1СГ4 < ReycjI < 280 • 1СГ4) в реально существующих пределах при проведении процессов воздействия на пласты в призабойной зоне скважин кислотными растворами в смеси с газовой фазой получены уравнения регрессии, одновременно учитывающие влияние газового числа смеси и условного параметра Рейнольдса на коэффициент массопередачи.

Для области изменения факторов 0 < Eр < 1,75 и 24 • 1СГ4 < ReycjI < 84 х х 1СГ4.

Г Re - 54 • 10"4 1

P = J111,2 +---------------[53,9 - 35,8(Eр - 1)]L10 , (9.23)

30-10

для области факторного пространства 0 < Eр < 1,75 и 84 • 1СГ4 < ReycjI <

< 280 • 10"4

Р = J 257,2 + Ке?сл"15^10 [92,0 - 67,2(Eр - 1)] - 100(Eр - 1)Н0"8 . (9.24)

68-10

Уравнения регрессии использованы для расчетов скорости нейтрализации кислоты при ее радиальном распространении в пласте. Результаты расчетов представлены на рис. 9.15 в виде профилей нейтрализации в пласте пористостью 13 % со средним диаметром пор 5 • 10~4 см, толщиной 203 см при расходе кислоты 3 • 103 см3/с, Eр = 0 и Eр = 1,5, с газонасыщенностью порового пространства соответственно 0 и 0,21, насыщенностью неподвижной фазой 0,25.

Глубина радиального проникновения глинокислоты при уменьшении в ней содержания HF от 1 до 0,1 % очень мала. Ширина профилей составляет 10 см при Eр = 0 и 15 см при Eр = 1,5. Однако по мере растворения легко-разлагаемых компонентов породы контур начальной концентрации продвигается в глубь пласта. Ширина профилей, например, при радиальном проник-

Рис. 9.15. Изменение гидродинамических условий Revrjl (/), Re(2), коэффициента массопередачи Р (3, 4) и профилей нейтрализации С/С0 плавиковой' кислоты (5,6) прУеГрадиальном распространении:

1,3,5 - негазированная глинокислота (E = 0); 2,4,6 - газированная глинокислота (E = 1,5)

297

новении кислоты R = 50 см практически одинакова, а при R = 80 см быстрее нейтрализуется газированная кислота. Это обусловлено инверсией кривых Р = f(R) при изменении ReycjI в зависимости от R. Кривая 4 при возрастании R располагается выше кривой 3 несмотря на то, что время контактирования кислоты с породой при прохождении АКС одинакового с кислотным раствором отрезка пути AR на 30 % меньше. Расчеты также показали, что при повышении расхода кислоты в 2 раза профили нейтрализации расширяются при увеличении Гр в 1,8 раза.

Следовательно, при обработках негазированной или газированной гли-нокислотой поровых коллекторов плавиковая кислота практически полностью прореагирует еще при закачке и нет необходимости специально выдерживать ее в пласте для реагирования. Более того, нужно сразу же приступать к извлечению продуктов реакции во избежание закупорки порового пространства временно растворимыми и нерастворимыми продуктами реакции глинокислоты. Эта задача легко решается при обработке газированной кислотой.

Глубина проникновения активной кислоты, как показывают расчеты, в большей степени зависит от наличия растворимых в глинокислоте компонентов. Например, в условиях, принятых для расчетов, при закачке 2,4 м3/м глинокислоты на поглощающую толщину пласта активная кислота проникает в зону с 0,1 < R < 0,9 м, а в зоне с 0,9 < R < 2,5 м будут находиться продукты реакции. Для полного использования химической активности кислоты объем продавочной жидкости необходимо увеличить примерно на 0,5 м3/м с целью вытеснения активной кислоты за пределы зоны с 0,1 < < R < 0,9 м.

Изменение проницаемости пород после обработки кислотными растворами с добавлением газовой фазы и без нее. Исследования проводили на двух группах образцов с различным составом и количеством растворимой части пород (глины, глауконит, карбонаты). Это образцы эоценовых и оли-гоценовых отложений Предкарпатья. Вторая группа образцов отличается значительно меньшей проницаемостью. Так, начальная проницаемость составила (З-ьЮ)Ю 3 и (0,2+0,5)10~3 мкм2 для эоценовых и олигоценовых образцов соответственно.

На основании экспериментальных исследований на образцах эоценовых песчаников установлено, что изменение газового числа смеси от 0,5 до 1,5 не приводит к существенному изменению коэффициента кратности роста проницаемости образцов после прокачки через них газокислотной смеси и гли-нокислотного раствора без добавки газовой фазы, которое могло бы повлиять на результаты промысловых работ. При увеличении газового числа смеси (Гр > 5) наблюдается снижение коэффициента кратности роста проницаемости исследуемых образцов. Это, очевидно, обусловлено теми же факторами, что и уменьшение коэффициента массопередачи.

В результате исследований получена корреляционная зависимость коэффициента кратности роста проницаемости образца от его начальной проницаемости, по которой можно прогнозировать степень роста проницаемости подвергшихся обработке пород и оценивать увеличение продуктивности скважины после обработки пластов в призабойной зоне газокислотными смесями.

Исследованы зависимости коэффициента кратности роста проницаемости образцов г) после нагнетания газокислотной смеси в объеме нагнетания кислотного раствора, равного 13УП и 26УП начальной проницаемости.

298

Наибольшая степень роста проницаемости достигается по образцам с начальной проницаемостью (2-8)1 (Г3 мкм2. Корреляционной связи между значениями коэффициента кратности роста проницаемости и начальной проницаемости после нагнетания через образец 10 %-ного раствора НС1 не установлено.

Интересно отметить большое влияние газовой фазы на рост проницаемости пород при обработке олигоценовых песчаников с карбонатностью до 4 %. При этом степень увеличения проницаемости после фильтрации примерно 15УП глинокислоты (10 %-ной НС1 + 1 %-ной HF) без газа и с газом составляет соответственно 1,8 и 12,8 раза.

Следовательно, имеются породы, для которых добавление газовой фазы при кислотной обработке окажет существенное влияние на результаты обработки.

Таким образом, учитывая изложенные результаты многочисленных лабораторных экспериментов, приходим к выводу, что основными факторами, которые могут повысить эффективность воздействия на пласты газокислотными смесями, являются улучшение условий освоения скважин после закачки в пласты газокислотных смесей и увеличение радиуса обработки пласта. Добавление газа к глинокислотным растворам приводит к значительному возрастанию проницаемости пород при обработке низкопроницаемых коллекторов (< 0,5 • 10~3 мкм2). С ростом начальной проницаемости влияние газовой фазы на результаты глинокислотной обработки ощущается слабее. Во всех случаях увеличение газового числа смеси желательно и будет способствовать повышению эффективности обработки.

9.3.2. ТЕХНОЛОГИЯ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН КИСЛОТОЙ, ГАЗИРОВАННОЙ АЗОТОМ

Технология обработки пласта АКС предназначена для восстановления и улучшения коллекторских свойств сильно загрязненного или слабопроницаемого продуктивного пласта с целью облегчения условий по вызову притока нефти и газа и повышению нефтегазоотдачи.

Технология азотнокислотных обработок пласта с использованием передвижных азотных газификационных установок типа АГУ-8К заключается в том, что в призабойную зону продуктивного пласта через перфорационные отверстия нагнетаются последовательно порции сжатого газообразного азота и газированного азотом кислотного раствора, которые продавливаются в пласт водой, нефтью или газированной азотом жидкостью (пеной).

В связи с высокой активностью азотнокислотной смеси и практически полной ее нейтрализацией еще в процессе фильтрации в призабойной зоне нет необходимости в выдерживании кислоты на реагирование. Поэтому сразу после окончания продавливания приступают к освоению скважины, плавно снижая устьевое давление с целью удаления продуктов реакции кислоты из пласта и создания необходимой депрессии для вызова притока из скважины.

Технология значительно повышает взрывобезопасность проведения работ по освоению скважин и технико-экономические показатели кислотного воздействия на призабойную зону пласта, особенно в условиях, отличаю-

299

щихся слабопроницаемыми породами и сравнительно низкими пластовыми давлениями.

Схема обвязки наземного оборудования и устья скважины при обработке АКС приведена на рис. 9.16. Приготовление смеси кислотного раствора с газообразным азотом осуществляется аналогично приготовлению газированной жидкости (пены). Однако необходимо следить за изменением давления. Давление закачиваемой в скважину азотно-жидкостной смеси при использовании аэраторов не должно быть более 20 МПа, при использовании жидкостно-газовых эжекторов не более 35 МПа с учетом прочности эксплуатационной колонны и устьевой арматуры. Выбор рецептур кислотных растворов и ингибиторов должен производиться с учетом имеющегося промыслового опыта на данном месторождении, а также минералогического состава горных пород коллектора и степени их уплотнения.

При азотнокислотной обработке закачивание кислотного раствора в пласт целесообразно проводить двумя порциями. Для сокращения непроизводительного расходования плавиковой кислоты на растворение компонентов пласта, которые хорошо реагируют с соляной кислотой, и предотвращения образования нерастворимых фторидов в качестве первой порции кислотного раствора, составляющей 30-40 % общего объема раствора, применяется 10-15 %-ная соляная кислота. В качестве второй порции необхо-

Рис. 9.16. Схема обвязки оборудования и устья скважины при азотнокислотной обработке приза-бойной зоны пласта и вызове притока:

1 - газификационная установка АГУ-8К; 2 - электростанция; 3 - газопровод (шланги высокого давления); 4 - обратный клапан; 5 - “гребенка”; 6 - насосный агрегат 4АН-700 (ЗЦА-400, ЦА-320М); 7 - кислотовоз Аз-ЗОА или КП-6,5; 8 - трубопровод для подачи кислотного раствора или пенообразующей жидкости в смеситель (эжектор); 9 - обо11ование для регулирования соотношения фаз; 10 - смеситель (аэратор, тройник, эжектор); - манометр; 12 - нагнетательная линия для подачи технологического агента (жидкости, газированной жидкости - пены, газа) в скважину; 13 - тройник; 14 - 20 - задвижки фонтанной арматуры; 21 - выкидной трубопровод для подачи жидкости и пены из скважины в накопительную емкость; 22 - нефтесбор-ный коллектор; 23 - крестовина фонтанной арматуры; 24 - задвижка для отключения линии насосных агрегатов; 25 - накопительная емкость; 26 - якорь стопорный для закрепления выкидной линии 21; 27 - пробоотборный кран

300

димо использовать 10-15 %-ную соляную кислоту с добавкой 2-4 % плавиковой кислоты.

Необходимый объем кислотного раствора следует определять по результатам лабораторных исследований в условиях, близких к пластовым, и имеющегося промыслового опыта.

В качестве продавочной жидкости следует использовать воду, нефть или газированную азотом жидкость (пену).

Объем продавочной жидкости устанавливается исходя из условия заполнения ею внутреннего объема НКТ, объема эксплуатационной колонны в интервале перфорации и вытесняемой в призабойную зону пласта части объема кислотного раствора с целью полной его нейтрализации согласно зависимости

У = У + V' + /С'У,„, (9.25)

lip MKl d.K K.p

гДе ^нкт ~~ внутренний объем НКТ; Уэ'к - объем эксплуатационной колонны в интервале перфорации; К' - опытный коэффициент, определенный по данным лабораторных исследований, обычно К' = 0,5; Укр - объем кислотного раствора.

Формула (9.25) применима для терригенных коллекторов.

Для карбонатных коллекторов следует использовать зависимость

У = У + У' (9.26)

lip MKl d.K

Для проведения обработки АКС необходимо спустить в скважину колонну НКТ до забоя и промыть скважину. После промывки приподнять НКТ, установив башмак лифта на 2-3 м выше верхнего перфорационного отверстия. Оборудовать устье скважины фонтанной арматурой.

Если ожидаемое максимальное давление нагнетания азотнокислот-ной смеси превышает допустимое для эксплуатационной колонны, то НКТ следует оборудовать пакером двустороннего действия с обратным клапаном, установив его выше интервала перфорации. Пакер должен обеспечивать закачивание азотнокислотной смеси в пласт и пропускание жидкости из межтрубного пространства в трубное при вызове притока флюида из пласта.

Определить приемистость пласта в зависимости от давления нагнетания, которое не должно составлять более 80 % от давления гидроразрыва пласта.

В случае недостаточной приемистости пласта вследствие загрязнения призабойной зоны необходимо установить кислотную ванну и путем тщательной промывки удалить продукты реакции с забоя скважины. В условиях возможного отложения в призабойной зоне тяжелых компонентов нефти (парафинов, смол, асфальтенов) провести обработку скважины растворителем или теплоносителем. Повторно определить приемистость пласта. С помощью насосных агрегатов 6 и кислотовоза 7 (см. рис. 9.16) приготовить расчетное количество кислотного раствора.

При ожидаемом максимальном давлении на устье ру < 20,0 МПа (в качестве смесителя используется аэратор или тройник) выполнить следующие работы. Открыть задвижки 15, 18, 19, закрыть задвижки 16, 14, 17, 20, 24 и с помощью газификационных установок / произвести нагнетание в лифтовую колонну газообразного азота из расчета заполнения газом внутреннего объе-

301

ма лифта, что будет соответствовать моменту начала пролета газа через башмак лифта. После окончания закачивания газообразного азота закрыть устьевую задвижку 19 (на межтрубном п1остранстве) и при открытых задвижках 15, 18, 24 с помощью установок и насосных агрегатов 6 через смеситель 10 осуществить нагнетание в лифтовую колонну азотнокислотной смеси, исходя из условия обеспечения не менее 50 нм3 азота на 1 м3 раствора при расходе последнего от 0,20 до 0,25 м3/мин. Первоначально в смеситель 10 подать соляную кислоту, затем - глинокислоту. Путем нагнетания в трубное пространство газированной азотом продавочной жидкости, продавить азотнокислотную смесь в пласт. После окончания продавлива-ния закрыть задвижки 15, 24 и плавно снизить давление в межтрубном и трубном пространствах скважины, открыв задвижки 17, 19 с целью своевременного удаления продуктов реакции из пласта и направив выходящую из скважины жидкость по выкидной линии 21 в накопительную ем-кость 25. После снижения давления в скважине открыть задвижку 14, закрыть задвижку 19 и с помощью установок АГУ-8К произвести подачу газа в межтрубное пространство для вызова притока и дренирования пласта.

При ожидаемом максимальном давлении на устье 20,0 < р < 35,0 МПа (в качестве смесителя используется эжектор) выполнить следующие операции. Открыть задвижки 15, 18, 19, 24, закрыть задвижки 14, 16, 17, 20 (см. рис. 9.16) и с помощью азотных газификационных установок 1, насосных агрегатов 6 и кислотовоза 7 через смеситель (эжектор) 10 по линии 12 осуществить приготовление и нагнетание в лифтовую колонну азотнокислотной смеси (газированного азотом кислотного раствора) при открытом межтрубном пространстве, исходя из условия обеспечения не менее 50 нм3 азота на 1 м3 кислотного раствора, при расходе последнего от 0,20 до 0,25 м3/мин.

Перед закачиванием азотнокислотной смеси можно заполнить лифт газообразным азотом до давления на устье 20,0 МПа.

После заполнения лифтовой колонны азотнокислотной смесью закрыть устьевую задвижку 19 на межтрубном пространстве и продолжить нагнетание в скважину требуемого объема газированного кислотного раствора.

После подачи в скважину всего объема кислотного раствора продавить азотнокислотную смесь в пласт.

По окончании продавливания закрыть устьевую задвижку 15 и плавно снизить давление в межтрубном и трубном пространствах скважины, открыв задвижки 17, 19 с целью своевременного удаления продуктов реакции кислоты из пласта, направив выходящую из скважины жидкость по выкидной линии 21 в накопительную емкость 25.

После снижения давления в скважине закрыть задвижку 19, открыть задвижку 14 ж с помощью установок АГУ-8К и насосных агрегатов 6 через смеситель 10 произвести нагнетание газированной азотом жидкости (пены) в межтрубное пространство для дренирования пласта и вызова притока.

9.3.3. ОПЫТ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН АКС

Обработку АКС проводили на Росильнянском газоконденсатном и Битков-ском нефтяном месторождениях Предкарпатья.

Росильнянское месторождение характеризуется большой изменчивостью коллекторских свойств по площади и разрезу эоценовых отложений и

302

вследствие этого большим диапазоном изменения дебита газа от 10 до 1000 тыс. м3/сут при высоком пластовом давлении.

Битковское месторождение разрабатывается на режиме растворенного газа, причем пластовое давление снизилось в некоторых зонах до 0,5 от гидростатического. Карбонатность менилитовых пород составляет в среднем 3,9 % при среднеквадратическом отклонении ±2,6 %. Все скважины Битков -ского месторождения неоднократно (3-8 раз) подвергали обработкам: ГРП, кислотным, термообработкам и др. Успешность повторных обработок в условиях снижающегося пластового давления постоянно падает.

Так, успешность вторых и третьих кислотных обработок составляет уже до 30 %, а дополнительная добыча Д снизилась от 1100 т на успешную операцию (при первой обработке) до 100 т (при третьей). Соответственно при пластовых давлениях, близких к гидростатическому, Д = 800 т, а при давлении около половины давления гидростатического столба воды Д = 70 т на одну успешную скважино-операцию. В таких условиях началось внедрение АКС на Битковском месторождении.

В табл. 9.5 приведены сведения о параметрах и результатах некоторых обработок.

Скв. 527 Битковского месторождения вскрыла менилитовые отложения в интервале 1994-2257 м, оборудованном фильтром. Лифт 63,5 х 50,8 мм спущен на глубину 1989 м. Начальный дебит скважины составил 0,5 т/сут нефти, газовый фактор - 340 м3/т, пластовое давление - 24,5 МПа. Два гидроразрыва пласта с закачкой 3,5 и 4,5 т песка и кислотная обработка 16 м3 14 %-ной НС1 были неуспешными. Дебит составил 0,5-0,3 т/сут. Потом скважина переведена на газлифт с дебитом 3,0 т/сут.

При пластовом давлении 10,5 МПа проводилась обработка АКС. Дебит увеличился до 6,3 т/сут. За 5 мес дополнительно добыто 220 т нефти, что примерно в 2 раза выше средней эффективности операций.

Таблица 9.5 Примеры обработки АКС

Номер,
Вскры-
Диаметр
Давле

тип сква-
тый ин-
НКТ,
ние на

жины,
тервал,
мм/глу-
тета-

дата
м
бина
ния,

спуска
МПа

42 Р,
2825-
63,5
25

газовая,
2890
2826

2.11.1971
2950-3020

527 Б,
1994-
50,8-63,5
17

нефтя-
2257
1989

ная, 1972

42 Р, га-
2825-
63,5
32

зовая,
2890
2826

21.06.
2950-

1972
3020

451 Б,
1651-
63,5
19

нефтя-
1925

ная,
1645

14.09.
1645

1972

Кислотность в пересчете на СН3СООН составляет 3 %.

303

Объем закачан-
Расход, м3/мин
Рецептура раствора
Степень аэрации,
м3/м3
Объем зака-

ного кислотного раствора,
м3
кислоты
азота
чанного азота, м3

50
0,20
12
Кислые
1:60
3500

18
0,30
12
стоки цеха СЖК Надвор-нянского ВПЗ* 10 % НС1
1:40
3500

45
0,24
12
10 % НС1
1:50
2200

15
0,15
6
10 % YC1
10 % НС1 +
+ 1 % HF
1:40
3000

Скв. 451 Битковского месторождения после обводнения газовых пластов переведена на вышележащие менилитовые отложения в интервале 1651-1955 м. Цементный мост установлен на глубине 2364 м. После перфорации дебит нефти составил 1 т/сут, а в результате последующей обработки АКС увеличился до 3,8 т/сут.

Две последовательные обработки АКС скв. 42 Росильна были успешными и привели к увеличению дебита от 15 тыс. до 30 тыс. м3/сут и от 30 тыс. до 50 тыс. м3/сут.

Термометрическими исследованиями выявлено, что после обработки АКС получен приток газа из ранее не вовлеченных в разработку пластов.

В Прикарпатье введены в разработку глубокозалегающие месторождения (Оров-Уличнянское, Старо-Самборское и др.), характеризующиеся низкими коэффициентами продуктивности скважин (0,5-4,0 т/(с сут-МПа)) и большими депрессиями (15-25 МПа) при их освоении и эксплуатации. Продуктивные ямненские отложения палеоцена Старо-Самборского месторождения залегают на глубине 3500-3800 м.

Коллекторы представлены мелкозернистыми кварцевыми песчаниками и алевролитами (65-85 % кварца, остальное - полевые шпаты, глауконит) с прослоями глинистых сланцев. Эффективная мощность ямненских отложений до 70 м, пористость в среднем 15 %, а проницаемость, по промысловым данным, (1+3) 10~3 мкм2 при среднем радиусе пор 1 мкм. Карбонатность продуктивных пород достигает 10-20 %. Начальное пластовое давление на глубине 3500 м составляло 48 МПа, текущее - 34,6 МПа, а давление насыщения - 15,6 МПа. Плотность нефти 0,85 г/см3, вязкость ее при температуре 40 °С 7 МПа-с, пластовая температура около 92 °С.

На Оров-Уличнянском месторождении разрабатываются нижнеменили-товые отложения олигоцена (2700-3800 м), представленные чередованием до 20 пропластков песчаников и алевролитов с аргиллитами. Эффективная мощность коллекторов до 30 м. Средняя проницаемость песчаников (1+2) 10~3 мкм2, пористость 13 %, карбонатность 2,0-3,1 %. Песчаники кварцевые, мелкозернистые с глинистым, кремнистым, реже с известковистым и битуминозным цементом. Начальное пластовое давление (38 МПа) снизилось до 20 МПа, а давление насыщения составляет около 30 МПа. Газовый фактор увеличился до 1000 м3/т. Плотность нефти 840 кг/м3, вязкость 3-5 мПа-с при температуре 40 °С, пластовая температура 80-90 °С.

В результате лабораторных исследований кислотного воздействия на низкопроницаемые коллекторы Прикарпатья выявлено резкое уменьшение эффективности обработки, вплоть до снижения проницаемости по сравнению с начальной, даже при кратковременном (до 1 ч) оставлении продуктов реакции в поровом пространстве. При немедленном удалении из порового пространства продуктов реакции можно добиться 1,5-2-кратного роста проницаемости при начальной карбонатности образцов 2-3 % и до 4-кратного -при карбонатности около 5 %. Своевременное удаление из призабойной зоны пласта продуктов реакции обеспечивает повышение успешности операции до 76-90 % и высокую эффективность на Долинском и Северо-Долинском месторождениях.

Установлено, что для успешной кислотной обработки Оров-Уличнян-ского и Старо-Самборского месторождений необходимо немедленное извлечение продуктов реакции. Так, более 10 скважин Оров-Уличнянского месторождения подвергались солянокислотной (10-15 % НС1 и 5 % СН3СООН) или глинокислотной (с добавкой до 1 % HF) обработке с закачкой в пласт

304

6-10 м3 кислотного раствора при давлении на устье 20-30 МПа. Все обработки оказались неуспешными. Только по скв. 112 (Уличняна), где кислотный раствор продавили в глубь пласта 50 м3 нефти, дебит увеличился от 2 до 7,6 т/сут и дополнительно было добыто более 1500 т. Успешными были обработки нагнетательных скважин с немедленной продавкой кислоты в пласт 80-120 м3 воды и переводом скважин под закачку.

Полагая, что причины низкой успешности кислотных обработок - несвоевременное извлечение продуктов реакции из пласта и недостаточная полнота их выноса из порового пространства, на этих месторождениях провели пять успешных кислотных обработок с использованием азота.

Ствол скважины заполняли дегазированной нефтью, не изменяя подвески лифта. Далее, при открытом затрубном пространстве закачивали в трубы 500 м3 азота, затем 6 м3 15 %-ной НС1 и 0,15 % КИ-1 с добавкой 30 м3 азота на 1 м3 раствора. Продавливание кислоты в пласт осуществляли нефтью в объеме труб после закрытия затрубного пространства при давлениях на устье до 33 МПа и расходе до 0,2 м3/мин. Затем сразу открывали затруб-ную задвижку и пласт начинал очищаться в основном за счет использования энергии упругого сжатия жидкости и азота. Одновременно в трубки 2-3 ч закачивали азот при расходе 6 м3, продавливали 6-9 м3 газированной азотом нефти и опять продолжали закачку азота еще в течение 2-3 ч при максимальном давлении. Обычно после 4-8 ч дренирования скважины начинали фонтанировать.

В табл. 9.6 приведены сведения о технологии и результатах обработок с азотом.

Во все скважины закачивали 15 %-ный солянокислотный раствор объемом 6 м3, работало по одной установке АГУ-8К и расход газа составлял 6 м3/мин. Дополнительная добыча на одну обработку составила в среднем 1854 т.

Особенность обработок АКС - совмещение процесса кислотного воздействия и освоения скважин в одном цикле. При этом обеспечивается очень важное преимущество новой технологии - немедленное после закачки кислоты извлечение продуктов реакции НС1 и глинокислоты из низкопроницаемых (0,001-0,003 мкм2) слабокарбонатных коллекторов. Процесс обработки и

Таблица 9.6

Примеры обработок АКС

Показатели
Старо-Самборское месторождение, эксплуатационный объект Ямна
Оров-Уличнянская залежь,
эксплуатационный объект
Менилиты

Ст. С-7
Ст. С-14
Ст. С-65
Ул-35
Ул-60

Длина лифта (d = 73 мм), м Обрабатываемый интервал, м Пластовое давление, МПа
Закачано продавочной жид-кости, м
Давление на устье, МПа Расход жидкости, м3 Дебит нефти, т/сут:
до обработки
после обработки Дополнительно добыто, т
3612 3687-3575
38,9
И
25,0-33,0 0,15
7,6 22,0 885
3720 3503-3550
36,3
18
29,0-30,0 0,16
18,0 38,0 5802
3602 3398-3458
Не определяли 15
25,0-30,0 0,16
16,3 19,2 328
2944 2945-2884
12,5
И
30,0 0,15
0,6 8,0 1950
2908 2812-2926
13,0
10,5
30,0 0,15
1,2 3,0 305

305

Таблица 9.7

Эффективность обработок АКС и КО

Вид кислотной обработки
Предприятие
Число сква-жино-операций
Успешность,
/о
Дополнительно добыто, т

Всего
На обработку

КО
АКС
КО
АКС
Надворнаянефте-газ
Бориславнефтегаз
18
34 12 13
33
79 8 78
2 420
14 668 1 600 29 800
134
430
133
2 220

освоения скважины глубиной до 2500 м заканчивается за 4-6 ч. Разработанная схема позволяет вести закачку АКС в скважины при давлении на устье до 35 МПа и добавке 60 м3 азота на 1 м3 кислотного раствора.

В табл. 9.7 для сравнения приведены сведения о технологических результатах кислотных обработок (КО) и обработок АКС.

Обработки с азотом обеспечивают значительный рост успешности (более чем на 50 %) и почти трехкратное увеличение добычи по сравнению с результатами КО, проведенных ранее на тех же скважинах. Благодаря большим возможностям обработок АКС на месторождениях с терригенными низкопроницаемыми коллекторами, где скважины неоднократно подвергались кислотному воздействию, увеличивается фонд скважин, перспективный для обработки.

9.4.0БРАБОТКА СКВАЖИН СМЕСЬЮ КИСЛОТЫ С ПРИРОДНЫМ ГАЗОМ

Наиболее широкое распространение среди методов ОПЗ получила кислотная обработка, которую раньше на месторождениях ДДВ проводили по стандартной технологии и рецептуре. Для обработки применяли солянокислот-ные и глинокислотные растворы. В качестве ингибитора и стабилизатора использовали катапин и уксусную или лимонную кислоту соответственно. После окончания операции скважину осваивали газом высокого давления, пеной, скважинными штанговыми насосами в зависимости от способа эксплуатации.

Однако стандартная технология кислотной обработки на поздней стадии разработки отложений нижнего карбона становится малоэффективной. Невысокая эффективность кислотной обработки коллекторов нижнего карбона обусловлена в основном их низкими фильтрационно-емкостными свойствами и значительным истощением пластовой энергии. При попадании посторонних жидкостей в такие пласты вследствие диспергирования глинистых частиц и их миграции осложняется процесс освоения скважины. Освоение скважины и очистка обработанной части пласта от продуктов реакции кислотных растворов с породой также затруднены в связи с значительным падением пластового давления.

Таким образом, для повышения эффективности кислотного воздействия на слабопроницаемые пласты с низкой пластовой энергией необходимо совершенствовать технологию кислотных обработок в направлении, обеспечивающем своевременную и наиболее полную очистку обработанной части пласта от продуктов реакции кислотного раствора с породой и нагнетаемых в пласт жидкостей.

306

9.4.1. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ НАГНЕТАНИЯ В СКВАЖИНУ ГАЗОКИСЛОТНЫХ СМЕСЕЙ

Основными источниками газообразной фазы являются компрессоры типа УКП-80, КПУ-16/100, АКС-7/20А, КПУ-16/250 и установки АГУ, которые применяют на предприятиях объединения "Укрнефть" с 1971 г. Газообразный азот получают из жидкого азота на установках типа УГУ-8К, при этом максимальное давление нагнетания газообразного азота 22 МПа и расход 0,1 м3/с. Из одной заправки жидкого азота на установке получают 3500 м3 газообразного азота. Так, используя существующее оборудование, процесс газокислотной обработки можно реализовать на скважинах при давлении до 25 МПа, а применяя эжекторы - до 35 МПа. Газовое число смеси при обработке пластов на глубине 3000 м с использованием компрессора КПУ-16/250 при расходе жидкой фазы 0,004 м3/с и давлении нагнетания 25 МПа составит 0,1-0,2.

Один из возможных путей увеличения газового числа смеси - применение природного газа высокого давления при газокислотной обработке пластов. Это возможно при воздействии на пласты в призабойной зоне нефтяных газлифтных и газовых скважин. Опыт показал, что при обработке низкопроницаемых пластов на промыслах ДДВ газокислотными смесями значения давления нагнетания достигают 10-30 МПа. Для получения такого давления газокислотной смеси при нагнетании в скважину применяют эжекти-рующие устройства. На промыслах широко используют эжектор конструкции Куйбышевского НИИНП. Однако применение этого эжектора при обработке пластов газокислотными смесями с использованием в качестве газовой фазы природного газа связано с различными трудностями. Необходимо провести сложные подготовительные работы по креплению эжектора, сборке подводящей газовой и нагнетательной газожидкостной линий на фланцах или сварных соединениях согласно требованиям правил безопасного ведения работ.

Разработан специальный устьевой эжектор, который устанавливают непосредственно на фонтанную арматуру скважины. Расчеты показывают, что для достижения давления газокислотной смеси 25-30 МПа при давлении в газовой линии 10-20 МПа и средних коэффициентах эжекции необходимо, чтобы отношение площади сечения камеры смешения к площади сечения сопла f3:f2 = 3.

На рис. 9.17 приведена принципиальная схема обвязки устья скважины при газокислотной обработке с использованием устьевого эжектора. Для монтажа эжектора закрывают центральную задвижку 16 и задвижки на выкидных линиях 2, 4, 13~15. Снимают буферную заглушку или задвижку, т.е. освобождают верхний фланец крестовины 5 или тройника фонтанной арматуры. После чего шаблоном диаметром 50 мм проверяют проходное отверстие крестовины. Далее монтируют устьевой эжектор и проверяют его работоспособность. Для этого к нагнетательной линии подсоединяют насосный агрегат и, открыв задвижки 16, 4, 2, создают водой в нагнетательной полости 7 эжектора давление рр. При правильно собранном устьевом эжекторе и надежной герметизации соплодержателя в корпусе диффузора и сопла в соп-лодержателе давление р должно быть на 10-25 МПа больше давления рс в полости газожидкостной смеси эжектора. Давление р определяют по манометру 3 или манометру на насосном агрегате при его работе, а давление рс -по манометру 3 в момент остановки насосного агрегата, так как давление в

307

Рис. 9.17. Схема обвязки устья скважины с использованием устьевого эжектора:

1, 3, 18 - манометры; 2, 4, 13~17 - задвижки фонтанной арматуры; 5 - крестовина фонтанной арматуры; 6 - фланец эжектора; 7 - нагнетательный переводник; 8 - сопло; 9 - диффузор; 10 - линия подвода газовой фазы; 11 - уплотнительный элемент; 12 - полость газожидкостной смеси

нагнетательной полости и полости газожидкостной смеси эжектора после остановки агрегата выравнивается. Далее проверяют герметичность элемента 11, разобщающего газовую полость эжектора и полость газожидкостной смеси. Для этого насосным агрегатом создают давление в нагнетательной полости эжектора и выходят на устойчивый режим его работы (стабилизируются давления рр и ря). После этого задвижку 14 на газовой линии закрывают, и давление в газовой полости эжектора ри снижается. Уменьшение давления в газовой полости эжектора фиксируется по манометру 1. Для проверки работоспособности обратных клапанов на газовой линии закрывают задвижки 4, 17, останавливают насосный агрегат и закрывают задвижку 16. При надежной герметизации обратными клапанами газовой линии от нагнетательной и газожидкостной полостей эжектора давление в нагнетательной полости (манометр 3) будет выше давления в газовой полости (манометр 1); эти давления не будут выравниваться. Только после установления работоспособности устьевого эжектора приступают непосредственно к газокислотной обработке.

308

9.4.2. ОБОСНОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН СМЕСЬЮ КИСЛОТНЫХ РАСТВОРОВ С ПРИРОДНЫМ ГАЗОМ

Выбор объектов для газокислотной обработки. При этом используют такие же критерии, как и при выборе объектов для кислотного воздействия по обычной технологии. Многими исследователями установлено отрицательное влияние на эффективность кислотного воздействия несвоевременного и неполного удаления из обработанной части пласта продуктов реакции кислотного раствора с породой и нагнетаемых жидкостей. Влияние этого фактора существенно при воздействии кислотными растворами и обычной технологии на низкопроницаемые пласты с пластовым давлением ниже гидростатического. Для определения влияния пластового давления на эффективность кислотной обработки низкопроницаемых (проницаемостью 0,01-0,02 мкм2) пластов была проведена обработка промысловых данных с использованием дисперсионного анализа по Битковскому нефтяному месторождению. Нулевая гипотеза сформулирована следующим образом: величина относительного пластового давления р0 пл не влияет на дополнительную добычу после кислотной обработки. В табл. 9.8 приведена схема варьирования успешности и эффективности первых кислотных обработок на скважинах Битковского нефтяного месторождения за 20 лет.

Из табл. 9.8 видно, что с ростом относительного пластового давления величина дополнительной добычи на одну обработку и успешность операций увеличиваются. Статистической обработкой исходного материала (табл. 9.9) установлено, что опытный критерий Фишера больше критического (Fon > > FKpo,o5)i те- нулевая гипотеза отвергается, и, следовательно, величина относительного пластового давления существенно влияет на дополнительную добычу после кислотной обработки, а значит, и на эффективность кислотной обработки.

Таблица 9.8

Исходные статистические данные

Уровни р МПа/м

0,052-0,070 0,071-0,090 0,091-0,110 0,111-0,130

Число операций

6 12 18 6

Успешность, %

33 33 83 80

Пределы измерения дополнительной добычи на одну кислотную обработку, т

0-82 0-964 0-2052 0-3890

Средняя арифметическая дополнительная добыча, т

17 199 569 1070

Таблица 9.9

Результаты обработки данных

Источники
Сумма квад-

варьирования
рата отклоне-

ния

Общее всех вариан-
24 880 000

тов

Фактор
4 643 460

Случайные отклоне-
20 243 000

ния

Степень свободы

41

3 39

Дисперсия

1 547 800 512 000

Критерий Фишера

опытный F

3,03

критический

2,84

309

Таким образом, установлено, что если относительное пластовое давление достигло значения 0,9 и ниже, то проведение кислотной обработки по обычной технологии нецелесообразно. Для газонасыщенных пластов Глин-ско-Розбышевского газоконденсатного месторождения значение предельного снижения пластового давления составляет 0,85 гидростатического. Поэтому для улучшения фильтрационной характеристики пластов с давлением 0,9 гидростатического и ниже их необходимо подвергать воздействию газокислотными смесями.

На основании промысловых опытов определено, что объектами для газокислотной обработки могут быть низкопроницаемые поровые коллекторы, ранее подвергавшиеся кислотной обработке по обычной технологии, на которых повторные кислотные обработки по обычной технологии неэффективны. Эффективность газокислотной обработки таких объектов обусловлена более глубоким проникновением кислотного раствора в активном состоянии и образованием значительного числа глубоких каналов больших размеров.

Предпочтительными объектами для газокислотной обработки являются газонасыщенные пласты, особенно если пластовое давление в залежах ниже гидростатического. Обработка газонасыщенных пластов газокислотными смесями предотвращает образование в призабойной зоне жидкостных барьеров, что облегчает процесс освоения скважины и очистки обработанной части пласта от продуктов реакции кислотного раствора с породой и нагнетаемых жидкостей.

Методика проектирования процесса газокислотной обработки пластов разработана на основе экспериментальных исследований, проведенных на низкопроницаемых слабокарбонатных коллекторах.

Скорость нейтрализации плавиковой кислоты из состава глинокислоты х % НС1 + у % HF при радиальной фильтрации газокислотной смеси через поровое пространство низкопроницаемых слабокарбонатных песчаников рассчитывают методом последовательных приближений в соответствии со схемой (рис. 9.18) с использованием ЭВМ.

Предположим, что в скважину нагнетают глинокислотный раствор в смеси с газовой фазой с начальной концентрацией плавиковой кислоты HF - у = С0, вязкостью vK, расходом глинокислотного раствора qK и газовым числом смеси Гр. Толщина обрабатываемого пласта h, пористость т, средний диаметр поровых каналов dcp, насыщенность пласта неподвижной жидкой фазой р0, газонасыщенность рг. Концентрацию плавиковой кислоты Сл+1 на внешней поверхности кольцевой зоны радиусом Rn+l находят по известной величине Сп на внутренней поверхности этой зоны радиусом Rn:

Рис. 9.18. Расчет нейтрализации кислоты при радиальной фильтрации газокислотной смеси

310

 I _ 4т I Cn+1 = Cn exp pn— , (9.27)

\ cp /

где p„ - коэффициент массопередачи при реакции плавиковой кислоты в поровом пространстве; т„ - время контактирования кислотного раствора с породой при его фильтрации от Rn до Rn+1, определяемое по зависимости

nhm\l-p0-Plj(R^+i-R^\ хп=------------------------------. (9.28)

Як

Значение коэффициента массопередачи определяют по уравнениям (9.23) и (9.24) в зависимости от гидродинамических условий фильтрации и газового числа газокислотной смеси. Значение условного параметра Рей-нольдса на контуре радиусом Rn при радиальной фильтрации газокислотной смеси в поровом пространстве рассчитывают по зависимости

Re =-----------^2----------. (9.29)

2xRnm(l - р0 - рг)уж

Необходимо отметить, что при изложенном подходе для расчета Сл+1 используют параметры С„, Р„, Reycjln на внутреннем контуре кольцевой зоны, а в середине зоны — Rn — Rn+1, вследствие чего степень истощения кислотного раствора несколько завышается. С целью устранения ошибки принимают небольшой шаг измерения радиуса. Расчет ведут последовательно с шагом Rn+l - Rn = 1 см для п = 0, 1, 2,..., п, приняв на забое п = 0; R0= Rc; у = С0.

Также рассчитывают профиль нейтрализации при любом заданном контуре Rq > Rc, на котором предполагается концентрация, равная начальной С0, что возможно в случае полного разложения компонентов породы, способных реагировать с раствором плавиковой кислоты в зоне R^ > Rc.

Пример реализации методики приведен для указанных границ применимости уравнений (9.23) и (9.24), по которым определяется коэффициент массопередачи для плавиковой кислоты при движении через поровое пространство газоглинокислотного раствора состава 10 %-ная НС1 + 1 %-ная HF с нейтрализацией плавиковой кислоты от начальной до 0,1 %. В расчете принято: vK = 0,005 см2/с; qK = (3; 4; 6)10 3 см3/с; т = 0,133; ров = 0,25; Гр = 0; 0,5; 1; 1,5; 1,75; dcp = (2; 3; 5)10~4 см, т.е. параметры, реально встречаемые при обработке низкопроницаемых слабокарбонатных коллекторов. Наиболее интенсивно нейтрализация плавиковой кислоты происходит при малых газовых числах. Ширина профиля нейтрализации при этом составляет 14-16 см от стенки скважины. При росте газового числа снижается скорость нейтрализации плавиковой кислоты, вследствие чего радиус проникновения ее в активном состоянии увеличивается до 2 раз. С ростом среднего диаметра по-ровых каналов в рассматриваемых пределах глубина радиального проникновения кислоты также увеличивается. Например, для расхода плавиковой кислоты qK = 6 • 10~3 см/с при росте среднего диаметра пор от 2 • 10~4 до 5 • 10~4 см при газовом числе Гр = 1,75, ширина профиля нейтрализации увеличивается от 40 до 50 см. Повышение расхода при нагнетании глино-кислотного раствора приводит к расширению профилей нейтрализации плавиковой кислоты. Так, при увеличении расхода глинокислотного раствора от 3 • 10~3 до 6 • 10~3 см3/с для различных газовых чисел и средних диаметров поровых каналов радиус охвата воздействием увеличивается в 1,4—1,8

311

раза. При больших расходах глинокислотного раствора увеличение газового числа смеси оказывает существенное влияние на расширение профиля нейтрализации. Для прогнозирования повышения производительности скважины после газокислотного воздействия при наличии информативных данных о толщине и начальной проницаемости пласта используют зависимость коэффициента кратности роста проницаемости от объема нагнетаемого кислотного раствора и начальной проницаемости пласта. Зависимость коэффициента кратности, полученная по опытным данным, имеет вид

г)ш = Ах - A2k0, (9.30)

где At и А2 - коэффициенты, зависящие при прочих равных условиях от объема нагнетаемого кислотного раствора (при нагнетании через образцы горных пород 13 поровых объемов глинокислотного раствора At = 6,97 и А2 = = 0,53, а 26 поровых объемов - Ах = 12 и А2 = -0,9); k0 - начальная проницаемость пласта.

Газовое число смеси определяется по зависимости

Гр = аэр0/р1КС, (9.31)

где Гр - расчетное газовое число смеси; аэ - степень аэрации смеси (отношение объема газа к объему жидкости в нормальных условиях); р0 -атмосферное давление; р1КС - забойное давление при закачке газокислотной смеси в пласты.

Ожидаемое забойное давление при закачке газокислотного раствора в пласты определяют по зависимости

pIKC = AHgTadpK0, (9.32)

где А - коэффициент, учитывающий повышение давления при нагнетании в пласты двухфазной газожидкостной смеси, для коллекторов проницаемостью (5^-15)10 3 мкм2 при Гр < 3 по данным лабораторных исследований А = = 1,2; Н — глубина залегания обрабатываемых пластов, м; grad/?K0 - градиент давления, определенный при нагнетании в пласты жидкой фазы, МПа/м,

grad/3K0 = рк0/Н; (9.33)

рк0 - забойное давление при нагнетании в скважину жидкой фазы, МПа.

При отсутствии сведений о давлении рк0 в процессе нагнетания жидкой фазы в скважину можно использовать среднее арифметическое значений давлений по другим скважинам этой же залежи. Для залежей нижнего карбона Глинско-Розбышевского газоконденсатного месторождения grad/?K0 при закачке жидкой фазы в пласты с давлением 0,7-0,8 гидростатического составляют 0,0128-0,0135 МПа/м.

Наибольшее значение степени аэрации аэ ж достигается при использовании устьевого эжектирующего устройства при условии ps = рс = ру. Для этого условия и определяется расчетная степень аэрации а0, обеспечивающая забойное давление ртк0 при закачке в пласты газокислотной смеси. Значение расчетной степени аэрации без учета гидравлических потерь давления при движении газокислотной смеси находят по зависимости

(^(ЯКГ5/10\ -ртк0+Ру

. (9.34)

РоЩРткс/Ру

312

Здесь Кх = рж| 1 + ар ?io_o>_, где рж, рг0 - плотность жидкости и газа при

V Рж Рткс/

нормальных условиях.

При закачке газокислотных растворов в скважину с использованием эжектирующего устройства в большинстве случаев объемный расход кислотного раствора составляет 0,003-0,004 м3/с, а газовое число смеси равно 0,2-0,5. В таких условиях газожидкостная смесь при движении по насосно-компрессорным трубам имеет эмульсионную структуру. Потери давления на трение составляют 0,05-0,35 МПа на 1000 м, и при проектировании процесса на скважинах глубиной до 3000 м ими можно пренебречь.

Для определения степени аэрации аэ, которой можно достичь применением эжектирующего устройства при диаметре сопла 4,5 мм и соотношении f3/fi = 3 при различных значениях рр, рс и ря, построены номограммы. На рис. 9.19 приведена номограмма для определения аэ при рр = 50 МПа и разных значениях рс и ря.

Определив по номограмме значение аэ для условия ри = рс = ру, сравнивают его с расчетным значением степени аэрации ар, которое должно обеспечивать на забое давление рткс. Если значения аэ и ар равны, то процесс будет протекать при параметрах ps = рс = ру и рр и соответствующим им.

Когда аэ > ар, при параметрах, принятых в расчете, гидростатическое давление газожидкостной смеси в стволе скважины будет недостаточным для обеспечения на забое р1КС. В этом случае необходимо провести перерасчет степени аэрации, увеличив рс на 1 МПа методом последовательных приближений до совпадения значений аэ и ар. Если значение аэ < ар, то процесс можно осуществлять при параметрах, принятых в расчете, так как это значение аэ будет обеспечивать смесь, которая создает на забое давление, большее рткс (при условии ря = рс = ру). В результате этого давление на устье несколько снизится и установится согласованный режим нагнетания при принятых в расчете величинах рю рр и несколько сниженных рс = ру. Дав-

Рис. 9.19. Номограмма для определения степени аэрации в зависимости от давления в тазовой линии ри при рв = р = = 50 МПа, рс = ри + 10 МПа для эжектора с Д/Д = 3:

1,2,3,4,5,6,7,8 - зависимости для значений рс, равных соответственно рк, рк + 1 МПа, рк + 3 МПа, рк + 5 МПа, ри + 1 МПа, ри + 8 МПа, ри + 9 МПа, ри + 10 МПа

313

ление рс определяют путем кратковременного закрытия задвижки на газовой линии и остановки агрегата на нагнетательной линии до устьевого эжекти-рующего устройства.

В процессе проектирования основных параметров газокислотной обработки величина gradpK0 вносится с погрешностью и значение расчетной степени аэрации ар вычисляют без учета гидравлических потерь при движении газокислотной смеси. Фактический процесс будет осуществляться при параметрах, близких к расчетным. Значение давления на выходе из эжектора установится в соответствии со значением забойного давления и параметрами работы устьевого эжектора. В связи с этим необходимо по окончании процесса вычислить его параметры по фактическим данным для уточнения расчета параметров при проектировании последующих процессов.

При кислотной обработке низкопроницаемых слабокарбонатных коллекторов несвоевременное извлечение продуктов реакции кислотного раствора с породой и нагнетаемых жидкостей из обработанной части пласта часто приводит к снижению его фильтрационных характеристик, что отрицательно влияет на процесс освоения скважин. При обработке пластов газокислотными смесями величина газового числа смеси должна выбираться так, чтобы обеспечить наилучшие условия очистки обработанной части пласта от продуктов реакции и нагнетаемых жидкостей при освоении скважины. Необходимо, чтобы нижние значения газового числа смеси соответствовали условию фонтанирования (самоосвоения) скважины после нагнетания кислотного раствора в пласты.

Необходимую степень аэрации для обеспечения самоосвоения скважины при использовании в качестве жидкой фазы продавочной смеси нефти или конденсата нефтяного газа, а в качестве газовой фазы - природного газа высокого давления - можно определить из условия фонтанирования скважин. Установив значение удельного расхода газа для подъема жидкости из скважины, сравнивают его со значением степени аэрации аэ, определяемым по номограмме (см. рис. 9.19), которое может обеспечить устьевое эжектирую-щее устройство при заданных значениях р ря и рс. Если аэ больше удельного расхода газа для подъема жидкости из скважины, то последняя самоосвоится. Однако даже при соответствии условию фонтанирования скважины по НКТ она не самоосваивается, так как происходит переток жидкости из затрубного пространства в НКТ и образуется гидрозатвор. Для предотвращения этого явления затрубное пространство перед нагнетанием в скважину кислотного раствора заполняется газожидкостной смесью или пеной. При этом газовое число смеси в кольцевом пространстве должно также обеспечить условие фонтанирования скважины по НКТ или по затрубному пространству. В случае невозможности достижения газового числа смеси, обеспечивающего самоосвоение скважины, необходимо предусмотреть освоение скважины любым способом, позволяющим быстро и достаточно полно очистить обработанную часть пласта от продуктов реакции кислотного раствора с породой и нагнетаемых жидкостей. Так, нижние рациональные значения газового числа смеси при обработке как нефтенасыщенных, так и газонасыщенных пластов должны обеспечить самоосвоение скважины.

При выборе верхних значений газового числа смеси необходимо исходить из условия обеспечения максимального радиуса охвата воздействием, т.е. стремиться достичь максимальных газовых чисел. Однако при обработке нефтенасыщенных пластов следует также обеспечить максимальную подвижность в пласте (фазовую проницаемость) для жидкой фазы в процессе

314

освоения скважины. Это позволит наиболее полно извлечь из обработанной части пласта продукты реакции кислотного раствора с породой пласта и нагнетаемых жидкостей. При обработке нефтенасыщенных пластов газокислотными смесями верхнее рациональное значение газового числа смеси должно составлять не более 2. Это обеспечивает условия высокой подвижности жидкой фазы в пласте.

В процессе обработки газокислотными смесями газонасыщенных пластов для предотвращения образования в прискважинной зоне жидкостных барьеров обработку необходимо проектировать с обеспечением максимально возможных газовых чисел, желательно при значениях Гр > 5, т.е. с образованием атомизированной кислоты. Газовое число продавочной газокислотной смеси при обработке как нефтенасыщенных, так и газонасыщенных пластов должно быть максимально возможным, что обеспечит создание значительных депрессий на пласт в момент освоения скважины.

Изложенные представления о механизме процесса обработки низкопроницаемых слабокарбонатных коллекторов кислотными растворами в смеси с газообразными агентами успешно применяют для проектирования технологии обработки газокислотными смесями пластов в призабойной зоне на месторождениях объединения "Укрнефть".

9.4.3.ТЕХНОЛОГИЯ ГАЗОКИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

Рассмотрим типовую технологическую схему обработки пластов в призабойной зоне скважин с использованием газообразных агентов (азота).

Устье скважины обвязывается с эжектором, к нагнетательной полости которого подсоединяется насосный агрегат, нагнетающий кислотный раствор, а к всасывающей полости - азотные установки, подающие газообразный азот. Оборудование для превращения жидкого азота в газообразный обеспечивается электроэнергией от передвижной электростанции.

Использование в качестве газообразного агента природного газа высокого давления с применением устьевого эжектирующего устройства упрощает технологию газокислотной обработки пластов, так как в технологической схеме исключается нагнетательная линия от эжектора к устью скважины, а также азотные установки и передвижная электростанция. Технологическая схема процесса приведена на рис. 9.20. Устье скважины оборудуют устьевым эжектором и обвязывают с насосным агрегатом, нагнетающим в скважину кислотный раствор и продавочную жидкость.

В зависимости от степени истощения пластовой энергии и технического состояния эксплуатационной колонны на основе полученных экспериментальных данных о механизме газокислотного воздействия на низкопроницаемые пласты разработаны две технологические схемы газокислотного воздействия с глушением скважины и без него.

При обработке пластов с давлением /зпл > 0,9 ртст, а также при использовании эксплуатационных колонн, допускающих проведение работ при невысоких (10-15 МПа) давлениях, проектируют процесс газокислотной обработки с глушением скважины. Процесс осуществляют следующим образом: устье скважины оборудуют устьевым эжектирующим устройством и обвязывают с насосным агрегатом согласно технологической схеме (см. рис. 9.20). Скважину заполняют нефтью, конденсатом нефтяного газа или водой, обра-

315

Рис. 9.20. Технологическая схема газокислотной обработки:

1,3,7, 12 - задвижки; 2 - манометр; 4 - кислотовод; 5 - агрегат 4АН-700; 6 - устьевое устройство; 8 - пруверная линия; 9, 10 - газожидкостная и газокислотная смесь соответственно; 11 - газ высокого давления

ботанной ПАВ. Далее определяют работоспособность устьевого эжектирующего устройства по методике, изложенной в подразделе 9.4.1. При нормальной работе эжектора приступают к нагнетанию через него кислотного раствора, причем в газовую полость эжектора подают газ. Газокислотную

смесь нагнетают в скважину при открытом затрубном пространстве. После нагнетания в скважину кислотного раствора объемом, равным 0,6-0,7 объема насосно-компрессорных труб, за-трубное пространство закрывают и продолжают нагнетание смесью кислотного раствора с газом. Продавку газокислотной смеси осуществляют водой, обработанной ПАВ. После продавки газокислотной смеси скважину немедленно осваивают путем подачи газа высокого давления в лифт при открытом затрубном пространстве. Если давления газа для освоения скважины недостаточно, то ее осваивают аэрацией, подавая через устьевой эжектор воду, обработанную ПАВ, и газ из шлейфа. Впервые газокислотная обработка пласта с глушением скважины была опробована на Глинско-Розбышевском газоконденсатном месторождении. Продуктивные пласты нижнего карбона этого месторождения представлены песчаниками и в меньшей мере алевролитами проницаемостью (0,5+40)10~3 мкм2 и пористостью 9-15 %. Указанные характеристики близки к характеристикам образцов горных пород, использованных при экспериментальных исследованиях. Эти же объекты подвергали кислотному воздействию по обычной технологии на ранней стадии разработки, когда пластовое давление было выше гидростатического, однако малоэффективным. По мнению авторов, это обусловлено несвоевременным и недостаточно полным извлечением продуктов реакции и нагнетаемых жидкостей из обработанной части пласта. Поэтому именно эти объекты выбраны для проведения первых газокислотных обработок. Опишем кратко процесс газокислотной обработки скв. 114, где пласты горизонта К-26-27 (/зпл =18,2 МПа) залегают на глубине 3374-3487 м. До обработки дебит газа составил 152 тыс. м3/сут и конденсата нефтяного газа - 9 т/сут. После обвязки устья скважины в соответствии со схемой (см. рис. 9.20) скважину заполнили водой, обработанной ПАВ, затем

316

агрегатом 4АН-700 стали нагнетать через устьевой эжектор глинокислотный раствор в смеси с природным газом высокого давления. В пласты поочередно провели нагнетание 4,5 м3 10 %-ной НС1 + 0,06 м3 формалина, затем 10 м3 10 %-ной НС1 + 1 %-ной HF и 0,08 м3 формалина и последнюю порцию кислотного раствора - 4,9 м3 10 %-ной НС1 и 0,06 м3 формалина. Продавили газокислотную смесь водой, обработанной ПАВ, в смеси с газом. Давление до эжектирующего устройства р составляло 40-42 МПа, давление в газовой линии рж = 18-18,5 МПа, давление на выходе из эжектора рс = 19 МПа. Степень аэрации, достигаемая при таких параметрах давления на эжекторе, составляла 170-180 м3/м3. Газовое число смеси Гр = 0,3-0,35. После продав-ки газокислотной смеси в пласты скважину освоили за 4 ч подачей газа высокого давления в лифт. Скважина в течение 5 сут восстанавливала производительность до первоначальной, а затем на протяжении 8 сут увеличивала дебит. Это, очевидно, происходило за счет дополнительной очистки приза-бойной зоны газонасыщенного пласта от нагнетаемых жидкостей. Дебит газа стабилизировался на уровне 200 тыс. м3/сут, при этом давление на буфере увеличилось на 0,5-1 МПа, по сравнению с буферным давлением во время обработки. На рис. 9.21 приведены результаты гидродинамических исследований скв. 114 до газокислотной обработки и после нее. Исследованиями установлено, что после газокислотного воздействия уменьшились коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и В. Коэффициент продуктивности по скважине увеличился более чем в 1,5 раза. Уменьшение коэффициента В происходит в результате изменения структуры порового пространства обработанной части пласта. Факт изменения структуры порового пространства, увеличения количества пережимов и расширений, появления проводящих каналов размером 20- 40 мкм установлен исследованием образцов горных пород в шлифах.

По аналогичной технологии проведены газокислотные обработки пластов К-26-27 в скв. 112 и 113, однако на скв. 113 получено незначительное увеличение дебита газа (дополнительная добыча газа составила 12,4 тыс. м3), а продолжительность эффекта 1 мес. Обработка пластов газокислотной смесью на скв. 112 оказалась неэффективной.

Низкая эффективность газокислотной обработки пластов в скв. 113 и 112 Глинско-Розбышевского газоконденсатного месторождения обусловлена тем, что в связи с незначительной приемистостью этих скважин давление при продавке газокислотного раствора увеличилось до 28 и 35 МПа, а газовые числа смеси при этом составляли 0,21 и 0,07 соответственно. Вследствие таких низких газовых чисел смеси значительно увеличились сроки освоения скв. 113 и 112 по сравнению со скв. 114. Скв. 113 осваивали в течение 14 ч, а скв. 112 - в течение 27 ч. Таким образом, промысловый опыт подтверждает главный вывод, полученный в результате лабораторных исследований, о том,

Рис. 9.21. Результаты исследования газовой скв. 114 Глинско-Розбышевского газоконденсатного месторождения:

1,2 - значения Ap2/Q соответственно до газокислотной обработки и после нее; 3,4— значения Ар2 соответственно до газокислотной обработки и после нее

317

что при кислотной обработке газонасыщенных пластов для обеспечения высокой эффективности процесса необходимо немедленно и наиболее полно очистить обработанную часть пласта от продуктов реакции кислотного раствора и нагнетаемых в пласт жидкостей.

Технологическая схема газокислотной обработки пласта с глушением скважины испытана также на нефтяных скважинах Глинско-Розбышевского месторождения. Одна из первых газокислотных обработок пластов была проведена на скв. 68. Продуктивные пласты горизонта П-3 (пермские отложения) представлены полимиктовыми песчаниками мелко- и среднезернис-тыми, непрочно сцементированными, слабокарбонатными (до 5 %). Цемент смешанный, карбонатно-глинистый и глинисто-карбонатный. Содержание цемента 10-40 %. В составе карбонатов отмечены кальцит и доломит. Глинистый материал представлен каолинитом. Горизонт П-3 сообщен со стволом скважины при помощи кумулятивной перфорации зарядами ПК-ЮЗ в интервалах 1862-1867 и 1876-1883 м. При эффективной толщине пласта 8 м скважина введена в эксплуатацию в 1963 г. с дебитом 62,5 т/сут нефти. В 1975 г. в связи с обводненностью продукции проведены изоляционные работы и скважина введена в эксплуатацию с дебитом 17 т/сут нефти и 3,07 т/сут воды. Текущий дебит на момент обработки скважины составил 7,4 т/сут нефти и 2,6 т/сут воды, пластовое давление 16,8 МПа. Скважина эксплуатируется газлифтным способом, и в связи с этим имеется природный газ высокого давления. Устье скважины обвязали согласно технологической схеме (см. рис. 9.20). Заполнили скважину нефтью, после чего в пласты последовательно стали нагнетать кислотные растворы в смеси с газом: 1-я порция - 3 м3 12 %-ной НС1; 2-я порция - 6 м3 12 %-ной НС1 + 1 %-ной HF; 3-я порция - 3 м3 12 %-ной НС1.

При нагнетании и продавливании газокислотной смеси в пласты давление до эжектора рр = 38+40 МПа, давление в газовой линии ри = = 12+12,5 МПа и давление на выходе из эжектора рс = 14+15 МПа. Степень аэрации при этих параметрах процесса достигала 120 м3/м3. После продав-ливания газокислотной смеси газоводяной смесью в объеме лифта и при-фильтровой части обсадной колонны скважину разрядили в амбар и освоили на протяжении 3 ч подачей газа в лифт. В процессе освоения скважины отобрали пробы кислотного раствора и определили остаточную кислотность. Остаточная кислотность (средняя из пяти проб) составляла 0,27 %, что подтверждает положение о практически полной нейтрализации кислотного раствора при движении его в поровом пространстве. По аналогичной технологии проведено еще шесть и три скважино-операции соответственно на нефтяных и газовых скважинах Глинско-Розбышевского нефтегазового месторождения, технологические параметры и результаты которых приведены в табл. 9.10.

При пластовых давлениях по горизонту П-3, составляющих 0,8-0,9 гидростатического, добавка газа к кислотному раствору позволила ускорить процесс освоения скважины после газокислотной обработки, сократив его от 10 до 2 ч. Это обеспечило достаточно высокую эффективность - до 2 тыс. т нефти и 156 тыс. м3 газа на одну успешную операцию газокислотной обработки. Однако по скв. 66 с пластовым давлением, равным 0,72 гидростатического, в результате несвоевременного освоения (освоение длилось 10 ч) получен отрицательный результат от газокислотного воздействия, дебит нефти по скважине снизился от 48 до 45 т/сут, скважина восстановила свой дебит

318

Таблица 9.10

Параметры обработок газированной кислотой

Номер скважины
Середина интервала перфорации, м
Дата обработки
Пластовое
давление,
МПа
Газовое число Гр
Пластовая температура, °С
Дебит скважин до/после обработки

жидкости,
т/сут
нефти,
т/сут
газа, тыс.
м3/сут

91 68 66 183 201 114 ИЗ 112
1819 1872 1897 1842 2790 3395 3690 3651
25.09.75 10.10.75 1.06.76 6.08.76 21.01.76 18.04.75 13.05.76 4.06.77
15,0 15,0 14,9 16,5 24,8 16,0 13,1 24,7
0,37 0,40 0,48 0,31 0,32 0,38 0,26 0,07
53 52 53
78 86 96 101
0/180 0/13 8/150 6/27 48/45 2,4/1,3 Прироста дебита не 0/200 0/5 - 9/16 11/12 -0
0/0,3 0,3/0,6 0,11/0,11 получено 0,8/0,95 152/221 142/152 0

лишь после 3 мес эксплуатации. Не получено также прироста дебита по скв. 183, освоение которой продолжалось 6 ч.

Так, промысловыми испытаниями установлено, что и при обработке нефтенасыщенных коллекторов одним из основных факторов, влияющих на эффективность процесса газокислотного воздействия, является своевременная и качественная очистка обработанной части пласта.

Вопрос совершенствования технологии газокислотного воздействия для улучшения условий очистки обработанной части пласта остро возник при повышении производительности скважин Чижевского нефтяного месторождения, пластовое давление по которому снизилось до значения 0,46 гидростатического. Кроме того, нефть по некоторым скважинам при контакте с кислотным раствором образовывала стойкие эмульсии, при движении которых по пласту в процессе освоения скважины после воздействия увеличились потери пластового давления. В таких условиях при значительном истощении пластовой энергии в пласты дополнительно проникала и жидкость, которой скважину глушили перед воздействием на пласт. Это тоже усложняло процесс освоения скважины. Особенно существенное влияние жидкости глушения на процесс освоения скважин отмечено при проникновении ее в газонасыщенные пласты с давлением 0,5 гидростатического и ниже.

Для улучшения условий освоения скважин и снижения отрицательного влияния жидкости глушения предложена новая технологическая схема газокислотной обработки пласта без глушения скважины. Эта технология реализуется, как правило, на работающих скважинах. После капитального ремонта скважину сначала пускают в работу, и после стабилизации дебита проектируют газокислотную обработку. На нефтяных скважинах процесс осуществляют следующим образом. Устье скважины обвязывают, как и при газокислотной обработке по технологии без глушения скважины (см. рис. 9.20), закрывают затрубное пространство и в лифт через эжектор нагнетают газированную нефть.

Так как в кольцевом пространстве работающей скважины над уровнем нефти находится газ, за счет разницы плотностей он начинает сжиматься, и в затрубном пространстве давление будет увеличиваться. После стабилизации давления в затрубном пространстве газированная нефть начнет фильтроваться в пласты, а в скважине устанавливается равновесное состояние. В процессе нагнетания газированной нефти в скважину необходимо строго следить за давлением в затрубном пространстве - оно не должно быть выше допустимого на эксплуатационную колонну. В случае увеличения давления в затрубном пространстве выше допустимого его стравливают на 0,5-1 МПа

319

при помощи задвижки. Снижение давления в затрубном пространстве приведет к уменьшению столба газа в затрубном пространстве и увеличению столба газированной нефти, поэтому общий вес флюидов в кольцевом пространстве возрастает и повысится давление на забой. В результате этого создается равновесная система, давление в затрубном пространстве стабилизируется ниже допустимого на эксплуатационную колонну, и газированная нефть начнет фильтроваться в пласты. В этот момент вместо нефти через эжектор нагнетают кислотный раствор, не прекращая при этом подачу газа. Продавливание газокислотной смеси осуществляют газированной нефтью. После этого скважину осваивают, для чего открывают затрубное пространство, а в лифт подают природный газ. Если в процессе заполнения скважины и продавливания газокислотной смеси газированной нефтью соотношение газообразной и жидкой фаз было достаточным для обеспечения фонтанирования скважины (оно является нижним рациональным значением при проектировании процесса), то скважина после окончания продавливания газокислотной смеси в пласты фонтанирует и самоосваивается.

При осуществлении процесса на газовой скважине выполняется та же последовательность технологических приемов, только в качестве буферной газожидкостной смеси применяют газометанольную смесь или смесь с конденсатом нефтяного газа, а перед началом нагнетания смеси в скважину последнюю закрывают до стабилизации давления в затрубном пространстве.

При плохой приемистости скважины возможен случай, когда уровень газожидкостной смеси в затрубном пространстве достигает устья скважины, но при этом давление в затрубном пространстве не стабилизируется и при дальнейшем нагнетании газожидкостной смеси будет увеличиваться, превышая допустимое на обсадную колонну. Тогда необходимо уменьшить количество эжектируемого газа, прикрывая задвижки на газовой линии, для утяжеления столба газожидкостной смеси в затрубном пространстве, что приведет к росту давления на забой скважины и снижению давления в затрубном пространстве. Предельным вариантом этой технологии при заполнении скважины жидкостью без газа является технология газокислотной обработки пластов с глушением скважины.

Технологию газокислотной обработки пластов без глушения скважины широко применяют на Чижевском нефтяном и Глинско-Розбышевском газо-конденсатном месторождениях. В качестве примера рассмотрим процесс газокислотной обработки скв. 37 Чижевского месторождения. Скв. 37 введена в эксплуатацию с дебитом 40 т/сут нефти, полученным из горизонта К-27 при интервале перфорации 3753-3790 м. В 1979 г. дебит фонтанирующей скважины снизился до 15,2 т/сут, а пластовое давление составляло 0,43 гидростатического. Скв. 37 закрыли для стабилизации устьевого давления, которое через 48 ч установилось на уровне 5 МПа. Устье скв. 37 обвязали согласно схеме (см. рис. 9.20), и через устьевой эжектор в лифт начали нагнетать конденсат нефтяного газа и природный газ высокого давления. После нагнетания 31 м3 конденсата давление в затрубном пространстве выросло до 21 МПа и стабилизировалось на этом уровне. Далее стали нагнетать в скв. 37 газокислотную смесь следующего состава: 1-я порция - 3 м3 10 %-ной НС1 + + 0,3 %-ной лимонной кислоты; 2-я порция - 6 м3 10 %-ной НС1 + 1,5 %-ной HF + 0,3 %-ной лимонной кислоты; 3-я порция - 3 м3 10 %-ной НС1 + 0,2 %-ной лимонной кислоты.

Газокислотный раствор продавили в пласты газоконденсатной смесью. При этом давление в затрубном пространстве увеличилось до 21,7 МПа, а в

320

конце продавливания снизилось до 20,5 МПа. После продавливания газокислотного раствора скв. 37 разрядили по затрубному пространству в амбар. После снижения давления в затрубном пространстве до 0,5 МПа скв. 37 начала фонтанировать, и за 2 ч произошло ее освоение.

При газокислотной обработке давление до эжектора составляло 43-45 МПа, на выходе из эжектора - 19-21 МПа, в газовой линии - 10,5 МПа, степень аэрации достигла 100-105 м3/м3. На рис. 9.22 приведены результаты гидродинамических исследований скважины. В результате газокислотной обработки коэффициенты продуктивности скв. 37 (Чижевское месторождение) увеличились в 6,3 раза. Она проработала с увеличенным дебитом более 24 мес. После газокислотной обработки дебит скв. 37 возрос более чем в 3 раза. По описанной технологии газокислотной обработки пластов без глушения скважин в НГДУ "Полтавонефтегаз" проведено 24 скважино-операции.

Технология газокислотной обработки пластов без глушения испытана и на газовых скважинах Глинско-Розбышевского газоконденсатного месторождения. В качестве примера рассмотрим обработку пластов в скв. 204, которая введена в эксплуатацию с дебитом 860 тыс. м3/сут газа и 36 т/сут конденсата нефтяного газа. Интервал перфорации горизонта К-29-30 составлял 3235-3533 м. В 1971 г. с целью увеличения производительности в скв. 204 была проведена кислотная обработка по стандартной технологии, после которой дебит скважины по газу снизился от 748 до 622 тыс. м3/сут. Обработка была проведена при пластовом давлении, равном 0,97 гидростатического. В 1973 г. осуществлена повторная кислотная обработка по обычной технологии, после которой дебит снова снизился от 435 до 120 тыс. м3/сут. Пластовое давление во время проведения повторной обработки по обычной технологии составило 0,85 гидростатического. В 1976 г. на скв. 204 были проведены капитальный ремонт и пенокислотная обработка, дебит составил 100-120 тыс. м3/сут газа. В 1978 г. осуществлена дополнительная перфорация в интервале 3369-3438 м, после чего дебит составил 241,7 тыс. м3/сут газа. В то же время при текущем пластовом давлении, составлявшем 0,49 гидростатического, на скв. 204 была запроектирована и проведена газокислотная обработка пластов по технологии без глушения скважины. Технологию газокислотной обработки осуществляли следующим образом. Скв. 204 закрыли для стабилизации устьевого давления. По истечении 24 ч давление на устье стабилизировалось на уровне 15 МПа, устье обвязали согласно технологической схеме (см. рис. 9.20). При закрытой задвижке в затрубном пространст-

Рис. 9.22. Результаты гидродинамических исследований нефтяной скв. 37 Чижевского месторождения:

/, 2 - до газокислотной обработки и после нее соответственно

321

ве в лифт через устьевой эжектор нагнетали конденсат нефтяного газа, одновременно подавая в газовую полость эжектора природный газ. После нагнетания в скв. 204 конденсата нефтяного газа объемом 14,5 м3 давление в затрубном пространстве стабилизировалось на уровне 24,7 МПа, что указывало на фильтрацию газоконденсатной смеси в пласт. В этот момент в скв. 204 вместо конденсата нефтяного газа начали нагнетание глинокислотного раствора, не прекращая при этом подачу газа. Объемы и состав глинокислотного раствора такие же, как и на скв. 37 Чижевская. При нагнетании газокислотной смеси в пласты давление в затрубном пространстве сначала увеличилось на 0,5 МПа, а после откачивания второй порции кислотного раствора снизилось на 0,7 МПа. Рост давления в затрубном пространстве скв. 204 в процессе нагнетания газокислотной смеси в пласты происходит из-за того, что увеличивается фильтрационное сопротивление по сравнению с движением в пласт газоконденсатной смеси. Это приводит к частичному перекачиванию газокислотной смеси в затрубное пространство. Однако при фильтрации газокислотной смеси по пласту возрастает его проницаемость, что приводит к снижению потерь давления при движении газокислотной смеси в призабойной зоне пласта, а за счет упругой энергии газа, сжатого в затрубном пространстве, перекачанная в него газокислотная смесь оттесняется в пласты. Однако если давление в затрубном пространстве в процессе продавливания газокислотной смеси в пласты не снижается до значения давления, которое стабилизировалось в момент фильтрации в пласты газоконденсатной смеси или ниже его, то после продавливания газокислотной смеси в затрубное пространство нагнетается конденсат нефтяного газа в объеме не более половины первой порции кислотного раствора. Продавлива-ние газокислотной смеси осуществляли газоводяной смесью в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб. После продавливания газокислотной смеси провели освоение скв. 204 по НКТ в амбар; она самоосвоилась в течение 1,5 ч.

В процессе проведения газокислотной обработки давление в газовой линии поддерживалось на уровне 13-13,5 МПа, давление до эжектора составляло 43 МПа, на выходе из эжектора в процессе нагнетания газокислотной смеси - от 17 до 18 МПа. При этих параметрах процесса степень аэрации достигла 127 м3/м3. После газокислотной обработки дебит скв. 204 увеличился до 348,5 тыс. м3/сут газа и до 24,6 т/сут конденсата нефтяного газа.

Технология газокислотной обработки пласта без глушения скважины может также успешно применяться на скважинах с пластовыми давлениями намного ниже гидростатического. Если скважины со значительным истощением пластового даления /зпл < 0,5рст заглушить, то часто в процессе их освоения даже при продувке лифта до башмака они не осваиваются, так как перепада давления в призабойной зоне недостаточно для очистки пласта от проникших в него жидкостей. В этом случае скважину можно освоить длительным дренированием при максимально возможных депрессиях или после увеличения фильтрационной характеристики пласта в призабойной зоне скважин за счет обеспечения наилучших условий для очистки пласта от продуктов реакции и нагнетаемых жидкостей. Эту задачу и позволяет решить технология газокислотной обработки пласта без глушения скважины. Пример использования технологии показан по скв. 207 Глинско-Розбышевского газоконденсатного месторождения. Интервал перфорации газонасыщенного пласта в скв. 207 3475-3639 м, пластовое давление на момент ее глушения для ревизии лифта составлял 0,3 гидростатического. По-

322

еле глушения пластовой водой скв. 207 не осваивалась даже после неоднократной полной продувки НКТ до башмака. Так, она периодически дренировалась в течение нескольких месяцев, однако освоить ее не удалось. На скв. 207 в 1978 г. провели газокислотную обработку пласта по технологической схеме без глушения скважины. Перед этим скв. 207 полностью продули газом, после чего закрыли затрубное пространство и из шлейфа подали в нее газ до стабилизации давления на устье скважины. Давление стабилизировалось на уровне 11 МПа.

Далее устье скв. 207 обвязали согласно технологической схеме (см. рис. 9.20) и осуществили процесс с аналогичной последовательностью технологических приемов на скв. 204. Давление кислотного раствора до эжектора составляло 32 МПа, в газовой линии - 10 МПа, на выходе из эжектора -11,5 МПа. По окончании процесса разрядили НКТ и затем - затрубное пространство. После подачи газа в НКТ скв. 207 начала работать по затрубному пространству в амбар. В течение 5 сут ее дебит восстановили до уровня на момент ее глушения, а в последующие 12 сут дебит увеличился до 87,8 тыс. м3/сут. С возросшим дебитом скв. 207 проработала 11 мес. Параметры скважин, технологии и результаты газокислотного воздействия на нефте- и газонасыщенные пласты без глушения скважин приведены в табл. 9.11. Таким образом, при осуществлении газокислотной обработки пластов со значительным истощением пластовой энергии после глушения скважин в процессе их ремонтов решается задача увеличения производительности и освоения скважин.

В результате внедрения газокислотных обработок на месторождениях в НГДУ "Полтаванефтегаз" получен ряд технологических и экономических преимуществ. Основным показателем технологической эффективности явля-

Таблица 9.11

Номер
Середина
Пластовое

Пластовая
Дебит скважины до/после обработки

сква-
интервала
давление,
Газовое
температу-

жины
перфора-
МПа
число
ра, °С
жидкости,
нефти,
газа, тыс.

ции, м



т/сут
т/сут
м3/сут

Чижевское месторождение

185
2953
23,2
0,27
85
13,2/35
13,2/34,3
11,3/27,2

29
3804
18,3
0,34
102
3/23,1
3,0/23,7
3,0/86,7

30
3801
18,8
0,21
97
8,6/16
6,9/14,1
172,2/177

26
3811
17,9
0,33
100
8,5/26,8
8,0/23

39
3803
18,5
0,25
95
17/46,7
17,0/1,1
26,0/70

37
3771
16,34
0,23
103
15,2/52
15,2/52
30,0/48

44
3779
16,25
0,19
103
4,9/67,5
4,9/67,5
5,7/75

35
3770
16,53
0,21
103
18,6/37,4
18,6/34,4
30,7/42,4

26
3313
17,1
0,31
90
20,5/33,8
15,2/25,0
24,3/40,7

39
3809
15,3
0,28
95
8,1/9,8
7,9/9,5
10,7/9,9

48
3812
15,3
0,34
100
23,7/30
22,8/29,1
15,6/19

54
3851
11,1
0,36
105
10/15
0,2/2,3
0,1/21,3

38
3801
15,0
0,27
97
15,6/27,6
15,1/26,5
22,3/38,4

44
3777
15,9
0,32
103
15,4/26
14,0/23,4
10,5/18,3

45
3741
16,9
0,26
103
6,9/10
5,9/8,5
7,7/11,1

33
3759
19,2
0,25
102
27,5/34,4
25,6/32
22,9/28,8

58
3521
14,7
0,35
92
18,6/26,8
18,4/26
12,6/24,7

49
3830
12,1
0,23
103
5,3/8,5
0,1/8,2
0,03/7

45
3741
16,9 Глине
0,21 ко-Розбышев
103 ;кое местороя
5,5/5,7 кдение
4,7/4,8
5,5/5,7

203
3091
15,95
0,27
96
5,9/9,7
6,9/8,7
30,4/44,8

206
1840
16,2
0,28
52
2,0/3,5
1,9/3,4
0,1/0,2

233
3811
12,2
0,31
100
9,5/17,5
9,2/16,8
9,3/16,0

323

ется повышение уровня дополнительной добычи нефти и газа, а также успешности операций. Это достигается за счет реализации достоинств процесса: ускоренного извлечения продуктов реакции и освоения скважин после проведения обработок. Наиболее полно указанные преимущества выявлены в газовых и нефтяных скважинах на поздней стадии разработки месторождений с низкой пластовой энергией. Применение газокислотных смесей и технологических схем обработок без глушения скважин позволило увеличить производительность скважин в 1,5-9 раз.

Необходимо отметить, что если указанные результаты весьма показательны даже для карбонатных коллекторов, то для терригенных пород они однозначно определяют высокую эффективность процесса.

За 6 лет проведено 56 газокислотных обработок, в результате чего дополнительно добыто 75,8 тыс. т нефти и 232,7 млн. м3 газа. В первые 2 года газокислотные обработки проводили по технологической схеме с глушением скважин. При этом успешность операций изменялась в широком диапазоне -от 100 % до 0, а дополнительная добыча на успешную операцию составляла 0,4-0,8 тыс. т нефти и 0,2-4 млн. м3 газа. Переход на технологию газокислотных обработок без глушения скважин позволил резко повысить эффективность обработок. Прирост добычи на успешную операцию составил 1,1-4,6 тыс. т нефти и конденсата нефтяного газа и 4-19 млн. м3 газа, успешность операций 81-100 %. При этом достигнуто также увеличение длительности эффекта до 310-378 сут.

Улучшение фильтрационно-емкостных характеристик в призабойной зоне после осуществления газокислотных обработок нефтяных скважин (Чижевское месторождение) позволило продлить время фонтанирования скважин в условиях резкого снижения пластовых давлений. В отдельных случаях газлифтные скважины после газокислотного воздействия были переведены на фонтанный способ эксплуатации (скв. 44, 37, 26). Некоторое снижение показателей эффективности газокислотных обработок произошло в связи со снижением пластового давления на основных объектах на 50-70 % и составило 0,3-0,4 гидростатического. Это привело к переводу фонтанных нефтяных скважин на другие способы эксплуатации. Кроме того, происходит интенсивное обводнение пластов, в связи с чем сокращается фонд скважин для первичных обработок. Проведение повторных обработок при тех же параметрах процесса характеризуется значительным снижением как дополнительной добычи, так и продолжительности эффекта. Последнее обусловливает новые требования к выбору объектов для кислотного воздействия, а также совершенствование рецептур и технологий обработок.

9.5. ТЕРМООБРАБОТКА СКВАЖИН УГЛЕВОДОРОДНЫМИ ЖИДКОСТЯМИ С АЗОТОМ

Забойная температура при эксплуатации скважин Битковского месторождения (37-39 °С) ниже температуры кристаллизации парафина в пластовых условиях (42-45 °С). Сделан вывод о возможности парафиновыпадения в призабойной зоне скважин и рекомендовано применение тепловых методов. В настоящее время в связи с дальнейшим развитием режима растворенного газа дебиты скважин снизились до нескольких тонн в сутки, газовые факторы выросли до 2-3 тыс. м3/т, что повлекло за собой еще большее снижение температуры в работающих пластах у ствола скважины (до 30 °С). Пласто-

324

вое давление снизилось до 0,5 гидростатического, так как условия извлечения растворенного парафина после термообработки (ТО) призабойной зоны скважины ухудшились.

ТО осуществлена на Битковском месторождении путем закачки приблизительно 50 м3 горячего растворителя (нефти или дизельного топлива) при температуре на устье Ту = 73 °С и с применением специальной установки для огневого подогрева нефти на поверхности при Ту = 161 °С. При термообработках в пласт закачивали обычно 20-30 м3 растворителя (нефть, конденсат и др.) с расходом 0,2-0,3 м3/мин при давлении на устье ру = 5-20 МПа. Остальная жидкость оставалась в стволе скважины. Средняя дополнительная добыча Д на одну ТО составила Д°3 = 150 т по 86 операциям и Д°61 = 233 т по 73 операциям, т.е. с ростом температуры на устье дополнительная добыча увеличилась в 1,5 раза. По некоторым скважинам определяли изменение забойной температуры Тзаб при ТО. Например, по данным замера в скв. 563 на глубине 1500 м до термообработки Т3 = 36,4 °С, после циркуляции 30 м3 нефти Т3 = 39 °С при Ту = 60+120 °С.

После закачки в пласт 30 м3 нефти с расходом 0,25 м3/мин Т3 = 54 °С при Ту = 155 °С. Средний прирост температуры на забое по сравнению с начальной составил 11 °С, а количество теплоты, внесенной в пласт, равно 586 тыс. кДж. Если принять среднюю поглощающую мощность пласта равной 20 м (по данным термометрических исследований скважин), то расчетный радиус, где пластовая температура увеличится на 10 °С, будет не более 1 м, хотя радиус проникновения закачиваемой жидкости достигает 2,5 м. При этом повышение температуры в зоне прогрева над температурой кристаллизации составит всего 2-5 °С. При такой небольшой глубине и степени прогрева резервы повышения эффективности процесса состоят, очевидно, в увеличении забойной температуры и немедленном (до остывания) выносе теплого растворителя с парафином из пласта.

Рассмотрены возможности улучшения технологии в указанных направлениях с применением газифицированного жидкого азота. При прочих равных условиях можно достигнуть увеличения забойной температуры в 2 раза за счет заполнения затрубного пространства газообразным азотом на 25 %, если к жидкости-теплоносителю добавить газообразный азот в количестве приблизительно 250 м3/м3. Пока применяется вариант усовершенствованной технологии термообработки, заключающейся в добавке 60 м3/м3 азота к жидкости, заполняющей затрубное пространство скважины и закачиваемой в пласт. В результате этого несколько снижаются теплопотери и обеспечивается немедленное после закачки и более полное извлечение растворителя с парафином из пласта.

В табл. 9.12 приведены данные о технологии и результатах характерных процессов термообработки призабойной зоны без азота и с азотом по некоторым фонтанным скважинам Битковского месторождения НГДУ "Надворнаянефтегаз".

Технология термообработки с азотом (АТО) следующая. Не изменяя глубины подвески труб, производят прямую циркуляцию растворителя при расходе 0,3-0,4 м3/мин и азота при 12 м3/мин (Гу = 120+200 °С) в объеме ствола скважины обычно в течение 1 ч. При том же расходе азота и меньшем расходе жидкости 0,2-0,3 м3/мин при Ту = 160+200 °С и давлении до 20 МПа на протяжении 1,5-2,5 ч закачивают в пласт 20-30 м3 растворителя при закрытом затрубном пространстве. Открывают затрубную задвижку и

325

Т аб ли ца 9.12

Эффективность периодических ТО и АКО

Номер скважины
Вскрытый
интервал,
диаметр,
мм; глубина
спуска
НКТ, м
Объем жидкости с учетом заполнения эксплуатационной колонны, м3
Расход
жидкости,
м3/мин
Использованное количество жидкого азота, т
Длительность освоения, ч
Давление закачки теплоносителя, МПа
Температура растворителя на устье скважины °С
Дебит, т/сут
Дополнительно добыто нефти, т

для обработки
для освоения
до обработки
после освоения

648 Б
580 Б 535 Б
100 Тв
1575-1893; 73; 1567
1732-2023;
73; 1736
1615-1895;
73x60;
1597
2042-2045; 73; 2029
50 50 49 55 50 60 57 45 45 50 70 50 50 49
0,27 0,23 0,32 0,30 0,33 0,20 0,21 0,23 0,30 0,29 0,19 0,29 0,28 0,29
3,0 2,0 2,5
2,5
3,0 2,5 3,0
3,0
3,0 3,0 2,0
2,0
2,0 2,0 0,5
1,0
> 12 3
4 2
> 10 3
> 12
> 12 3
3 140
> 10
> 10 < 1
14 16 17,5 17 16 5 0 0 14 8 20 23 21 21
190 180 200 180 185 200 230 230 190 215 180 180 200 200
5,4 2,2 2,3 1,8 2,0 23,0 21,4 2,0 1,0 0,8 1,0 16,0 16,0 15,4
6,0 4,0 3,5 3,7 2,3 27,0 24,9 2,0 3,7 4,0 1,0 19,0 18,0 24,0
10 190 140 222
55 394 128
0 536 375
254 130 1629

продолжают закачку в трубы до 2000 м3 азота при давлении на устье до 12 МПа. Через 2-3 ч скважину осваивали. Весь процесс продолжался 5-7 ч. При закачке растворителя без азота (см. табл. 9.12) давление закачки обычно меньше (однофазный поток), а продолжительность освоения намного больше. Исключение составляет освоение скв. 535 Б после третьей термообработки с азотом, длительность освоения которой составляет 140 ч. Объясняется это нехваткой азота для полной продувки скажины сразу после проведения процесса. Остальные параметры процессов АТО и ТО практически не отличаются. Всего с начала внедрения проведено 32 скважино-операции АТО, за счет чего получено дополнительно более 7000 т нефти.

При применении статистических методов для оценки ТО и АТО результаты во многом зависят от однородности исходного материала, поэтому подбор его сделан целенаправленно. Основные принципы формирования выборки следующие.

1. Сопоставление результатов ТО и АТО проводили с целью уменьшения вариации по геологическим причинам, условиям вскрытия пласта и эксплуатации скважин.

2. Количество теплоты, генерируемое на устье скважины и подлежащее доставке в пласт, при ТО должно быть не меньше, чем при АТО с азотом, объем растворителя, скорость его закачки и другие - примерно одинаковыми.

3. Количество нефти, добытой из скважин между обработками, тоже должно быть примерно одинаковым, так как степень запарафинирования призабойной зоны при постоянном дебите, конечно, пропорциональна количеству извлеченной нефти.

Для получения вывода о преимуществе новой технологии применяем методы проверки статистических гипотез. Нулевую гипотезу Н0 сформулировали и следующим образом: дополнительная добыча нефти после ТО и АТО почти одинакова.

Сопоставление результатов термообработки ведется по операциям последовательно на одних и тех же скважинах, сначала ТО, а после нее АТО, поэтому дополнительную добычу нефти после АТО нельзя рассматривать как варьирующую независимо от результатов предыдущих ТО. В таких условиях для проверки нулевой гипотезы применим метод сравнения совокупностей с попарно связанными наблюдениями.

Исходный материал и расчетные статистические параметры представлены в табл. 9.13.

Среднее значение разности приростов составляет 211,4 т при средне-квадратическом отклонении ±223,1 т. Условием применимости t-критерия для проверки гипотезы о разности средних значений приростов является наличие нормального распределения разностей приростов.

Таблица 9.13

Эффективность периодических ТО и АКО

Номер скважины
Дополнительно добыто нефти, т

после ТО
после АТО

528
215
175

535
120
450

587
218
566

648
10
192

648
55
222

221
145
809

100
215
232

100
75
101

327

Проверка по W-критерию показала, что, поскольку Wou > WKp 005. 8 нет оснований говорить об отклонении распределения разностей прироста добычи от нормального. Рассчитан опытный ?-критерий, и, поскольку ton > tKp005.7, Н0 отвергается и АТО дает существенно больший прирост, чем ТО. Для проверки Н0 (см. табл. 9.13) использовали также непараметрический критерий Ван-дер-Вардена. Согласно произведенным расчетам величина Хои > > Хкр050. 16, поэтому Н0 отвергается, и разница в результатах ТО и АТО статически различима.

Таким образом, доказано с вероятностью ошибки 5 %, что обработка АТО эффективнее обычных ТО. Причем после ТО имеем Д = 131,6 ± 80,7, а после АТО имеем Д = 343 ± 243,7, т.е. выше в 2,6 раза. Это свидетельствует о целесообразности применения азота для увеличения эффективности ТО даже в небольшом количестве (60 м3/м3), обеспечивающем своевременное извлечение растворителя с парафином из призабойной зоны скважин.

Всего было проведено 20 АТО, при этом дополнительная добыча в сравнении с обычными ТО увеличилась в 2 раза и составила 417 т на скважино-операцию.

Применение других схем добавления азота при термообработке возможно при условии увеличения производительности применяемых азотных установок до 24-48 м3/мин.

9.6. ГАЗОГИДРОПЕСКОСТРУЙНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ СКВАЖИН

Вопрос о сохранении естественной проницаемости стенок перфорационных каналов и увеличении их глубины приобретает особую остроту при вскрытии глубокозалегающих пластов с уплотненными коллекторами, например в Прикарпатье, и горизонтов с пластовым давлением ниже гидростатического. Такие условия наблюдаются обычно в старых обустроенных нефтяных районах. Первое - при разведочном бурении на больших глубинах, второе - при возврате на вышележащие объекты многопластовых месторождений. Из всех известных и применяющихся способов перфорации этим требованиям наиболее полно отвечает газогидропескоструйная перфорация.

Исследования, проводимые на стендах, показали, что за счет добавления газа (азота) в жидкостно-песчаную смесь можно значительно (в 2-3 раза) увеличить длину канала.

Наряду с этим газогидропескоструйная перфорация имеет ряд преимуществ по сравнению с обыкновенной гидропескоструйной перфорацией.

При проведении процесса создается дополнительный перепад давлений на насадках за счет разности плотностей аэрированной смеси в насосно-компрессорных трубах и в затрубном пространстве, увеличивающийся с ростом глубины скважины. Например, при расходе жидкости (воды) 0,54 м3/мин и азота 6 и 12 м3/мин (при работе соответственно одной или двух установок АГУ-8К) и глубине скважины 2000 м средняя расчетная плотность смеси (предполагается отсутствие потерь скольжения газа относительно жидкости) составит в затрубном пространстве 0,73 и 0,60 г/см3, а в трубах - 0,97 г/см3. Тогда дополнительный перепад давления за счет разности плотностей равен 4,8-7,4 МПа. С увеличением глубины скважины до 4000 м дополнительный перепад возрастает примерно до 8,8-13,6 МПа. Таким образом, при добавлении азота возникают реальные возможности увели-

328

чения предельной глубины гидроперфорации за счет компенсации возрастающих с глубиной гидравлических потерь в трубах.

Очень важным фактором, способствующим широкому применению гидроперфорации с азотом, является создание при проведении процесса давления в скважине, значительно меньшего гидростатического. В условиях рассмотренного примера в скважине глубиной 2-4 тыс. м различие между дав-лением в затрубном пространстве и гидростатическим давлением составит приблизительно 5-15 МПа. Благодаря этому исключается возможность загрязнения перфорационных каналов и проникновения в пласт инородных жидкостей и при вскрытии объектов с пониженным пластовым давлением. Кроме того, при газогидропескоструйной перфорации сочетается процесс вскрытия с вызовом притока при пониженном давлении на пласт, а также происходит постоянное дренирование скважины. Наличие газопроявлений способствует еще большему разгазированию столба в затрубном пространстве и, следовательно, стимулирует процесс.

9.6.1. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЫРАБОТКИ КАНАЛОВ АЗОТОГИДРОПЕСКОСТРУЙНОЙ ПЕРФОРАЦИЕЙ

Целью данного исследования являлось изучение в стендовых условиях влияния противодавления, перепада давлений, газосодержания и длительности выработки канала на размер перфорационных каналов и отработка рациональной технологии проведения процесса.

Конструкция стенда предусматривала проведение опыта при высоком противодавлении (до 20 МПа) и обеспечивала возможность измерения основных параметров процесса. Для создания высоких рабочих давлений азот-но-жидкостной смеси (до 35 МПа) проводили эжектирование ее до рабочей насадки. Поддержание заданного противодавления в камере осуществлялось дросселированием рабочей смеси через насадки.

Количество газообразного азота, поступающего в эжектор, измерялось расходомером ДП-430. Получение заданного газосодержания при постоянном расходе газа достигалось путем сброса части газообразного азота в атмосфе-ру через запорное устройство и измерялось ротационным счетчиком. Расход жидкости измерялся по емкости вспомогательного агрегата.

Испытанию подверглись образцы, заключенные в патрубки размером 114x5 мм, длиной 895 мм, к которым с обеих сторон приваривались заглушки толщиной 10 мм из стали 3. Образцы приготовлялись из смеси тампонажно-го цемента марки 700 и кварцевого песка Волгоградского карьера в соотношении 1:1 при водоцементном факторе 0,31.

Расстояние от насадки до преграды составляло 20-25 мм, концентрация песка 30-40 кг/м3. В качестве рабочей жидкости использовалась водоазотная смесь с песком фракции 1,2-2 мм, которая прокачивалась через насадки диа-метром 6 и 4,5 мм. Через каждые 20 мин замерялись глубина канала и объем выработки.

Влияние противодавления. В опытах этой серии разрушению подвергались образцы прочностью на одноосное сжатие 60 МПа при газосодержа-нии 0,24. Под газосодержанием струи понимается отношение расхода газа к объемному расходу смеси, приведенному к давлению в камере образца.

Из характера кривых (рис. 9.23) видно, что заметное влияние на вели-чину выработки оказывает повышение противодавления только в пределах 5-

329

Lс. 9.23. Влияние противодавления на длину канала (1) и объем выработки V (2)

6 МПа. Дальнейшее его повышение практически не изменяет интенсивности разрушения.

Подобное явление наблюдалось также при гидропескоструйной перфорации, которое объясняется наличием газовыделений в структуре и окружающем ее пространстве, что приводит к изменению динамического напора струи.

Величина динамического, или скоростного, напора струи определяется по формуле

cд = рv2/2, (9.35)

где р - плотность струи; v - скорость истечения струи.

Отсюда следует, что динамический напор струи, т.е. ее разрушающая способность, зависит от плотности и скорости струи.

При истечении жидкости со свободной газовой фазой в среду с давлением ниже 5~6 МПа объем газа увеличивается за счет появления полости с пониженным давлением, что приводит к повышению скорости и дальнобойности струи. Расширение газа начинается непосредственно в насадке и продолжается в среде, в которую истекает струя.

С повышением противодавления более 5-6 МПа объем струи при попадании в среду не изменяется, что в конечном счете приводит к постоянству (при прочих равных условиях) динамического напора струи и ее разрушающей способности. Влияние величины противодавления на размеры входного отверстия в металлической заглушке несущественно.

С учетом изложенного выше в дальнейших опытах для моделирования забойных условий скважины значение противодавления было принято равным 5~6 МПа.

Влияние перепада давлений. Одним из основных факторов, влияющих на получение каналов большой протяженности, является энергия струи, которая в основном определяется перепадом давления в насадке. При прочих равных условиях с ростом перепада давлений в насадке длина канала увеличивается (табл. 9.14). Например, при повышении перепада на 5 МПа (в 1,25 раза) увеличиваются длина канала и объем выработки соответственно в 1,25 и 1,2 раза.

Таблица 9.14

Влияние перепада давлений на размеры перфорационного канала

Номер образца

6 16 17

Примечание. Значения асж = 60 МПа, dn = 4,5 мм, ф = 0,24.

Перепад
Расход во-
Расход газо-
Время
Размеры отверстия, мм
Объем вы-

давлении на
ды, л/с
образного
перфора-

вход в метал-
работки,

рабочей на-

азота,
ции, мин
глубина
лическую за-
см3

садке, МПа

нм3/мин


глушку

20
2,7
3,0
20
89
15x22
105

25
3,0
3,4
20
108
16x22
120

29
3,3
4,2
20
130
21x21
132

330

Очевидно, с точки зрения увеличения размера каналов процесс газогид-ропескоструйной перфорации целесообразно проводить при максимально возможном перепаде давлений. Однако повышать перепад можно до известной величины, которая определяется техническими и технологическими возможностями используемого оборудования, насосных агрегатов и азотных установок, с одной стороны, и экономически выгодными затратами, с другой. Из этих соображений при азотогидропескоструйной перфорации для установок 4АН-700 и АГУ-8К рекомендуется поддерживать перепад давлений на рабочей насадке 25-30 МПа.

Влияние газосодержания. Экспериментальными исследованиями установлено, что применение газожидкостной смеси при абразивной перфорации повышает темп образования перфорационного канала и способствует его увеличению в 1,5-2 раза.

Данные опыты поставлены для проверки этих выводов в условиях, приближенных к пластовым, на искусственных образцах прочностью на одноосное сжатие 390 и 60 МПа.

Влияние добавления газа на процесс газогидропескоструйной перфорации изучалось при истечении жидкости со свободной газовой фазой. Газосодержание в процессе исследований изменялось от 0 до 0,5.

Из результатов исследований (рис. 9.24 и 9.25) видно, что с добавлением азота в рассматриваемых пределах (при прочих равных условиях) длина канала увеличивается в 1,4-1,6 раза, а объем - в 2,3-2,5 раза.

Увеличение глубины выработки с ростом газосодержания обусловлено возрастанием динамического напора струи за счет увеличения ее скорости.

Размеры входного отверстия практически не отличаются, но форма его при большом газосодержании приближается к кругу, а при малом - имеет форму эллипса.

Влияние длительности выработки канала. Увеличение времени перфорации от 20 до 40 и от 40 до 80 мин при использовании газожидкостных смесей позволяет увеличить размеры перфорационных каналов (рис. 9.26, кривые 4,5) в 1,33 и 1,12 раза соответственно, т.е. прирост длины канала очень замедляется.

Объем выработки при газогидропескоструйной перфорации в течение 80 мин от начала резки увеличивается пропорционально времени, тогда как при гидропескострйной перфорации увеличение происходит с затуханием (рис. 9.26, кривая 7).

Из проведенных исследований видно, что при гидропескоструйной перфорации отверстие образуется в течение 30-40 мин, а дальше в основном увеличивается объем канала.

Прирост увеличения объема перфорационного отверстия при изменении газосодержания в рассматриваемых пределах на протяжении всего времени в течение 80 мин резки не уменьшается. Это свидетельствует о целесообразности продолжения газогидроперфорации до 80 мин, если необходимо увеличить поверхность фильтрации перфорационного канала.

Рис. 9.24. Продольное сечение перфорационных каналов при гидроперфорации ( а) и азотогидроперфорации (б)

331

Рис. 9.25. Влияние газосодержания на длину (1, 3) и объем (2, 4) перфорационных каналов:

1,2 — для образцов с асж = 39 МПа, Ар = = 11 МПа, dH = 6 мм; 3,4 - для образцов с асж = 60 МПа, Ар = 20 МПа, dH = 4,5 мм

Рис. 9.26. Изменение длины (1, 4 - 6) и объема (2, 3, 7) перфорационного канала во вре-мени при различных условиях:

1 - Ф = 0,65, ds = 6 мм, Ар = 11,5 МПа, асж = = 52 МПа; 2, 4 - ср = 0,30, dH = 4,5 мм, Аd = = 20 МПа, асж = 60 МПа; 3, 5 - ср = 0,32, н = = 6 мм, Ар = 15 МПа, асж = 52 МПа; 6, 7 - ср = = 0, dH = 6 мм, Ар = 15 МПа, асж = 52 МПа

Таким образом, в процессе стендовых испытаний выявлено влияние основных факторов на выработку канала. Полученные данные положены в основу проектирования технологии газогидроперфорации скважин, рекомендуемой для интенсификации выработки каналов.

9.6.2. ПРЕДСТАВЛЕНИЕ О МЕХАНИЗМЕ ВЫРАБОТКИ КАНАЛОВ И МЕТОДИКЕ РАСЧЕТА ИХ ГЛУБИНЫ

Одно из перспективных направлений увеличения глубины выработки канала при гидропескоструйной перфорации - добавление в струю газовой фазы. Параметром, характеризующим свойства струи жидкости с газом, является газосодержание г|>, представляющее собой отношение

¦Ф = (Vг/Рср)/\V ж + (Vi/Pzp)], (9.36)

где VT - объем газа в нормальных условиях; Vж - объем жидкости; рср - давление среды, в которую истекает струя.

Между газосодержанием и газовым числом E, которое является отношением объема газа в нормальных условиях к объему жидкости, существует зависимость

E =

_Ф_

1-гр

(pср/pоХ

(9.37)

где р0 - атмосферное давление.

Исследованиями В.А. Киреева, Ю.Н. Васильева, А.Е. Корнилова раскрыты основы механизма процесса. Установлено, что при добавлении газа в струю жидкости увеличивается начальная скорость струи и более медленно снижается скорость струи по мере удаления от насадки.

На основе обработки экспериментальных данных изменения начальной скорости струи с ростом газосодержания 0,1 < г|> < 0,5 мы получили зависимость, действительную в указанных пределах изменения газосодержания:

332

могжс = (1Д5 + 1,85-ф)м0, (9.38)

где м0гжс - начальная скорость газожидкостной смеси (ГЖС); и0 - начальная скорость жидкости, входящей в состав ГЖС.

Например, при -ф = 0,2 имеем м0гжс = 1,52м0, а при ср = 0,35 имеем м0гжс = = 1,8м0, т.е. скорость движения газожидкостной смеси значительно больше скорости жидкости, входящей в ее состав.

С ростом газосодержания в исследованных пределах улучшается качество струи. Это отражается на численном значении коэффициента структуры струи. Так, при г|) = 0,2 коэффициент структуры газожидкостной струи уменьшается в 1,5 раза, а при ty = 0,35 - в 1,75 раза по сравнению с начальным (при i|> = 0). Улучшение качества струи объясняется выделением из нее газа. При этом уменьшается массообмен между струей и средой, в которую происходит истечение.

Проследим изменение скорости струи с ростом газосодержания и по мере удаления от насадки. Так, на расстоянии x/d0 = 20 при i|> = 0,2 и 0,35 соответственно м0гжс = 1,32 и \,1\их. При увеличении расстояния от насадки x/d0 = 30 это различие возрастает; м0гжс = 2,0 и 2,5%. Следовательно, скорость газожидкостной струи с удалением от насадки остается большей, чем скорость жидкости, и тем больше, чем выше газосодержание.

Экспериментальные данные дают весьма интересные сведения о скорости газожидкостной смеси и жидкости. Так, при ty = 0,35 м0гжс примерно в 1,9 раза выше и0. При этом около трети роста начальной скорости струи происходит в результате увеличения объема флюидов, а остальное - за счет энергии расширяющегося газа.

Перепад давления на насадках при истечении газожидкостной смеси г|) = 0,35 увеличивается примерно на 12 %. Если начальную скорость жидкости рассчитать при таком перепаде давления, то она оказывается завышенной всего на 4 %. Поэтому при расчетах начальной скорости жидкости с небольшой погрешностью можно использовать значения перепада давления, замеренные при истечении газожидкостной смеси.

Увеличение скорости газожидкостной смеси по сравнению со скоростью жидкости вызывает рост кинетической энергии струи. Поскольку выработка канала происходит за счет кинетической энергии струи, несущей абразивный материал, при этом увеличивается глубина выработки канала. Следовательно, механизм выработки каналов струями высокого давления и при наличии газовой фазы с абразивным материалом остается неизменным.

Поскольку механизм выработки каналов жидкостно-песчаными струями после добавления газовой фазы не изменился, считаем возможным расчет глубины канала осуществлять по формулам, подставив вместо и0 значение м0гжс, определяемое из зависимости (9.38). Расчеты показали, что средняя относительная погрешность прогнозирования глубины канала при различных параметрах процесса составляет 8,9 %. Поэтому изложенная методика расчета глубины каеалов, вырабатываемых газожидкостной сруей с песком, может быть рекомендована для проектирования процесса.

Располагая методиками расчета глубины каналов гидропескоструйной перфорации с газовой фазой и без нее, можно оценить рост глубины каналов в результате добавления газовой фазы при прочих равных условиях.

Расчеты показали, что при выработке каналов в породе прочностью на сжатие 50 МПа и перепаде давления на насадках 30 МПа глубина канала при газосодержаниях 0,2; 0,35 и 0,5 увеличится соответственно в 1,41; 1,67 и

333

1,93 раза. Следовательно, добавление газовой фазы в жидкостно-песчаную струю существенно увеличивает глубину выработки.

Нами предложен также другой подход к оценке влияния основных параметров, основанный на применении теории статистического планирования эксперимента с целью обработки накопленных опытных данных.

Уровни варьирования факторов газосодержания Xt, перепада давления на насадках Х2 и времени выработки канала Х3 (табл. 9.15) устанавливались исходя из условий обработки и технологических возможностей оборудования. Газосодержание изменяется от нуля до единицы. Соответственно -1 < X, <

< + 7,3. Изменение фактора -1 < Х2 =s +1 соответствует изменению 20 <

< Ар < 30 МПа в пределах технических возможностей оборудования. По данным предварительных экспериментов, -1 < Х2 =s +7, так как наименьшая продолжительность выработки канала принимается не менее 20 мин, а наибольшая - 100 мин.

Матрица экспериментов составлена на основе опытов по выработке каналов в образцах прочностью на сжатие 50-60 МПа через насадки диаметром 4,5 мм при концентрации песка 40-50 кг/м3. Давление среды поддерживали в пределах 6,0-20,0 МПа, т.е. в той области, где изменение его практически не влияет на глубину выработки. Таким образом, подобранные параметры соответствуют условиям, встречающимся при проведении промысловых работ в глубоких скважинах.

Уравнение регрессии имеет такой вид:

lt = 111,5 + 12Xj + 18,6X2 + 15,6Х3, (9.39)

где lt - глубина канала, мм.

Сравнение опытных данных и расчетных по уравнению регрессии показало, что относительная ошибка прогноза не превышает 20 %.

Например, для проведения гидропескоструйной перфорации через две насадки диаметром 4,5 мм с расходом жидкости 6 л/с при глубине скважины 3000 м для обеспечения Xt = 2,3 (ср = 0,4) необходимо обеспечить расход газа 50 м3/мин при давлении на устье 30 МПа. При этом перепад давления на насадках составит 27,5 МПа при Х2 = +0,5. В настоящее время нефтяная промышленность не располагает компрессорами или азотными газификаци-онными установками с такими параметрами.

Полученную модель можно использовать для прогнозной оценки влияния исследованных факторов на глубину канала. На первый взгляд кажется, что проще всего увеличивать перепад давления на насадке Х2 и длительность перфорации Х3, т.е. факторы, имеющие наибольший вклад в рост глубины канала. Однако ситуация сложнее, если учитывать технологические возможности оборудования.

Таблица 9.15

Уровни варьирования факторов

Уровни факторов
Код
Газосодержание 1р
Перепад давления Ар, МПа
Время выработки канала t, мин

Верхний Средний Нижний Шаг
+1 0 -1
0,24 0,12
0 0,12
30 25 20
5
40 30 20 10

Формула кодирования
-
у - 0,12
Х\ -
0,12
Ар - 25
Х2 = ---------
5
t - 30
х2 =------
10

334

Оценим влияние изменения отдельных факторов на рост глубины канала при проведении процесса в промысловых условиях. За базу сравнения принимаем экспериментальную точку гр = 0, Ар = 20 МПа, t = 40 мин, lt = = 96,5 мм (-1, -1, +1), которая соответствует обычно используемому режиму выработки канала без газовой фазы в глубоких скважинах.

Добавление газовой фазы ty = 0,48 (Xt = +3) позволит увеличить длину канала при прочих равных условиях до 132,5 мм (37 %), а при совместном росте всех параметров (+3, +1, +3) до 182,3 мм (89 %), что практически совпадает с опытным ростом глубины канала при тех же параметрах. Из этого следует, что исследование модели также позволяет оценить ожидаемое увеличение длины канала при изменении параметров процесса.

Полезность полученной модели процесса и методики расчета заключается и в том, что их можно использовать для обоснования параметров азотных установок высокой производительности, обеспечивающих проведение исследуемого процесса в глубоких скважинах.

Вместе с тем отметим целесообразность проведения дополнительных экспериментов, например при Ар = 30 МПа и диаметре насадки 6 мм, для получения более полной модели процесса, с целью обеспечения возможности обоснования технологических параметров его в иных условиях.

Таким образом, впервые получены зависимости для оценки влияния газосодержания и других параметров процесса на глубину выработки канала при газогидропескоструйной перфорации, которые рекомендуются для выбора параметров при проектировании процесса.

Наряду с возможностью увеличения глубины канала при газогидропескоструйной перфорации возникает ряд преимуществ по сравнению с обычной гидропескоструйной перфорацией. При проведении процесса создается дополнительный перепад давления на насадках в результате разности плотностей газожидкостной смеси в насосно-компрессорных трубах и затрубном пространстве, увеличивающийся с ростом глубины скважины. Например, при глубине скважины 2000 м и газовом числе 40 м3/м3 дополнительный перепад давления составит 2 МПа, а при Г = 80 м3/м3 равен 3 МПа. Следовательно, при добавлении азота имеются реальные возможности увеличения предельной глубины гидроперфорации в результате компенсации возрастающих с глубиной гидравлических потерь в трубах.

При применении гидроперфорации с азотом в скважине создается давление ниже гидростатического. В условиях рассмотренного примера различие между давлением в затрубном пространстве и гидростатическим составит соответственно 2,5 и 5 МПа. Благодаря этому исключается загрязнение перфорационных каналов и проникновение в пласт инородных жидкостей при вскрытии объектов с пониженным пластовым давлением.

Наконец, при газогидропескоструйной перфорации можно сочетать вскрытие с вызовом притока и осуществлять дренирование пластов. Наличие газопроявлений способствует еще большему разгазированию столба в затрубном пространстве и, следовательно, стимулирует процесс.

9.6.3. РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА ГАЗОГИДРОПЕСКОСТРУЙНОЙ ПЕРФОРАЦИИ

Изложенная методика дает возможность определить основные параметры процесса - газосодержание, диаметр насадки и перепад давления на ней, время выработки каналов в породах различной прочности. Концентрация

335

песка принимается в пределах от 40 до 60 кг/м3. Для проведения процесса в скважине заданных глубины и диаметра необходимо определить потери давления при движении определенных расходов жидкости газа, т.е. газожидкостной смеси с песком по НКТ заданного диаметра, и на этой основе рассчитать ожидаемое давление на устье и количество необходимой техники. Можно также решать и обратную задачу - определение перепада давления на насадках и при заданном давлении на устье.

Для этого построены графики (рис. 9.27) распределения давления гидростатического столба газожидкостной смеси в НКТ и затрубном пространстве при постоянном расходе жидкости, различных газовых числах смеси и длине НКТ, давлениях на устье 15, 25 и 30 МПа и на затрубном пространстве 1,0 МПа. При увеличении глубины скважины больше 1000 м и снижении газового числа (изменяется от 1 до 200) происходит их выполаживание. Это обусловлено поведением газовой фазы при изменении газового числа и давления.

На рис. 9.28 представлены графики изменения расхода азота с ростом глубины при различных газосодержаниях. Так, для обеспечения i|> = 0,3 при расходе жидкости 6 л/с и перфорации на глубине 2000 м необходим расход газа 24 м3/мин, а на глубине 3000 м - 36 м3/мин. Следовательно, для поддержания постоянного газосодержания с увеличением глубины скважины необходимо повышать расход газа.

Рассмотрим пример расчета параметров процесса перфорации на глубине 2000 м при газосодержании 0,2, расходе жидкости 6 л/с, диаметре на-

Рис. 9.27. Распределение давления в НКТ и затрубном пространстве при движении азотно-водяной смеси при расходе жидкости 6 л/с, давлении на устье 1 МПа для затрубного пространства и 15,0; 25,0; 30,0 МПа для НКТ при различных газовых числах смеси Г:

1, 2, 3, 4 - соответственно 1; 61; 121 и 181 м3/м3

336

садок 4,5 мм, давлении на устье 30 МПа. Время выработки каналов принято равным 60 мин, число установок аппарата с двумя насадками - 10. Скважина оборудована 146-мм эксплуатационной колонной и 73-мм трубами.

Из рис. 9.28 необходимо определить необходимый расход азота для выработки каналов при заданных условиях - 16 м3/мин и газовое число 45 м3/м3.

Перепад давления на насадках определим из такой зависимости:

Ар = (ру + р„тр - рстзатр - Артр - РзатР)/Р, (9-40)

где р - коэффициент, учитывающий уменьшение перепада давления на насадках в результате увеличения гидравлических потерь в связи с наличием песка в смеси, (3 принимают равным 1,15; ру - давление на устье; рсттр, рст затр - давление гидростатического столба смеси в трубах и затрубном пространстве, определяется из рис. 9.29; Артр - общие потери давления на трение в трубах и затрубном пространстве, определяются из рис. 9.29; рзатр - затруб-ное давление при проведении процесса, принимают равным 1,0 МПа. Перепад давления на насадке можно записать следующим образом:

Ар = (30 + 19 - 17,5 - 8 - 1) = 22,5 МПа.

Количество газообразного азота для выработки каналов азотогидропес-коструйным столбом каналов можно определить из зависимости

Уа = qjitN + VCKB[i|)/l - ty)](pcp/Po), (9.41)

где Уа - объем азота, м3; п - число агрегатов АГУ при производительности да (м3/мин), шт.; N - число установок аппарата; VCKB - объем скважины, м3; t - длительность выработки каналов, мин.

Для условий рассмотренного примера при d0 = 4,5 мм, t = 60 мин, N = 10 объем азота составит около 12 тыс. м3. Для проведения работ необходимы два агрегата 4АН-700 и три АГУ 6000-500/200.

При работе по закольцованной схеме требуемый объем жидкости составит примерно два объема скважины - 50 м3.

Рис. 9.28. Зависимость расхода газа от глубины для обеспечения заданных значений при различных значениях газосодержания:

/ - 0,1; 2 - 0,2; 3 - 0,3; 4 - 0,4

Рис. 9.29. Зависимость потерь давления в 73-мм трубах и затрубном пространстве между 73-мм НКТ и 146-мм колонной для заданной глубины спуска НКТ:

/, 2, 3 - соответственно 3000; 2000 и 1000 м

337

Определим перепад давления на насадках при газогидропескоструйной перфорации в скважине глубиной 4000 м при прочих равных условиях. Для обеспечения газосодержания, равного 0,2, необходимо поддерживать расход газа 32 м3/мин и газовое число 86 м3/м3. При этом может быть обеспечено значение перепада давления на насадках только 12 МПа. Следовательно, для эффективного осуществления газогидропескоструйной перфорации необходимо увеличить давление на устье скважины хотя бы на 15 МПа, т.е. оно составит около 45 МПа. Тогда перепад давления на насадках увеличится примерно до 25 МПа, т.е. можно рассчитывать на усиленную выработку канала достаточной глубины.

Следовательно, для реализации процесса в скважинах глубиной 4000 м необходимы азотные газификационные установки, работающие при давлении 50 МПа с расходом газа 30 м3/мин .

Промышленность некоторых стран производит установвки с давлением 70 Мпа и расходом газа 54 м3/мин.

9.6.4. ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ АЗОТОГИДРОПЕСКОСТРУЙНОЙ ПЕРФОРАЦИИ

Для проведения процесса в промысловых условиях потребовалось разработать схему обвязки оборудования и технологию работ. На рис. 9.30 представлена схема обвязки оборудования, отличительными элементами которой по сравнению с гидропескоструйной перфорацией являются наличие обратного клапана, устанавливаемого в НКТ на глубине, несколько большей интервала перфорации, устьевого сальника, эжектора для повышения давления газожидкостной смеси и азотных установок с электростанцией. Устьевой сальник служит для направления газожидкостного потока из затрубного пространства в емкость или амбар. Конструкция устьевого сальника обеспечивает прохождение через него муфт НКТ при спускоподъемных операциях и контакт с телом трубы при выработке каналов или промывке.

Процесс осуществляется в указанной последовательности. Сначала промывают скважину азотожидкостной смесью через НКТ 2 (см. рис. 9.30), гидропескоструйный аппарат 1 и затрубное пространство 3.

В скважину одновременно закачивают агрегатами 11 жидкость и азотными установками 7 азот. Плотность азотожидкостной смеси, подаваемой в

Рис. 9.30. Схема обвязки оборудования при азотогадропескост-руйной перфорации

338

скважину, зависит от газового числа, которое регулируется изменением расхода жидкости. После замены жидкости в скважине на газожидкостную смесь в нее добавляют песок и только тогда приступают к перфорации. Вспомогательный агрегат 13 служит для подачи рабочей жидкости из емкости 14 на пескосмесительную машину 12. После смешения жидкости с песком в лопастной мешалке пескосмесителя 12 рабочая жидкость направляется через оборудование устья скважины, включающее в себя напорную линию 6, собранную на шарнирных коленах, устьевую головку и устьевой сальник 5 в насосно-компрессорные трубы 2 и собственно перфоратор 1. Наличие шарнирных соединений в наземных трубопроводах позволяет приподнимать гидропескоструйный перфоратор, не прекращая подачи жидкостно-песчаной смеси, только снизив давление закачки ее в скважину.

Одновременно азотными установками 7, которые питаются от электростанции 8, подается азот в эжектор 9, в котором давление азота повышается от 22 до 35 МПа благодаря подаче жидкости с высоконапорной стороны эжектора агрегатом 10 при давлении 45 МПа. В напорной линии 6 азото-жидкостная смесь смешивается с жидкостно-песчаной смесью и попадает в НКТ, проходит обратный клапан 4 и поступает в гидропескоструйный аппарат. При перепаде давления 15-20 МПа происходит разрушение колонны 3 и прилегающих пород. После перфорации в нескольких интервалах приходится приподнимать аппарат выше, удаляя при этом одну или несколько НКТ. Наличие в верхней части НКТ обратного клапана 4 позволяет проводить эти операции, не снижая давления в системе. После завершения процесса выработки каналов в соответствии с программой работ производится промывка скважины жидкостью и подъем НКТ для выброса обратного клапана. Затем скважина может быть введена в эксплуатацию.

Первая промысловая работа по азотопескоструйной перфорации выполнена в скв. 21 Битковского месторождения при возврате на вышележащий горизонт менилитовой залежи в интервале 1810-1720 м, зацементированном и обсаженном колоннами диаметрами 146 и 219 мм. Пластовое давление на глубине 1800 м составляет 14,0 МПа. На глубине 2079 м имелся цементный мост. Продуктивный горизонт в интервале 1810-1710 м был вскрыт перфоратором ПК103 плотностью 10 отв. на 1 м. Для улучшения притока проведена кислотная обработка и применен метод переменных давлений. Прослеживанием уровня на глубине 1514-1350 м в мае 1971 г. установлен средний рост его около 1,3 и/ч.

Для улучшения связи скважины с пластом проведена гидропескоструйная перфорация плотностью одно отверстие на 1 м с применением в качестве рабочей жидкости воды, обработанной 0,2 % дисольвана. После освоения газом высокого давления прослеживали уровень в интервале 1537-1467 м. Рост уровня составлял 1,1 и/ч. Проведена гидроперфорация с азотом перфоратором АП-6 с двумя 6-мм насадками в интервалах 1810-1800, 1796-1788, 1782-1777 и 1726-1720 м. В качестве рабочей жидкости применяли сточные воды. Плотность перфорации составила два отверстия на 1 м. Предварительно производили привязку гидроперфоратора к продуктивным пластам с применением нейтронного гамма-каротажа. Система подачи жидкости была закольцована.

Расход жидкости при перфорации составлял 0,4 м3/мин и увеличивался по мере разъедания насадок до 0,71 м3/мин, а расход азота был постоянным, около 6 м3/мин, концентрация песка 40 кг на 1 м3 жидкости.

Давление на установках АГУ-8К на входе в эжектор и на устье сква-

339

жины составляло соответственно 17-22 и 24-32 МПа. Через эжектор подавали жидкость без песка. Расчетный перепад давления на насадках составлял 20-30 МПа с учетом дополнительного перепада за счет различия плотностей в НКТ и затрубном пространстве, расчетная депрессия на пласт в период резки - 1~2 МПа.

Необходимо отметить активную эрозию насадок. После 14 резок перепад давления на том же режиме снизился от 21 до 14 МПа, вследствие чего пришлось извлечь перфоратор для замены насадок. После повторного спуска перфоратора провели еще 11 его установок и приступили к снижению уровня азотом.

В процессе перфорации наблюдали появление нефти в емкости, куда производили сброс жидкости из затрубного пространства. После ГПП с азотом значительно улучшилась связь скважины с пластом, что подтверждает результаты стендовых испытаний, свидетельствующие о больших возможностях этого метода. Прослеживанием уровня в интервале 1440-1350 м определена скорость его роста более 2 и/ч, что примерно в два раза выше начального.

Таким образом, разработана технология и оборудование для непрерывной гидропескоструйной перфорации с азотом с применением отечественных азотных газификационных установок при условии одновременного вызова притока из пласта и успешно проведен первый промысловый эксперимент. Кроме того, проведены азотогидропескоструйные перфорации в скв. 306 Б, 662 Б и 553 Б.

В скв. 553 Б проводили перфорацию с целью дополнительного вскрытия в интервале 2124,8-2108,8 м аппаратом АП-6 с двумя насадками диаметром 4,5 мм. Плотность перфорации - два отверстия на 1 м. В качестве рабочей жидкости применяли водный 0,01 %-ный раствор полиакриламида. Процесс проходил при расходе жидкости 0,45 м3/мин, азота 10 м3/мин, концентрации песка 40 кг/м3, давлении газожидкостной смеси на устье скважины 26-30 МПа, газосодержании 0,12 в течение 60 мин при каждой установке аппарата. Дебит нефти увеличился с 1 до 4 т/сут при газовом факторе 2900 м3/т.

Успешность работ по четырем операциям 50 %. Одна из основных причин невысокой успешности промысловых работ - очень низкая плотность перфорации, одно-два отверстия на 1 м, что в тонкослоистом низкопроницаемом менилитовом коллекторе недостаточно для обеспечения требуемой степени совершенства скважин.

Следовательно, разработана и испытана техника и технология азотоги-дропескоструйной перфорации с применением установок АГУ 6000-500/200. Для использования их в глубоких скважинах необходимо увеличить производительность и давление азотных газификационных установок.

Таким образом, в результате применения азота в процессах добычи нефти достигнуты определенные успехи в исследовании и разработке технологии процессов освоения скважин и обработке призабойной зоны.

Обеспечена взрывобезопасность работ при освоении скважин. Показано, что в присутствии азота достигается большее увеличение проницаемости песчаников, чем при обычной глинокислотной обработке. Возможно немедленное (после закачки кислотных растворов в пласт) извлечение продуктов реакции. В процессе гидропескоструйной перфорации с добавлением азота к рабочей смеси достигается рост длины канала, увеличивается эффективный

340

перепад давления на насадках и обеспечивается вскрытие пласта при давлении в стволе скважины, намного меньшем гидростатического.

Перечисленные преимущества указывают на целесообразность применения азота в процессах нефтедобычи.

Эксплуатация газификационных установок АГУ-8К в сложных условиях гористой местности подтвердила работоспособность их в промысловых условиях. Разработанные оборудование и технологические схемы прошли промысловую проверку и могут успешно применяться. Учитывая ограниченность запаса азота в емкостях АГУ-8К, после появления высокопроизводительных компрессоров с давлением нагнетания, соответствующих азотным установкам, целесообразно применять смеси воздуха с азотом для экономии последнего. В процессах снижения уровня в скважинах для этой цели успешно применяли на начальном и конечном этапах освоения нефтяной газ (например, из соседних скважин или системы газлифта) с давлением 6-10 МПа.

Значительное улучшение некоторых параметров процессов (сокращение длительности работ по освоению скважин, стимулирование кислотного воздействия и др.) может быть достигнуто при увеличении производительности азотных установок. Увеличения расхода азота примерно в 2 раза (до 12 м3/мин при давлении 22 МПа) можно достичь путем небольшой реконструкции агрегатов АГУ-8К.

Область использования азота не ограничивается рассматриваемыми ме-тодами. Можно назвать еще ряд процессов, где возможно его употребление: вскрытие пласта бурением, заполнение скважин при перфорационных работах, а также заполнение промысловых коммуникаций и аппаратуры.

Целесообразно продолжить лабораторные исследования и промысловые эксперименты по разработке новой технологии в добычи нефти с применением азота.

Скачать эту главу в формате PDF

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)