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

8

МЕХАНИЧЕСКАЯ И ХИМИЧЕСКАЯ ОБРАБОТКА ПЛАСТА

8.1. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКАЯ ОБРАБОТКА ПЛАСТА

Одно из ведущих мест в процессах увеличения производительности скважин занимает обработка пласта химическими реагентами, соляной кислотой, а также реактивами, воздействующими на призабойную зону. Известно, что при вскрытии пласта с использованием глинистого раствора, как показывает практика, почти всегда имеет место фильтрация воды из раствора, которая, глубоко проникая в пласт песчаника, затрудняет в последующем обратное движение нефти и газа к забою скважины. Проникшая в пласт вода (фильтрат) из глинистого раствора удерживается в порах песчаника благодаря действию капиллярных сил. Это влечет за собой уменьшение и снижение эффективной проницаемости песчаника. В результате приток флюида к забою скважины затрудняется или прекращается совсем. Известно, что по закону Лапласа давление, развиваемое жидкостью в капилляре, прямо пропорционально ее поверхностному натяжению и обратно пропорционально радиусу капилляра.

Для снижения поверхностного натяжения воды требуется закачать в пласт воду с добавками ПАВ с загустителями. Наиболее широко применяют реагенты ОП-10 и ОП-7, оксиэти-лированные алкинфенолы, представляющие собой продукты конденсации смеси алкинфенолов с окисью этилена и отличающиеся количеством присоединенной окиси этилена, а также реагенты КАУФЭ-14 и КАУФЭ-8, оксиэтилированные продукты, получаемые на базе технических фенолов, выделяемых из продуктов переработки каменного угля и сланцев. Кроме этих реагентов применяют реагент ОЖК — оксиэтилированные жирные кислоты — продукт конденсации окиси этилена с жирными кислотами, полученными при окислении парафина.

156

Среди импортных ПАВ применяют превоцел, изготовленный на базе окиси этилена. Концентрация ПАВ в растворах берется в пределах до 0,05 % объема закачиваемой воды в пласт. Иногда закачиваемую воду с ПАВ загущают полиакри-ламидом (ПАА).

Промывка забоя скважины ПАВ относится к физическим методам воздействия на пласт и занимает одно из ведущих мест в процессах увеличения производительности скважин.

Химический метод обработки призабойной зоны основан на реакции взаимодействия закачиваемых химических веществ с некоторыми породами пласта. Сюда входит соляно-кислотная обработка призабойной зоны, а также закачка раствора бисульфата натрия с целью разглинизации продуктивного пласта.

Солянокислотная обработка призабойных зон скважин основана на способности кислоты вступать в химическую реакцию с карбонатными породами и растворять их. В результате действия соляной кислоты на указанные породы за счет растворения карбонатов происходит очищение каналов, пор и трещин продуктивного пласта. Химические реакции, происходящие при этом, выражаются следующими уравнениями:

известняк

СаС03 + 2HC1 = СаС12 + Н20 + С02;

доломит СаМд(СОэ)2 + 4НС1 = СаС12 + МдС12 + 2Н20 + С02.

Полученные хлористый кальций и хлористый магний хорошо растворяются в воде и легко удаляются из призабойной зоны пласта. В результате в породе пласта образуются новые пустоты и трещины (каналы). Эффективность солянокислот-ной обработки зависит от концентрации кислоты, ее количества, давления при обработке, температуры на забое, скорости движения кислоты, типа пород и т.д. Обычно применяют 8+10 %-ную соляную кислоту, т.е. на 100 мае. частей водного раствора приходится от 8 до 10 частей концентрированной соляной кислоты.

Для того, чтобы предотвратить разъедание оборудования скважины при обработке, в соляную кислоту добавляют ингибиторы. В табл. 8.1 приводится характеристика ингибиторов коррозии.

На основании опытных данных установлено, что расход солянокислотного раствора на 1 м обрабатываемой мощности пласта составляет от 0,4 до 1,5 м3 с концентрацией от 8 до

157

Таблица 8.1

Характеристика ингибиторов коррозии для проведения солянокислотной обработки

Оптималь-
Остаточное
Кратность

Ингибитор
ное дозирование, %, к объему раствора кислоты
коррозионное действие кислоты с ингибитором, %
снижения коррозии
Примечание

Формалин
0,6-0,8
14+12
7+8
Для темпе-

Уникол ПБ-5
0,25-0,5
3,2+2,4
31+42
ратуры за-

Катапин-А
0,05-0,1
2,1+1,5
48+67
боя

Катапин-К
0,05-0,1
2,3+1,7
43+59
20+40 °С

Катамин-А
0,05-0,1
2,7+2,6
37+38
То же

Уротропин
0,2-0,25
14+12
7+8
“

И-1-А-уротропин
0,1-0,2--0,4-0,8

30+55

И-1-А-уротро-
0,4-0,8-
-
40
До 130 °С

пин-иодистый
-0,01

калий

Юн-15 % соляной кислоты. Если пласт обладает низкой проницаемостью и малым начальным дебитом, объем кислотного раствора не должен (при первичной обработке) превышать 0,4н-0,6 м3 на 1 м мощности обрабатываемого пласта. Для скважин с высоким начальным дебитом и высокой проницаемостью количество солянокислотного раствора должно быть принято в пределах 1 + 1,5 м3.

При повторных обработках во всех случаях объем кислотного раствора увеличивают на 30+45 % по сравнению с предыдущей обработкой. Для скважин с высоким пластовым давлением и с малой проницаемостью пласта рекомендуется применять растворы более высоких концентраций - до 15 % НС1. При обработке скважин с низким пластовым давлением в хорошо проницаемых породах должны применяться менее концентрированные растворы — от 10 до 12 % НС1.

Соляную кислоту с концентрацией 8 % рекомендуется применять в скважинах, в которых продуктивный пласт сложен из песчаника с карбонатным цементом.

Приготовление раствора соляной кислоты определенной концентрации с учетом всех вводимых в раствор добавок производится либо на промысле в специально отведенном месте, либо непосредственно у самой скважины. Расчет для призабойной зоны скважины сводится к определению объема рабочего раствора соляной кислоты выбранной концентрации, количества воды, необходимого для его приготовле-

158

ния, количества различных добавок к рабочему раствору — ингибиторов коррозии, стабилизаторов или замедлителей скорости реакции между соляной кислотой и породой, ин-тенсификаторов или ПАВ.

Например, требуется определить количество соляной кислоты и других химических реагентов для обработки газовой скважины, имеющей следующую характеристику: глубина 1045 м; пласт представлен песчаником; эффективная мощность пласта 12 м; проницаемость пород 0,06-10-12 м2; пластовое давление 10 МПа; внутренний диаметр эксплуатационной колонны 0,15 м; внутренний диаметр НКТ 0,062 м.

Таблица 8.2

Количество соляной кислоты и воды для получения растворов различных концентраций

Требуемый объем раз-
Требуемая концентрация разведенной кислоты, %

веденной
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14

кислоты, м3

1
190
230
270
310
350
390
430
470
510
550

2
0,83
0,80
0,76
0,73
0,69
0,66
0,62
0,59
0,55
0,52

380
460
540
660
700
780
860
940
1020
1100

3
1,67
1,59
1,53
1,46
1,39
1,32
1,24
1,17
1,11
1,04

570
690
810
920
1040
1170
1290
1410
1530
1650

4
2,50 760
2,39 910
2,29 1070
2,19 1230
2,08 1390
1,98 1560
1,87 1720
1,76 1880
1,65 2040
1,56 2200

5
3,34
3,18
3,06
2,92
2,78
2,64
2,49
2,34
2,21
2,08

950
1140
1340
1530
1740
1940
2150
2360
2570
2780

6
4,17
3,98
3,82
3,65
3,47
3,30
3,11
2,93
2,75
2,57

1140
1370
1610
1840
2090
2330
2580
2830
3080
3320

7
5,00 1330
4,78 1600
4,58 1880
4,38 2150
4,17 2440
3,96 2720
3,73 3000
3,52 3300
3,31 3600
3,10 3900

8
5,84
5,58
5,35
5,12
4,86
4,62
4,36
4,11
3,86
3,58

1520
1830
2140
2460
2780
3110
3440
3770
4080
4400

9
6,67
6,37
6,12
5,58
5,56
5,28
4,98
4,68
4,42
4,16

1710
2050
2400
2760
3140
3500
3870
4240
4610
4980

10
7,50 1890
7,17 2280
6,88 2690
6,57 3080
6,25 3480
5,94 3890
5,60 4300
5,28 4720
4,96 5140
4,65 5560

11
8,34
7,97
7,64
7,30
6,95
6,60
6,27
5,87
5,50
5,14

2080
2510
2960
3390
3830
4280
4730
5190
5650
6110

12
9,17
8,77
8,40
8,03
7,64
7,26
6,89
6,46
6,05
5,66

2270
2740
3230
3700
4180
4670
5160
5660
6160
6660

13
10,00 2460
9,57 2970
9,16 3500
8,76 4010
8,33 4530
7,92 5060
7,51 5590
7,04 6130
6,60 6670
6,18 7210

14
10,83
10,37
9,92
9,49
9,02
8,58
8,14
7,63
7,15
6,70

2650
3200
3770
4320
4880
5450
6020
6600
7180
7760

15
11,66
11,17
10,68
10,22
9,71
9,24
8,76
8,21
7,70
7,22

2840
3430
4400
4630
5230
5840
6450
7070
7690
8310

12,49
11,97
11,44
10,95
10,40
9,90
9,38
8,80
8,25
7,74

Приме1
тние. В
числит
еле 2
7 %-на
я сол
яная
кислот
а в кг; в

знаменателе в
ода (включая
добав
ки) в
и3.





159

Для заданных условий концентрацию кислоты для первичных обработок принимают 8* 10 %. Примем 10 %. Количество кислоты, расходуемой на 1 м толщины пласта, для песчаников составляет 0,4н-0,6 м3. Принимаем 0,5 м3. В этом случае общий объем рабочего кислотного раствора составит 0,5-12 = 6 м3. На приготовление 6 м3 10 %-ного рабочего со-лянокислотного раствора требуется 2330 кг 27,5 %-ной кислоты и 3,96 м3 воды (табл. 8.2). Количество концентрированной товарной (неразведенной) кислоты может быть определено по формуле

QK = Q/h.

где QK - объем концентрированной кислоты, м3; Q - объем солянокислотного раствора, м3; h — коэффициент, зависящий от концентрации раствора и концентрации соляной кислоты (табл. 8.3).

Таблица 8.3

Коэффициент h, зависящий от концентрации раствора и концентрации соляной кислоты

Концентрация раствора, %
Концентрация товарной соляной кислоты

31 %-ная
27 %-ная

12 13 14 15
2,825 2,6 2,4
2,23
2,412 2,217 2,048 1,903

Концентрация раствора, %
Концентрация товарной соляной кислоты

31 %-ная
27 %-ная

8 9 10 11
4,325 3,82 3,42 3,1
3,69 3,26 2,92 2,645

Таблица 8.4

Плотность и концентрация соляной кислоты

Градусы Боме
Концен-
Содержа-

ность, кг/м3
трация
соляной
кислоты,
ние соляной кислоты в 1 л,

1030
4,1
% вес
кг

5,15
0,063

1035
4,7
7,15
0,074

1040
5,4
8,16
0,084

1045
6
9,16
0,096

1050
6,7
10,17
0,107

1055
7,4
11,18
0,118

1060
8
12,19
0,129

1065
8,7
13,19
0,140

1070
9,4
14,17
0,152

1075
10
15,16
0,163

1080
10,6
16,15
0,174

1085
11,2
17,13
0,186

1090
11,9
18,11
0,197

1095
12,4
19,06
0,209

1100
13
20,01
0,220

160

Плотность, кг/м3
1105
Градусы БЬме
13,6
Концентрация соляной кислоты, % вес
Содержание
соляной
кислоты в
1 л, кг

20,97
0,232

1110
14,2
21,92
0,243

1115
14,9
22,85
0,255

1120
15,4
23,82
0,267

1125
16
24,78
0,279

11ЗО
16,5
25,75
0,291

1135
17,1
26,70
0,302

1140
17,7
27,66
0,315

1145
18,3
28,61
0,328

1150
18,8
29,57
0,340

1155
19,3
30,55
0,353

1160
19,8
31,52
0,366

1165
20,3
32,49
0,379

1170
20,9
33,46
0,391

1175
21,4
34,42
0,404

Таблица 8.5

Количество добавок на 1 м3 солянокислотного раствора в зависимости от его концентрации

Добавка
Концентрация солянокислотного раствора, %

8 9 10
11
12
13
14
15

Формалин, кг Формалин 40 %-ный, л Уникол У2, л Уникол МН, л Уникол УК, кг
4,8 5,2
15
3 0,9
5,4 5,9 17 3,4 1
6 6,6
19 3,8 1,1
6,6 7,2 21 4,2 1,3
7,2 7,9 23 4,6 1,4
7,8 8,5 25 5 1,5
8,4 9,2 27 5,4 1,6
9
9,8 29 5,8 1,7

Количество воды, необходимое для приготовления заданного объема солянокислотного раствора, определяется по формуле

V = Q - Q - (q1 + q2 + ... + qn),

где V - требуемое количество воды, м3; Q - объем солянокислотного раствора, м3; Q — объем концентрированной товарной (неразведенной) соляной кислоты, м3 (табл. 8.4); (?1 + ?2 + ••• + Ч„) ~ суммарный объем всех добавок к со-лянокислотному раствору, м3.

Количество добавок на 1 м3 солянокислотного раствора в зависимости от его концентрации определяется по табл. 8.5.

На месторождениях предприятия Кубаньгазпром применяют технологию ВНИИгаза для удаления глинистых кольмати-рующих образований из призабойной зоны пласта при за-канчивании газоконденсатных скважин, а также скважин после капитального ремонта, дебит которых не соответствует расчетным фильтрационно-емкостным параметрам пласта [17].

В качестве реагента для приготовления раствора используется бисульфат натрия, представляющий собой хорошо растворимый в воде порошок белого цвета. Его 8 %-ный раствор при 20 °С имеет плотность 1040 кг/м3.

В качестве буферной жидкости используются нефть, дизельное топливо или другие вязкие нейтральные жидкости.

Расчетное количество реагентного раствора продавливают при закрытом затрубном пространстве в пласт под давлением, превышающим пластовое на 1 + 1,5 МПа. Затем закрывают скважину и оставляют ее под наблюдением 4н-6 ч, фиксируя через 10+15 мин падение давления. После освоения в случае получения дебита ниже ожидаемого закачивают в призабой-ную зону по описанной технологии раствор катионоактивно-го ПАВ.

161

8.2. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) - один из эффективных методов механической обработки продуктивного объекта с целью интенсификации добычи газа и обеспечения рациональной разработки нефтегазовых месторождений.

Сущность метода заключается в нагнетании в призабой-ную зону жидкости под высоким давлением, в результате чего происходит расслоение породы и образование новых или расширение существующих трещин. Сохранение трещин в открытом состоянии при снижении давления в скважине обеспечивается закачкой в них вместе с жидкостью закрепляющего агента — кварцевого песка.

Процесс ГРП состоит из следующих, последовательно проводимых операций:

закачки в пласт высоковязкой малофильтрующейся жидкости разрыва для образования в породе новых и расширения существующих трещин;

закачки в образовавшиеся трещины песчано-жидкостной смеси для закрепления их песком путем создания песчаной подушки;

закачки в скважину жидкости для продавливания в трещины песчано-жидкостной смеси.

Жидкости для гидроразрыва пласта и транспортировки песка должны отвечать следующим требованиям:

не уменьшать проницаемость породы пласта и не ухудшать фильтрационную характеристику призабойной зоны;

при контакте с пластовыми жидкостями и породой не образовывать нерастворимых осадков и эмульсий;

вязкость и фильтруемость должны быть стабильными в условиях обрабатываемого пласта в пределах времени проведения гидроразрыва;

обладать свойствами, обеспечивающими наиболее полное их удаление из созданных трещин и порового пространства пород после выполнения гидроразрыва.

Кроме указанных общих требований жидкость разрыва должна обладать малой фильтруемостью и большой вязкостью, а жидкость-песконоситель — высокой пескоудерживаю-щей способностью.

Все рабочие жидкости должны быть экологически чистыми, пожаробезопасными и приготавливаться из доступных материалов.

Гидроразрыв пласта проводится в скважинах:

162

работающих с дебитами, значительно меньшими потенциально возможных, исходя из емкостно-фильтрационной характеристики продуктивного пласта;

вскрывших продуктивный пласт с низкой проницаемостью, но с высоким пластовым давлением и значительными запасами газа;

работающих со значительно меньшей продуктивностью по сравнению с окружающими;

с разрушающей призабойной зоной и пробкообразующих для снижения депрессии на пласт с целью предупреждения разрушения породы;

нагнетательных для увеличения приемистости пласта.

Не рекомендуется проводить гидроразрыв в скважинах, технически неисправных и расположенных вблизи контура водоносности.

Сложность строения реальных продуктивных пластов и постоянно изменяющиеся в них условия во время проведения гидроразрыва не позволяют однозначно воспользоваться математическими зависимостями для выбора оптимальных технологических параметров процесса ГРП. Отсутствие точных представлений о месте образования трещин и величине их раскрытия, распределении песка по трещине и других факторах обусловливает необходимость установления оптимальных параметров процесса гидроразрыва на основании промысловых экспериментов и обобщения практических результатов.

Весь процесс гидравлического разрыва пласта может быть успешно осуществлен при определенном соотношении темпа закачки жидкости, ее вязкости, фильтруемости и транспортирующей способности потока. При этом в каждый момент увеличение темпа закачки жидкости должно опережать количество фильтрующейся ее в пластовую породу с тем, чтобы происходило быстрое возрастание давления на скелет пласта, достижение значения, при котором произойдет расслоение породы, разрыв пласта. При дальнейшей закачке в пласт жидкостей песконосителя и продавочной давление нагнетания должно обеспечить развитие трещины в глубь пласта.

Темп закачки жидкостей и их вязкость оказывают решающее влияние на успешность проведения и эффективность операции ГРП. Причем значение этих факторов необходимо рассматривать не каждый в отдельности, а во взаимосвязи.

Произведением темпа закачки жидкости на ее вязкость определяется гидравлическая мощность потока, его транспор-

163

тирующая способность, т.е. те технологические параметры, от которых зависит успех операции ГРП. При недостаточной гидравлической мощности потока существует опасность выпадения песка вблизи ствола скважины, образование песчаной пробки на забое и ограниченное распространение трещин. При высокой гидравлической мощности потока обеспечиваются образование далеко уходящих в пласт трещин, повышенная концентрация песка в потоке и транспортировка его в пласт на значительное, до нескольких десятков метров, расстояние от ствола скважины.

Количество закачанного в трещину песка определяет ее геометрические размеры, следовательно, при прочих равных условиях чем больше вводится песка в пласт, тем протяженнее будет трещина и значительно увеличится объем активно дренируемой скважиной зоны продуктивного пласта, тем выше будет приток пластового флюида к скважине. Однако ввод определенного количества песка в пласт можно обеспечить при различном сочетании таких важных технологических параметров, как гидравлическая мощность потока и концентрация песка в нем. От концентрации песка в песчано-жидкостной смеси зависит высота песчаной подушки, ее несущая способность, т.е. возможность выдерживать вертикальное давление вышележащих пород и сохранять высокую пропускную способность трещины.

После закачки песка в трещину и снижения давления нагнетания частицы песка находятся под давлением вышележащих пород, обусловливающим внедрение зерен песка в породу. По данным работы [33] в случае односложной укладки зерен песка в горизонтальной трещине происходит внедрение их в кровлю и подошву трещины на две трети диаметра (для фракции 0,5н-0,85 мм). Поэтому фактическая ширина трещины будет 0,17н-0,28 мм, а ее пропускная способность небольшая. С течением времени трещина может засориться мелкими глинистыми и песчаными частицами. Поэтому необходима многослойная укладка зерен песка. Она позволит увеличить ширину трещины и связанную с ней пропускную способность, так как в поверхности стенок трещины будут внедряться только верхние и нижние слои песка. Вполне понятно, что добиться многослойной укладки зерен можно только за счет увеличения количества и концентрации песка.

Эффективность ГРП зависит также от места образования трещин.

Для продуктивных пластов, отличающихся большой изменчивостью коллекторских свойств по толщине пласта, что

164

характерно для месторождений Северного Кавказа, существенное влияние на эффективность процесса ГРП оказывает еще и число образующихся трещин. Однако до последнего времени существовало мнение: возможно ли при проведении гидроразрыва одновременное образование нескольких трещин? Для получения ответа на данный вопрос проведены специальные исследования в трех группах скважин, расположенных в различных по емкостно-коллекторской характеристике и дебитам зонах одного из месторождений Северного Кавказа [22].

Проведенные исследования позволили сделать однозначные выводы:

в результате ГРП образуется несколько трещин (2-5-3 и более), что объясняется значительной литологической изменчивостью пласта по толщине и большой неоднородностью кол-лекторских свойств его;

трещины образуются в местах наименьшей механической прочности пород, часто по плоскостям напластований или в наиболее проницаемой части продуктивного пласта;

эффективность ГРП зависит как от числа, так и от места образования трещин;

малая эффективность ГРП или отсутствие эффекта связаны с образованием трещин в малогазонасыщенных или в непродуктивных частях пласта.

При проведении гидроразрыва литологически неоднородного пласта трещины могут образоваться в разных местах — по плоскостям напластований, в кровле, подошве или в хорошо проницаемой части пласта, чем и определяется при прочих равных условиях эффективность проводимых операций. При этом не удается охватить трещинами все пропластки, и они остаются гидродинамически не связанными со скважиной. Поэтому возникает необходимость проведения многократного направленного гидроразрыва, при котором создаются трещины в определенных интервалах пласта.

Обычно на газовых и газоконденсатных месторождениях Северного Кавказа эксплуатационная колонна перфорируется в интервале всей толщины продуктивного пласта, что затрудняет качественное проведение направленного гидроразрыва с использованием пакера или искусственно создаваемых в эксплуатационных колоннах песчаных пробок.

Однако есть и другие, менее трудоемкие способы осуществления многократного и направленного гидроразрыва пласта — это использование энергии высоконапорной струи гидропескоструйного перфоратора и применение пластичных

165

шариков, временно закупоривающих перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне.

При гидропескоструйной перфорации за счет перепада давления в перфорационном отверстии обсадной колонны возникает давление в образующемся перфорационном канале пластовой породы. Если давление разрыва пласта меньше или равно давлению в канале, то должно происходить образование трещин в пласте. Для выяснения этого предположения был проведен многократный направленный гидроразрыв в скважине, находящейся в одной зоне равных эффективных мощностей и одинаковой газонасыщенности пласта со скважинами, где не получено ожидаемого результата.

Предварительно для уточнения давления гидроразрыва в нескольких скважинах спущенными в зону фильтра глубинными манометрами было замерено в процессе ГРП забойное давление. Благодаря этому с высокой точностью определен градиент давления разрыва, который оказался равным 0,017 МПа-м. Таким образом, для гидроразрыва пласта, залегающего в интервале 660+652 м, необходимо создать давление 11,2+11,5 МПа. Устье скважины было оборудовано герметизирующим устройством, позволяющим без прекращения круговой циркуляции жидкости перемещать в вертикальном направлении НКТ.

ГРП осуществлен последовательно в трех местах с использованием гидропескоструйного перфоратора с тремя насадками диаметром 6 мм, установленными в одной горизонтальной плоскости под углом 120° друг к другу.

Вначале на намеченных глубинах проводили обычную гидроперфорацию (снизу вверх). Параметры процесса ГПП: давление нагнетания 20 МПа, концентрация песка в потоке 70 кг/м3, продолжительность воздействия абразивной струи на одной установке 10 мин. Затем, не прекращая циркуляции, закрывали задвижку на межтрубном пространстве, и песча-но-жидкостная смесь через перфоратор и отверстия в обсадной колонне направлялась непосредственно в пласт. При этом увеличивали концентрацию песка до 500+300 кг/м3. В первую трещину при темпе 14,5 л/с закачали 3 т песка с концентрацией его в потоке 500 кг/м3, во вторую с темпом 14 л/с закачали 6 т песка с концентрацией 450 кг/м3, в третью соответственно 16 л/с, 6,5 т и 300 кг/м3. В качестве рабочей жидкости при выполнении операции ГПП и ГРП использовался 10 %-ный раствор хлористого натрия.

После закрытия задвижки на межтрубном пространстве давление нагнетания сначала увеличивалось до 27+26 МПа, а

166

затем снижалось до 22+21 МПа, что свидетельствовало о разрыве пласта. Продавку песка в пласт осуществляли той лее жидкостью в объеме спущенных НКТ. В межтрубном пространстве на устье скважины давление выше 50 МПа не поднималось. Такое давление наблюдалось при ГРП, осуществляемом на этом месторождении по обычной технологии. Основные сведения о технологических параметрах ГПП и ГРП приведены в табл. 8.6.

После выполнения ГРП рабочий дебит скважины составил 13,5 тыс. м3/сут газа, что в 2 раза больше дебита рядом расположенных скважин, в которых гидроразрыв был проведен по обычной технологии однократного гидроразрыва, но с лучшими технологическими показателями: темпом закачки 28 л/с, песка 20 т, концентрацией его в потоке 590 кг/м3.

Проведенные промысловые исследования позволили сделать следующие выводы:

многократный направленный гидроразрыв анизотропного газоносного пласта значительно эффективнее проводимого по обычной технологии однократного гидроразрыва;

ГРП можно проводить через ограниченное число отверстий в обсадной колонне с обеспечением оптимального темпа закачки и высокой концентрации песка в потоке;

Таблица 8.6

Основные технологические параметры ГПП и ГРП

Глубина
Наиме-
Параметры
процесса

Приме-

установ-
нование
Рабочее
Темп
Коли-
Концен-
чание

ки пер-
опера-
давление,
закач-
чество
трация

форато-
ции, чис-
МПа
ки, л/с
песка, т
песка,

ра, м
ло отверстий



кг/м3

660
ГПП, 3
220


70

659
ГПП, 3
220


70

659
ГРП
270+220
14,5
3
500
1 трещина

658
ГПП, 3
220


70

657
ГПП, 3
220


70

656
ГРП
260+210
14
6
450
2 трещина

655
ГПП, 3
220


70

654
ГПП, 3
220


70

652,5
ГПП, 3
220


70

652,5
ГРП
260+210
16
6,5
300
3 трещина

652
ГПП, 3
220


70

167

вскрытие обсаженного пласта пескоструйной перфорацией, гидроразрыв его и закрепление трещин песком молено проводить как один непрерывный цикл работ;

многократный направленный гидроразрыв пласта, представленного анизотропными терригенными коллекторами, возможно проводить одновременно с гидропескоструйной перфорацией в скважинах любой глубины, если используемые в работе насосные агрегаты обеспечивают создание необходимого давления.

Газоносный пласт в скв. 200 Тахта-Кугультинского месторождения вскрыт в интервале 617+607 м кумулятивной перфорацией с плотностью 10 отв/м, всего 100 отверстий. После освоения рабочий дебит скважины составил 10 тыс. м7сут газа. Анализ данных геофизических исследований (термокаротаж, профили тепло- и электропроводности) показал, что приток газа отмечается только из двух интервалов: из одного - интенсивный, из другого - слабый. Провели гидроразрыв пласта в два этапа. При первом под давлением 10 МПа закачали 10 т песка с концентрацией 500 кг/м3. Затем, не прекращая прокачку, в поток песчано-жидкостной смеси через лубрикатор ввели эластичные капроновые шарики диаметром 17+18 мм в количестве 50 штук (из расчета перекрытия половины перфорационных отверстий в фильтровой части эксплуатационной колонны). Через 2 мин после ввода шариков давление повысилось до 18 МПа, а затем резко снизилось до 10 МПа. Это свидетельствовало о перекрытии шариками перфорационных отверстий напротив работающих газом интервалов и последовавшего за этим гидроразрыва пласта в других неработающих интервалах. Под давлением 10 МПа закачано Ют песка с концентрацией его в потоке 520 кг/м3. При освоении скважины вместе с жидкостью было извлечено в различной степени деформированных 46 шариков.

Интерпретация данных повторных исследований позволила установить, что в результате гидроразрыва образовались два новых, работающих интервала и повысилась газоотдача ранее работавших, благодаря чему дебит скважины увеличился в 1,5 раза.

Исходя из физической сущности гидроразрыва пласта, его влияние на разработку месторождения при правильно выполненной технологии, исключающей смыкание стенок трещин и обеспечивающей функционирование их как каналов с большой проводимостью для пластовых флюидов, должно проявляться длительное время, до полного истощения пласто-

168

вой энергии. Снижение продуктивности скважин в данном случае может быть связано только с естественным падением пластового давления и кольматацией призабойной зоны. Это положение в какой-то мере нашло убедительное практическое подтверждение на многих газовых и газоконденсатных месторождениях Краснодарского и Ставропольского краев, где проведен гидроразрыв пласта в сотнях скважин. Добывающие скважины на Николаевском, Челбасском, Тахта-Кугультинском и других месторождениях работали без гидроразрыва по 4+5 лет с дебитами от 3 до 5 тыс. м3/сут газа. После проведения гидроразрыва их производительность возросла до 15,6+20,3 тыс. м3/сут, т.е. в среднем в 3,2+4,5 раз. Этому способствовал не только гидроразрыв пласта, но и проведение при этом ряда организационно-технических мероприятий: от момента глушения скважины до ее освоения гидроразрыв выполнялся как непрерывный цикл работ в течение одних суток; для глушения скважин, разрыва пласта и транспортировки песка по трещине использовалась жидкость одного состава; скважины осваивались сразу же, как только избыточное давление на устье снижалось до нуля. Весь процесс гидроразрыва с закачкой 15+20 т песка продолжался в мелких скважинах 30+40 мин, в глубоких - 1-Й,5ч.

Многолетними наблюдениями за обработанными объектами установлена их высокая продуктивность, которая в большинстве скважин через 10+12 лет, а в некоторых через 15+18 лет эксплуатации в 1,2+1,5 раза превышала начальную.

Учитывая большой практический опыт работы на месторождениях Северного Кавказа, продуктивные пласты которых представлены в основном слабосцементированными тер-ригенными коллекторами, гидроразрыв следует выполнять со следующими технологическими показателями: количество песка на одну скважино-операцию 15+20 т; концентрация его в песчано-жидкостной смеси 450+600 кг/м3; темп закачки 20+25 л/с. В качестве жидкости разрыва, песконосителя и продавочной следует использовать гидрофобные эмульсии с эмульгаторами-стабилизаторами РЭМ, ДЭСКА-17-20 и др. Обладая высокими, регулирующими в широких пределах показателями вязкости, практически нулевой фильтруемостью, хорошей расклинивающей и транспортирующей способностью, эмульсии обеспечивают качественное выполнение гидроразрыва пласта, а их свойство расслаиваться в пласте после выполнения операции на исходные жидкие компоненты с низкой вязкостью способствует быстрому и полному освоению скважин до потенциально возможного дебита.

169

В качестве расклинивающего агента рекомендуется использовать специально вырабатываемый для этих целей Волгоградским карьером кварцевый песок фракций 0,4* 1 мм.

Для практического руководства при проведении гидроразрыва пласта ниже приводится план работ по скв. 86 Краснодарской СПХГ.

Сведения о скважине. Искусственный забой на глубине 1270 м. Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм, с толщиной стенки 12,06 мм, материал труб — сталь группы прочности Р-110, давление гидравлической опрессовки 70 МПа. Цемент за колонной поднят до устья. Эксплуатационная колонна вместе с фонтанной арматурой АФК-3-65 х 210 опрессована водой на 13,5 МПа. В скважину спущены НКТ диаметром 89 мм на глубину 1190 м.

Водопоглотительный пласт-свита горячего ключа палеоцена представлен мелкозернистыми среднесцементированными слабопроницаемыми алевролитами. Вскрыт в интервале 1259*1211 м ПКС-80 по 33 отв./м, всего 1533 отверстия. Приемистость пласта небольшая - 20 м3/сут под избыточным давлением на устье 7 МПа. Проведенная гидропескоструйная перфорация с установкой перфоратора на глубинах 1243, 1233, 1213 м заметного улучшения приемистости не дала.

С целью увеличения проницаемости призабойной зоны представляется целесообразным провести гидравлический разрыв пласта.

Рабочее забойное давление при гидроразрыве рзр определится из выражения

Рз.р = Рв.г - Рпл + СГр,

гАе Рвг — вертикальное местное горное давление, МПа; рпд — пластовое давление, 3,5 МПа; ор — прочность породы на разрыв, 1,5 МПа.

Вертикальное горное давление определяется

Рв.г = НридК,

где Н — глубина залегания пласта, 1259 м; рп — средневзвешенная плотность вышележащих пород, 2300 кг/м3; д — ускорение свободного падения, 9,81 м/с2; К - коэффициент разгрузки полного горного давления, составляющий для скважин глубиной до 1200 м месторождений Северного Кавказа 0,92.

рв.г = 1259-2300-9,81-0,92 = 26,13 МПа;

Рз.р = 26,13 - 3,5 + 1,5 = 24,13 МПа.

170

Устьевое рабочее давление гидроразрыва связано с забойным давлением ГРП следующей зависимостью:

Ру.р = Рз.р + Рт.р - Рст,

гДе Рт.р — потери давления на трение при прокачке жидкости по НКТ, МПа; рст — гидростатическое давление столба жидкости в скважине, МПа.

При темпе закачки 25 л/с жидкости вязкостью 125мПа-с потери на трение в 100 м НКТ диаметром 89 мм составляют 0,88 МПа [33], а во всей колонне они будут

ртр = 1259-10"2-0,88 = 11,08 МПа.

При плотности жидкости гидроразрыва 1000 кг/м3 гидростатическое давление на забое составит

рст = 12,59 МПа.

Следовательно, устьевое рабочее давление гидроразрыва определится:

рур = 24,13 + 11,08 - 12,59 = 22,62 МПа.

Рабочее давление на устье 23,01 МПа значительно превышает давление опрессовки эксплуатационной колонны 13,5 МПа. Поэтому, несмотря на большую прочность труб эксплуатационной колонны, во избежание разрушения устья процесс гидроразрыва необходимо выполнять с пакером.

Ввиду значительной толщины вскрытого пласта (1259-— 1211 = 48 м) гидроразрыв следует делать в двух интервалах: первом - 1259н-1235 м с установкой пакера на глубине 1234 м, втором - 1211н-1234м с установкой верхнего пакера на глубине 1210 м, предварительно изолировав песчаной пробкой нижнюю часть фильтра 1259н-1234м.

В случае использования пакера без якоря с опорой НКТ на забой во избежание их прихвата песком закачку его в пласт следует осуществлять в восходящем потоке песчано-жидкостной смеси. Для этого нижний конец НКТ необходимо оборудовать патрубком с боковыми вертикальными щелями общей площадью не менее поперечного сечения внутреннего канала трубы диаметром 89 мм.

Для закрепления трещины рекомендуется использовать кварцевый песок фракции 0,4н-1 мм Волгоградского карьера.

Количество песка на один гидроразрыв G = 18 т, концентрация его в песчано-жидкостной смеси С = 450 кг/м3. Темп закачки рабочих жидкостей Q = 25 л/с.

171

Необходимый объем рабочей жидкости: для разрыва пласта У_ = 10 м3; для транспортировки песка Ужп = 40 м3; на потери и резерв 10 м3; всего 60 м3.

Жидкость разрыва и песконоситель - гидрофобная эмульсия состава: вода пластовая 80 % (объем), конденсат газовый 20 %, эмульгатор ДЭСКА-17-20 или РЭМ 0,5 % (мае.) ко всему объему жидкости. Вязкость ее 100*125 мПа-с, плотность 1000 кг/м3. Приготовляется на площадке скважины во время подготовки к проведению гидроразрыва в заранее подготовленные металлические закрытые емкости.

Продавочная жидкость Упр - техническая вода в объеме, на 1,5 м3 большем объема НКТ диаметром 89 мм, всего 7 м.

Общая продолжительность процесса гидроразрыва определяется:

ы^^ж.п^пР= (Ю + 40 + 10)-103 =40миа О 25

Обоснование потребного технического обеспечения процесса гидроразрыва

Число пескосмесителей НПА или УСП-50 (щ) определяется исходя из загрузочной массы их бункеров (9 т) и количества закачиваемого песка (18 т):

щ = 18 : 9 = 2.

Потребное число насосных агрегатов 4АН-700 определится из соотношения:

гАе Рур — устьевое давление разрыва 23,01 МПа; Q — темп закачки жидкости гидроразрыва, 25 л/с; ра — рабочее давление агрегата, 26 МПа; Qa — подача агрегата при рабочем давлении, 17,3 л/с; К - коэффициент технического состояния агрегатов; в промысловой практике принимается от 0,5 до 0,8; в данном случае К = 0,65; N — число резервных агрегатов, 2;

23,01-25

щ =-----------------+ 2 = 4.

26-17,3-0,65

Кроме того, для вспомогательных работ необходимо 5 агрегатов ЦА-320 М, а для обвязки всех технических средств

172

между собой и со скважиной - блок манифольдов БМ-700 и арматура устья 2 АУ-700.

Для подготовки рабочих жидкостей и продавочной необходимо на площадке скважины иметь металлические емкости вместимостью по 20н-25 м3 каждая, общим объемом 75н-80 м3.

Порядок работы следующий.

Промыть скважину чистой водой до искусственного забоя.

Поднять НКТ, проверить их состояние, при необходимости опрессовать давлением 30 МПа.

Спустить НКТ с пакером и якорем. Запакероваться.

Произвести обвязку технологического оборудования и вспомогательных средств между собой и со скважиной.

Опрессовать манифольды нагнетательных линий от агрегатов к скважине давлением, в 1,5 раза большим рабочего при гидроразрыве, т.е. 35 МПа.

Закачку жидкости разрыва в пласт начать одним агрегатом 4АН-700, а затем последовательным включением других, ступенчато увеличивая темп закачки до 20+25 л/с, проверить герметичность пакера, установить факт разрыва пласта и включить в работу пескосмесители. Песчано-жидкостная смесь и продавочная жидкость должны закачиваться с темпом и рабочим давлением не меньше тех, при которых был зафиксирован разрыв пласта.

Увеличение темпов закачки и рабочего давления при этом благоприятствует технически успешному и качественному выполнению процесса гидроразрыва.

По окончании продавки скважину закрыть и оставить в покое до момента снижения избыточного давления на устье до нуля, что обычно наступает через 1+2 ч. После этого извлечь пакер, промыть скважину, определить приемистость пласта и при удовлетворительных показателях ввести ее в эксплуатацию. При необходимости провести гидроразрыв второго, верхнего интервала водопоглощающего пласта по описанной схеме.

Высокая эффективность обработки призабойной зоны может быть достигнута сочетанием механического (гидроразрыв пласта с образованием трещин) и химического (обработка карбонатной породы соляной кислоты) способов воздействия. Это достигается использованием в качестве жидкости разрыва, а в некоторых случаях и песконосителя загущенной соляной кислоты или гидрофобной кислотной эмульсии [22].

Являясь внутренней фазой в эмульсии, соляная кислота не имеет непосредственного контакта с металлом скважинных

173

коммуникаций и породой, а следовательно, не теряет своей химической активности. При расслоении эмульсии на составляющие жидкие компоненты после ее закачки в пласт кислота, химически взаимодействуя с карбонатами, растворяет их, образуя широкую сеть так называемых каналов растворения. В результате значительно улучшается фильтрационная характеристика призабойной зоны и увеличивается приток пластового флюида в скважину.

Скважиной 26 Кошехабльского месторождения вскрыт газоносный пласт оксфордского яруса верхней юры. Представлен трещиноватыми известняками.

Искусственный забой на глубине 5150 м.

Эксплуатационная колонна из труб С-75 диаметром 139,7 мм с толщиной стенки 10,54 мм.

Опрессована водой давлением 58 МПа.

Пластовое давление 65 МПа, температура пласта 160 "С.

Интервал перфорации 5130н-5082м. Простреляно 336 отверстий зарядами ПКО-89.

Насосно-компрессорные трубы диаметром 89 мм с толщиной стенки 6,45 мм из стали С-75 спущены на глубину 5074 мм.

После замены глинистого раствора на воду и снижения в скважине уровня на 3150 м приток газа оказался очень слабым, что можно объяснить плохой гидродинамической связью пласта со скважиной.

Для улучшения фильтрационной характеристики призабойной зоны и интенсификации притока газа представляется целесообразным провести гидрокислотный разрыв пласта по следующему плану.

Заполнить скважину водой и промыть ее в течение двух циклов циркуляции.

Заменить в скважине воду на аммонизированный раствор нитрата кальция плотностью 1500 кг/м3.

Допустить с промывкой НКТ до искусственного забоя и промыть скважину в течение двух циклов.

Приподнять НКТ до нижних отверстий перфорации 5130 м.

Прокачать через НКТ 7 м3 метанола с таким расчетом, чтобы в межколонном 89 х 139,7 мм пространстве он поднялся до верхних отверстий (5082 м), а остальной находился в НКТ. Вытесняемый из скважины аммонизированный раствор собирать в чистые емкости.

Закрыть межколонное пространство и продавить по НКТ в пласт метанол при давлении на межколонном, не превышающем 39,5 МПа.

174

При установлении факта приемистости пласта под указанным избыточным давлением прокачать по НКТ в пласт 30 м3 гидрофобной кислотной эмульсии состава: кислота соляная 15 %-ной концентрации 80 % (об.) - 24 м3, конденсат газовый (20 %) - 6 м3, эмульгатор РЭМ - 1 % (мае.) ко всему объему жидкости.

Продолжительность реагирования кислоты в пласте 2 ч.

Заменить в скважине аммонизированный раствор на воду и промыть ее.

Снижением уровня воды в скважине до глубины 2500 м вызвать приток газа и произвести дальнейшее освоение скважины.

При недостаточном притоке газа повторить солянокислот-ную обработку.

8.3. ГИДРОПЕСКОСТРУЙНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ

Гидроперфорация осуществляется за счет использования абразивного и гидромониторного воздействия на преграду высокоскоростных жидкостных струй, выходящих с большой скоростью из насадок перфоратора.

Перфорацию осуществляют по принципу снизу вверх, т.е. вначале перфоратор устанавливают на нижней отметке, а затем поднимают на заданные глубины. Большое внимание уделяют подбору НКТ, на которых спускается перфоратор. Каждую трубу осматривают и опрессовывают на полугора-кратное давление, ожидаемое при перфорации. Перед спуском НКТ замеряют с точностью до 0,5 см. Колонну НКТ подбирают из расчета полуторакратного запаса на страгивающую нагрузку в резьбовых соединениях.

Растяжение труб от перепада давления в насадках принято учитывать по формуле

Д7 = ^,

FE

где А7 — приращение длины, см; р — давление нагнетания, МПа; S — внутренняя площадь сечения труб, см2; L — длина колонны труб, см2; F — площадь поперечного сечения тела трубы, см2; Е - модуль Юнга.

В процессе гидроперфорации необходимо обеспечить максимальный перепад давления в насадках при минимально возможных потерях давления в трубах или за ними. Для этого, зная диаметр насадки и заданный расход жидкости через нее,

175

(рис. 8.4), прорезает в колонне щелевидное отверстие, площадь которого значительно больше поперечного сечения с прямым расположением насадок. В этом перфораторе отраженная от обсадной колонны струя жидкости уходит под тем же углом в сторону, за счет чего не снижается кинетическая энергия рабочей струи, выходящей из насадки.

Глубина гидропескоструйной выработки в преграде и продолжительность воздействия струи находятся в зависимости от работоспособности насосных агрегатов, а также от толщины стенки колонны и цементного камня.

Практикой работ на ПХГ установлено, что время гидроперфорации эксплуатационной колонны марки стали “Р" с толщиной стенки 12 мм составляет 1 + 1,5 ч при давлении 20 МПа через насадки 4 мм перфоратора с прямым расположением насадок.

В отличие от точечной перфорации, щелевая заслуживает большего внимания. Ибо вертикальная щель способна не только вскрывать все флюидопроявляющие каналы продуктивного пласта, но и самоочищаться от заиливания, что значительно продлевает срок устойчивой эксплуатации скважины.

В 1971 г. было предложено механическое устройство, способное выполнять продольные щели в зацементированной колонне (а.с. №883351). Перспективность способа была показана в работе [2]. С 1987 г. автором ведутся постоянные исследования в этой области. Так, усилия направлены на отработку узлов и механизмов перфоратора, в том числе и на обеспечение устойчивости накатного диска в условиях скважины. В настоящее время созданы гидромеханические щелевые перфораторы ПГМЩ для обсадных колонн диаметром 140, 146 и 168 мм (рис. 8.5). Техническая характеристика этих перфораторов приведена в табл. 8.7.

Таблица 8.7

Техническая характеристика перфораторов

Показатели
ППЩ-140
ПГМЩ-146
ПГМЩ-168

Диаметр, мм
114
120
134

Длина, мм
1370
1370
1500

Масса, кг
70
65-70
80

Наружный диаметр, мм
140
146
168

Максимальная группа прочнос-
Р
Р
Р

ти труб

Толщина стенки труб, мм
7+12
7+12
7+12

Выход ролика за трубу, мм
15
15
20

Длина щели в трубе, м
8
8
8

179

Рис. 8.6. Схема проведения операций по щелевой перфорации обсадной колонны

В перфораторе в качестве режущего элемента используется накатный диск, который, перекатываясь под давлением по стенке трубы, углубляется в нее, образуя продольную щель. Кроме того, перфоратор оснащен гидромониторным устройством, гидравлическая ось которого направлена в щель, в зону контакта накатного диска с породой под углом к оси скважины. Благодаря этому обеспечивается постоянная циркуляция промывочной жидкости во время перфорации, высоконапорная струя эффективно разрушает цементный камень и горную породу за колонной, появилась возможность отбора шлама заколонного цементного камня и образцов породы продуктивного пласта.

Работу перфоратором проводят следующим образом. Перфоратор ПГМЩ спускают в скважину на колонне НКТ и устанавливают в заданном интервале перфорации. Рабочее положение перфоратора и схема обвязки оборудования при его работе показаны на рис. 8.6.

На рис. 8.6, а показана схема привязки перфоратора к заданному интервалу с помощью геофизической партии. На рис. 8.6, 6 показано заполнение зоны перфорации жидкостью, которая улучшает коллекторские свойства пласта.

На рис. 8.6, в показана установка щелевого перфоратора в исходное положение.

Перфорацию осуществляют возвратно-поступательным перемещением НКТ от нижней границы интервала перфорации (рис. 8.6, в) до верхней (рис. 8.6, г). Усилие на накатные ролики создается давлением жидкости внутри колонны НКТ.

Чтобы привести перфоратор в рабочее положение, бросают шар, который, сев в седло шарового клапана, перекрывает большой промывочный канал в поршне. В таком положении при осуществлении циркуляции образуется перепад давления на гидромониторной насадке. Под воздействием этого перепада при помощи двух поршней выдвигается накатный ролик. При возвратно-поступательном движении НКТ накатный ролик внедряется в стенку трубы, образуя в ней сквозную щель. Этот процесс осуществляется под интенсивным воздействием гидромониторной струи.

После прорезания стенки обсадной трубы перепад давления на гидромониторной насадке увеличивают до 10н-12МПа, не прекращая возвратно-поступательного движения. При этом происходит размыв цемента и породы. В процессе работы контроль за формированием щели ведут по индикатору веса.

181

8.4. ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН

Под освоением скважин понимается комплекс проводимых в них работ по окончании бурения или капитального ремонта с целью получения при оптимальных технологических режимах работы эксплуатационного объекта максимального дебита углеводородной продукции или лучшей приемистости пласта при закачке в него газа и других агентов.

Процесс освоения заключается в возбуждении скважины, очистки от жидкостей и других примесей ствола, забоя, в проведении необходимых работ с целью повышения фильт-рационной характеристики призабойной зоны пласта.

Сущность возбуждения скважины состоит в понижении давления на забое, создаваемого столбом жидкости (буровой раствор или вода) различными способами до давления мень-ше пластового, чтобы обеспечить приток углеводородной продукции в скважину.

Понижения давления на забое можно достигнуть путем:

замены бурового раствора в скважине на раствор мень-шей плотности; разница в плотности последовательно заменяемых жидкостей не должна быть более 500н-600 кг/м3;

замены бурового раствора водой;

снижения уровня жидкости в скважине;

использования аэрированных жидкостей и пенных систем.

В связи с имеющимися случаями взрывов в эксплуатационных колоннах при снижении уровня нагнетания в них возду-ха применение этого способа запрещается.

В предприятии Кубаньгазпром применительно к геолого-эксплуатационной характеристике месторождений региона разработана технология освоения скважин с использованием двухфазных пен [11]. Сущность этой технологии состоит в том, что для вызова притока из пласта забойное давление уменьшают путем постепенного снижения плотности жидкости в скважине закачкой в нее двухфазной пены с различной степенью аэрации.

Использование пен при освоении скважин имеет ряд преимуществ по сравнению с другими методами. При замене жидкости, заполняющей скважину пеной:

создаются благоприятные условия для плавного вызова притока флюида из пласта, так как в результате изменения степени аэрации удается в широком диапазоне регулировать плотность пены и создавать необходимую величину депрессии на пласт;

182

устраняется почти полностью проникновение воды в пласт и ухудшение фильтрационной характеристики призабойной зоны;

предотвращается возможность образования взрывов с разрушением наземного и подземного оборудования при освоении скважин с использованием воздуха.

Для получения пены в качестве газовой фазы используют воздух, водно-пенообразующий раствор ПАВ (сульфонол, ОП-10, ДС-РАС и др.). Раствор приготавливают следующего состава: ПАВ — 0,1+0,3 % мае, вода остальное.

Для повышения стабильности в пенообразующий раствор в качестве стабилизатора добавляются КМЦ-600, РС-2, РС-4 и др.

Для разрушения пены после выполнения работ по освоению скважины в необходимых случаях используют химические реагенты-пеногасители (триксан и др.).

В зависимости от глубины залегания продуктивного пласта, забойного давления, температуры, способа циркуляции (прямой или обратной) и других факторов определяются оптимальное соотношение компонентов в пенообразующей жидкости, плотность пены, степень аэрации, необходимый расход воздуха и жидкости и потребность технических средств.

Степень аэрации изменяется от 5 до 120, расход воздуха от 8 до 16 м7мин, плотность пены от 900 до 100 кг/м3.

Перед освоением скважины фонтанная арматура должна быть соединена с двумя продувочными отводами, направленными в противоположные стороны. Каждый отвод должен иметь длину не менее 100 м и соединяться с факельной установкой с дистанционным зажиганием. Типы резьбовых соединений труб для отводов должны соответствовать ожидаемым давлениям, быть смонтированы и испытаны на герметичность опрессовкой на полуторакратное ожидаемое максимальное давление. Отводы следует крепить к бетонным или металлическим забетонированным стойкам. К фонтанной арматуре должны быть подсоединены линии для глушения скважины через трубное и затрубное пространства. Линии глушения должны быть снабжены обратными клапанами.

Перед освоением на скважине необходимо иметь запас бурового раствора соответствующей плотности в количестве не менее двух объемов скважины без учета раствора, находящегося в скважине, а также запас химических реагентов и утяжелителя. Технология освоения скважины с применением пен

183

в зависимости от пластового давления имеет в основном три категории:

первая — рпд = (0,8+1 )рг; вторая - рпд = (0,5н-0,7)рг; третья - рпд = (0,1н-0,4)рг,

гАе Рпл — давление пластовое; рг — давление гидростатическое.

Для создания щадящих условий депрессии на пласт в зависимости от пластового давления в каждом конкретном случае освоение скважины с точки зрения циркуляции в ней пены осуществляется по одному из двух вариантов. При первом, с пластовым давлением первой и второй категорий, схема циркуляции следующая: замена столба жидкости в скважине пеной большой плотности производится с малой степенью аэрации при прямом способе циркуляции (пену закачивают через НКТ, а жидкость вытесняется на поверхность через кольцевое пространство). После замены жидкости пеной приступают к вызову притока, используя пену с меньшей плотностью; циркуляцию при этом осуществляют обратным способом — вытесняющую пену закачивают в кольцевое пространство, а вытесняемую удаляют из скважины через НКТ.

Второй вариант освоения скважин с низким пластовым давлением (третья категория — рпд = (0,1+0,4)рг) заключается в том, что циркуляция пены производится сразу обратным способом (закачка осуществляется в кольцевое пространство), а вытеснение жидкости и пены из скважины — через НКТ).

Плотность пены зависит от плотностей пенообразующего раствора и воздуха, истинного газосодержания ср и определяется по формуле

Р то

п ж Г° р0 Г '

гДе Рп — плотность пены, кг/м3; рж — плотность пенообразующего раствора, кг/м3; рг0 — плотность газа при нормальном давлении р0 и температуре Г0, кг/м3; ср — газосодержание, кг/м3; р — статическое давление столба пены в скважине, МПа; Г — температура пластовая в скважине, "С.

На рис. 8.7 в качестве примера показана звисимость плотности и степени аэрации от 10 до 80 (кривая 1 — 10; кривая 2 - 40; кривая 3 - 80) двухфазной пены (а) и водовоздуш-ной смеси (6) от давления при подаче жидкости 3 л/с. Так

184

Рис. 8.7. График зависимости плотности двухфазной пены и воздушной смеси от давления

при 0Ж = 3 л/с

как плотность двухфазной пены можно регулировать в пределах от 900 до 100 кг/м3г что достигается постепенным увеличением газосодержания, то вызов притока из пласта можно осуществлять плавно. Скважины глубиной до 3000 м рекомендуется осваивать при расходе пенообразующего раствора 3*5 л/с, а глубже 3000 м - 2*6 л/с.

При освоении скважин глубиной до 5*6 тыс. м рекомендуется использовать компрессоры, по технической характеристике обеспечивающие давление и подачу воздуха 8*16 м3/мин. Процесс постепенного повышения степени аэрации при постоянном расходе пенообразующего раствора должен быть прекращен после достижения заданного забойного давления:

Р = Р1 — Р2г

где р — заданное забойное давление; р1 — текущее забойное давление в процессе освоения; р2 — величина снижения забойного давления после остановки насоса и компрессора из-за самоизлива пены при данной степени аэрации.

К параметрам режима освоения относятся:

степень аэрации (величины: 5, 10, 20, 40, 60, 80, 120);

расход сжатого воздуха;

плотность пены (900-100 кг/м3);

забойное допустимое давление (рпл + X), МПа, где X -расчетная величина, равная (0,1*0,2)рпл.

Основным параметром освоения скважины является забойное давление. Оно получается расчетным путем или задается.

185

Технология вызова притока газа с применением двухфазной пены для категории рпл = (0,8+1,0)рг и рпл = (0,5+0,7)рг следующая.

Приготовленный в необходимом количестве пенообразую-щий раствор из мерной емкости 19 (рис. 8.8) насосом 8 подается в аэратор (смеситель, эжектор) 4, который по трубопроводу 3 поступает в НКТГ а вытесняемая из скважины жидкость по кольцевому пространству 1 поступает на поверхность и направляется в специальную емкость по трубам 12, а затем вытесняемая пена в емкость 10 для подачи в дальнейшем в мерную емкость 9. Расход пенообразующего раствора при этом составляет 0,360+0,480 м3/мин. После появления циркуляции в скважину подают компрессором 7 во внутреннюю трубу аэратора 4 сжатый воздух, в результате чего по трубам 3 в НКТ 2 уже поступает пена, которая начинает вытеснять из скважины жидкость. Степень аэрации при этом принимается равной 5*10. Необходимая степень аэрации достигается за счет регулирования расхода воздуха и произво-

Рис. 8.8. Схема расположения наземного оборудования при освоении скважины

186

дительности насоса. При низкой степени аэрации предупреждается преждевременный вызов притока газа из пласта, а также предотвращаются образование воздушных пробок и резкая пульсация давления. Это достигается подачей сжатого воздуха в аэратор постепенно, плавно и малыми дозами. Контроль и регулирование подачи сжатого воздуха осуществляются по манометру 5 и расходомеру 6. Вытеснив из скважины 75 % объема жидкости путем замены ее пеной, расход пенообразующей жидкости и воздуха постепенно уменьшают до 3+4 л/с, сохраняя при этом заданную величину степени аэрации (5+10). Это делается с целью достижения начальных режимных показателей, необходимых для освоения скважины.

После замены в скважине всей жидкости пеной ее поток направляют в кольцевое пространство 1, и вытеснение происходит через НКТ 2 на поверхность в емкость 10, где она разрушается, проходя через сепаратор 11, установленный на линии у входа в емкость 10. При отсутствии сепаратора и дегазатора для частичного разрушения пены возможно применение игольчатой задвижки. Переключив поток пены из НКТ 2 в кольцевое пространство с расходом раствора 3+4 л/с и со степенью аэрации 5+10, начинают постепенно увеличивать подачу воздуха при постоянном расходе раствора. Это исключает вероятность воздушных пробок, которые могут образоваться, поскольку сечение кольцевого пространства больше сечения НКТ, а расход жидкости относительно мал. Увеличение степени аэрации обеспечивается повышением производительности компрессора. Процесс подачи воздуха при постоянном расходе раствора происходит непрерывно до полного использования возможности подачи воздуха компрессором. Заданное давление компрессора определяет темп повышения степени аэрации, снижение плотности пены, вытесняющей из скважины пены с большей плотностью, что приводит к снижению забойного давления и, как результат, появляются признаки появления притока газа.

При отсутствии признаков притока газа сохраняется давление при подаче сжатого воздуха компрессором, а расход раствора при этом плавно снижается, что приводит к дальнейшему снижению забойного давления.

После достижения заданной величины забойного давления прекращают подачу жидкости и воздуха. Дальнейшее снижение забойного давления происходит за счет реализации упругой энергии пенной системы, которая выражается в самоиз-ливе пены из скважины. При этом давление на забое скважи-

187

ны снижается на 20+40 % по сравнению с давлением при циркуляции пены.

Отличительная особенность освоения скважины второй категории (рпд = (0,5+0,7)рг) от первой заключается в том, что в начальный период освоения, когда в НКТ нагнетается пена, для вытеснения жидкости из скважины степень аэрации принимается значительно выше. Она должна иметь такую величину, чтобы за время замены столба жидкости в скважине пеной при прямой системе циркуляции забойное давление было бы на уровне пластового.

Вызов притока газа в скважинах третьей категории с пластовыми давлениями рпд = (0,1+0,4)рг производится с самого начала путем нагнетания двухфазной пены в кольцевое пространство с малым расходом жидкости (3+5 л/с) с постепенным повышением степени аэрации вплоть до фонтанирования скважины.

Технология вызова притока газа с применением двухфазной пены для категории рпл = (0,8+1,0)рг и рпл = (0,5+0,7)рг следующая.

Приготовленный в необходимом количестве пенообразую-щий раствор из мерной емкости 19 (рис. 8.8) насосом 8 подается в аэратор (смеситель, эжектор) 4, который по трубопроводу 3 поступает в НКТГ а вытесняемая из скважины жидкость по кольцевому пространству 1 поступает на поверхность и направляется в специальную емкость по трубам 12, а затем вытесняемая пена в емкость 10 для подачи в дальнейшем в мерную емкость 9. Расход пенообразующего раствора при этом составляет 0,360+0,480 м3/мин. После появления циркуляции в скважину подают компрессором 7 во внутреннюю трубу аэратора 4 сжатый воздух, в результате чего по трубам 3 в НКТ 2 уже поступает пена, которая начинает вытеснять из скважины жидкость. Степень аэрации при этом принимается равной 5*10. Необходимая степень аэрации достигается за счет регулирования расхода воздуха и произво-

Рис. 8.8. Схема расположения наземного оборудования при освоении скважины

186

дительности насоса. При низкой степени аэрации предупреждается преждевременный вызов притока газа из пласта, а также предотвращаются образование воздушных пробок и резкая пульсация давления. Это достигается подачей сжатого воздуха в аэратор постепенно, плавно и малыми дозами. Контроль и регулирование подачи сжатого воздуха осуществляются по манометру 5 и расходомеру 6. Вытеснив из скважины 75 % объема жидкости путем замены ее пеной, расход пенообразующей жидкости и воздуха постепенно уменьшают до 3+4 л/с, сохраняя при этом заданную величину степени аэрации (5+10). Это делается с целью достижения начальных режимных показателей, необходимых для освоения скважины.

После замены в скважине всей жидкости пеной ее поток направляют в кольцевое пространство 1, и вытеснение происходит через НКТ 2 на поверхность в емкость 10, где она разрушается, проходя через сепаратор 11, установленный на линии у входа в емкость 10. При отсутствии сепаратора и дегазатора для частичного разрушения пены возможно применение игольчатой задвижки. Переключив поток пены из НКТ 2 в кольцевое пространство с расходом раствора 3+4 л/с и со степенью аэрации 5+10, начинают постепенно увеличивать подачу воздуха при постоянном расходе раствора. Это исключает вероятность воздушных пробок, которые могут образоваться, поскольку сечение кольцевого пространства больше сечения НКТ, а расход жидкости относительно мал. Увеличение степени аэрации обеспечивается повышением производительности компрессора. Процесс подачи воздуха при постоянном расходе раствора происходит непрерывно до полного использования возможности подачи воздуха компрессором. Заданное давление компрессора определяет темп повышения степени аэрации, снижение плотности пены, вытесняющей из скважины пены с большей плотностью, что приводит к снижению забойного давления и, как результат, появляются признаки появления притока газа.

При отсутствии признаков притока газа сохраняется давление при подаче сжатого воздуха компрессором, а расход раствора при этом плавно снижается, что приводит к дальнейшему снижению забойного давления.

После достижения заданной величины забойного давления прекращают подачу жидкости и воздуха. Дальнейшее снижение забойного давления происходит за счет реализации упругой энергии пенной системы, которая выражается в самоиз-ливе пены из скважины. При этом давление на забое скважи-

187

ны снижается на 20+40 % по сравнению с давлением при циркуляции пены.

Отличительная особенность освоения скважины второй категории (рпд = (0,5+0,7)рг) от первой заключается в том, что в начальный период освоения, когда в НКТ нагнетается пена, для вытеснения жидкости из скважины степень аэрации принимается значительно выше. Она должна иметь такую величину, чтобы за время замены столба жидкости в скважине пеной при прямой системе циркуляции забойное давление было бы на уровне пластового.

Вызов притока газа в скважинах третьей категории с пластовыми давлениями рпд = (0,1+0,4)рг производится с самого начала путем нагнетания двухфазной пены в кольцевое пространство с малым расходом жидкости (3+5 л/с) с постепенным повышением степени аэрации вплоть до фонтанирования скважины.

Скачать эту главу в формате PDF

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)