- •Содержание
- •1. ПРОДУКТИВНОСТЬ СКВАЖИНЫ
- •Что определяет дебит скважины?
- •Как скважина дает нефть?
- •Как движется нефть в пласте?
- •Чем определяется характеристика вертикального лифта?
- •Что такое узловой анализ NODAL?
- •Что такое интенсификация и оптимизация?
- •Что такое повреждение пласта?
- •Как мы способствуем повреждению пласта?
- •Что происходит со вскрытым пластом при бурении?
- •Что происходит при перфорации?
- •Какие ущербы возникают при эксплуатации скважины?
- •2. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
- •Оборудование устья скважины
- •Подземное оборудование скважины, оборудованной ШГНУ
- •Общие положения
- •Текущий ремонт скважин
- •Капитальный ремонт скважин
- •4. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ ПЕРЕД ПРОВЕДЕНИЕМ РЕМОНТНЫХ РАБОТ
- •Подготовка трубы
- •4.2. Глушение скважины
- •Организация процесса глушения скважины
- •Требования к жидкостям глушения
- •Расчет глушения
- •4.3. Исследования скважин
- •Гидродинамические исследования
- •Геофизические исследования
- •Контроль технического состояния добывающих скважин
- •Комплектное оборудование для работы с гибкими НКТ (койл-тюбинг) в скважинах глубиной до 4000 м
- •Установки смесительные
- •Осреднительная установка
- •6.2. Гидравлические забойные двигатели для ремонтных работ в скважинах
- •Винтовые забойные двигатели
- •7. СПУСКО-ПОДЪЕМНЫЕ ОПЕРАЦИИ
- •Закрепление-раскрепление труб
- •Долив скважины
- •Замер количества доливаемой жидкости
- •Виброобработка
- •Термообработка
- •Воздействие давлением пороховых газов
- •Кислотные обработки
- •Общие требования к проведению кислотных обработок (КО)
- •Назначение кислотного воздействия
- •Соляно-кислотная ванна (СКВ)
- •Время реакции
- •Химические реагенты, добавляемые в кислоту при простой соляно-кислотной обработке
- •Глинокислотная обработка (ГКО)
- •Технология ОПЗ глинокислотой
- •Циклическое воздействие
- •Направленная кислотная обработка
- •Комплексная обработка ПЗП (КОПЗП)
- •Кислотная обработка добывающих скважин
- •Технические характеристики специальных агрегатов для ведения работ по КО
- •8.2. Гидравлический разрыв пласта
- •8.4. Расчет оптимального профиля дополнительного ствола на плоскости из интервала стабилизации основного ствола скважины
- •Общие требования
- •Методика расчета профиля дополнительного ствола
- •Пример расчетов
- •Проектирование криволинейного дополнительного ствола
- •Проектирование дополнительного ствола комбинированного типа с одним криволинейным и прямолинейным участком
- •скважин
- •Технология проведения ремонтно-изоляционных работ
- •Ловильный инструмент
- •Устройства для ликвидации прихватов
- •Труборезы скважинные
- •10. ТЕКУЩИЙ РЕМОНТ СКВАЖИН
- •Подготовительные работы
- •10.2. Замена штангового глубинного насоса
- •Технология ремонта скважин, оборудованных УШГН
- •Подъем и демонтаж УШГН
- •Монтаж и спуск УШГН
- •Подгонка хода плунжера
- •11. ПЛАН ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ (ПЛА) ПРИ ТЕКУЩЕМ И КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИН И ОСОВЕНИИ
- •Консервация скважин
- •Расконсервация скважин
- •Скважины, подлежащие ликвидации
- •Оборудование устьев и стволов нефтяных, газовых и других скважин при их ликвидации
- •Оборудование устьев и стволов при ликвидации скважин со спущенной эксплуатационной колонной
- •Порядок оформления документов на ликвидацию скважины
- •СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
новения в пласт в активном состоянии и, вследствие этого, —увели чение радиуса обрабатываемой зоны.
Необходимое количество Р (в тоннах) порош кообразной HS03NH2 для приготовления заданного объема водного раствора соответствующей концентрации определяется, исходя из следующей зависимости:
P = c V f 96, |
(8.1.3) |
где с - массовая доля раствора сульфаминовой кислоты, %; V —за данный объем кислотного раствора, м3; 96 - концентрация H S03NH2 в порошке, %.
Применение ПАВ при обработках пласта сульфаминовой кис лотой обосновывается необходимостью наиболее полной очистки призабойной зоны скважины от продуктов реакции после обработ ки, а также уменьшением коррозионного износа скважинного обору дования.
Однимиз свойств сульфаминовойкислоты является ее склонность к гидролизу при повышении температуры окружающей среды. Вод ные растворы сульфаминовой кислоты устойчивы в условиях комнат ной температуры, а при повышении ее, начиная с +40 °С, возникает гидролиз:
HS03NH2+ Н20 - HSO4NH4.
В процессе гидролиза, как это следует из течения реакции, из ра створа HS03NH2 выпадает белый рыхлый нерастворимый осадок и снижается растворимость карбонатной составляющей породы.
Лабораторные исследования показывают, что нарастание скорос ти гидролизапроисходитпрямо пропорционально времени выдержки раствора сульфаминовой кислоты в условиях повышенной (по отно шению к пороговому значению) температуры, а также по мере нарас тания последней. Так, полный (100%) гидролиз H S03NH2 происходит после 8-9-часовой выдержки кислоты при температуре 75—80 вС.
Исходя из этого, невозможно применение сульфаминовой кисло ты для кислотных ванн. При закачке же в пласт время реагирования кислоты значительно меньше времени ее гидролиза.
На практике применяютсульфаминовую кислотуне в чистом виде, а в составе сухой кислотной композиции СХК (ХИМЕКО-ГАНГ).
Кислотная обработка добывающих скважин
Особенности кислотной обработки добывающей скважины
Кислотная обработкадобывающих скважин существенно отлича
ется от обработки скважины нагнетательной. Обработка проводится только в присутствии бригады КРС. Перед проведением обработки скважина должна быть исследована, определена глубина поврежде ния пласта.
Предварительная промывка скважины. Поскольку при работе до бывающей скважины в ее стволе и на оборудовании возможно нали чие отложений, несвойственных для нагнетательной скважины, не обходимапредварительная промывка кислотным составом. Исследо ваниями установлено, что от 80 до 90% солевых отложений растворя ются в соляной кислоте (для Юганского региона).
Впоследнее время, как никогда, актуальна проблема отложения солей в насосном оборудовании и НКТ добывающих скважин. Про блема связана с заглублением насосных установок. При этом проис ходит раннее разгазирование жидкости и интенсивное выпадение со держащихся в ней солей.
Вслучае проведения кислотной обработки через загрязненную колонну труб, окалина и солевые отложения растворяются в первой порции кислоты, закачиваемой в скважину при ОПЗ, и поступают с ней в пласт, загрязняя его. Для предупреждения отрицательного вли яния поверхностных отложений в НКТ необходимо:
1) первым циклом в скважину закачивать жертвенную пачку соля ной кислоты с доведением до низа НКТ и последующим удалени ем обратной промывкой;
2) необходимо изучить объем отложений, рассчитать объемжертвен ной порции кислоты для каждого из месторождений. До этогопри нять объем по умолчанию 1 ,5-2,0 м3.
В случаях, когда КРС использует для ОПЗ технологическую ко лонну заведомо чистых труб, все равно остается вопрос очистки ра бочих НКТ на трубной базе или непосредственно в скважине. Все это
требует включения дополнительного технологического звена в процесс ремонта — очистка НКТI
Учет совместимости кислотного состава с жидкостью глушения
Плавиковая кислота, входящая в состав кислотных композиций реагирует с растворами хлористого кальция и хлористого натрия с об разованием мелкодисперсного нерастворимого в воде осадка фтори да кальция (натрия). При проведении глинокислотных обработок в скважинах, заглушенныхуказанными растворами, произойдет следу ющее:
1) плавиковая кислота вступит в реакцию и не дойдетдо пласта в ак тивном состоянии;
2) в ПЗП проникнет мелкодисперсный кольматирующий материал.
Проведение глинокислотной обработки возможно только в сква жинах, заполненных нефтью, пресной водой, раствором хлористого аммония. Дешевый способ избежать конфликта жидкостей—исполь зовать не полное заполнение скважин указанными составами, а не большой по объему буфер, закачиваемый в головной части пачки глинокислоты. Хорошим буфером может быть пачка простой соляной кислоты.
Учет возможности выпадения осадка при контакте с пластовой во дой. Раствор плавиковой кислоты может образовывать осадок при поступлении в пласт и контакте с минерализованной пластовой во дой. Для предупреждения осадкообразования необходимо вытеснять пластовую воду из ПЗП пачкой водного раствора (5%) хлористого аммония.
Детализация композиции кислот. Поскольку при обработке и на гнетательных, и добывающихскважин воздействию подвергается один и тот же пласт, композиция кислот может быть аналогичной описан ным для нагнетательного фонда, за исключением следующих дета лей:
-в кислотных составах на добывающих скважинах применяют катионактивные ПАВ;
-в отличие от нагнетательной скважины, в добывающей более пол но проявляется фактор температуры (ПЗП нагнетательной сква жины может быть охлаждено), поэтому более тщательно выбира ются компоненты по температурному пределу;
-поскольку риск неэффективности обработки добывающей сква жины значительно больше, чем при обработке нагнетательной скважины, необходим детальный подбор композиции для каждо го месторождения, что требует тщательного изучения минерало гическихсвойствпороди растворимости в кислотах, создание ком позиции для каждого месторождения и пласта, для каждого участ ка месторождения. К большому сожалению, объем исследований в этой области недостаточен.
Учет времениреакции кислотныхсоставов. Обработка нагнетатель ных скважин производится в динамическом режиме с постоянным проталкиванием продуктов реакции в пласт. В отличие от этого, для добывающей скважины важна операция извлечения продуктов реак ции, и возникает вопрос - через какое время проводить извлечение? Продолжительность реакции кислотных составов, указанная в пла-
нах работ по КРС, на сегодня составляет 8 ч.
Такая продолжительность реакции приемлема только для случаев установки кислотной ванны из-за ограниченной площади контакта кислоты с поверхностью колонны. При поступлении кислоты в по ристую среду реакционная площадь контакта "кислотапорода" уве личивается в десятки тысяч раз и время реакции кислоты снижается до 1—2 ч при существующих пластовых температурах (60-90 °С).
Бшнокислотная композиция реагирует с породой в течение не сколькихминут. Ожидание реакции в данном случае принесет только вред из-за возможного выпадения продуктов реакциииз раствора при снижении его кислотности.
Учет необходимой глубины проникновения, расчет объемов кислот ной композиции.
Разработка технологии подразумевает анализ геофизического ма териала с целью определения глубины проникновения фильтрата бу рового раствора и необходимой глубины обработки ПЗП пласта.
Только в случае проникновения раствора кислоты за пределы по врежденной зоны возможна эффективная очистка ПЗП. На данный период времени применяемые объемы кислотнойобработкинедоста точны, часто ограничиваются объемом емкости кислотного агрегата (5-6 м3).
Расчет объема кислотной композиции необходимо проводить с учетом мощности, пористости и необходимой глубины проникнове ния. В случае отсутствия информации о глубине повреждения пласта, удельный объем кислотного раствора принимаетсяравным 1,5м3/м.
Необходимость отклонениякислотного состава. Кислотныйсостав, будучи водным раствором, поступаетименно в водонасыщенныепро мытые интервалы пласта, увеличивает их проницаемость, что гаран тирует увеличение обводненности продукции скважины.
В скважинах, работающих чистой нефтью, но вскрывшихнеодно родные пропластки, кислотный состав проникает в пропласток наи более проницаемый, способствуя быстромупродвижению фронта за качиваемой воды от нагнетательной скважины именно по этомупро пластку.
Все описанное делает необходимым применение составов для от клонения кислотных растворов в менее проницаемые, плохо дрени руемые части пласта.
Необходимо оценить соотношение проницаемостей отдельных пропластков для конкретных месторождений и даже участков, вели чину общей приемистости и рекомендовать для конкретных случаев
тип отклонителя.
Для месторождений с низкопроницаемыми коллекторами в каче стверастворителя можетвыступать растворитель нефрас, для коллек торов более проницаемых —нефтяная эмульсия. Возможно исполь зование пенокислотного или полимерно-кислотного состава.
Запрещена обработкакислотным составом скважин, имеющих заколонный переток. Для скважин с заколонными перетоками обра ботка кислотой возможна только при условии предварительной за качки в скважину изолирующего тампона или временно изолирую щего тампона.
Не стоит проводить простой кислотной обработки и на скважине, находящейся в водонефгяной зоне, по которой произошло подтяги ваниеконуса обводненности. Вданном случае следует ориентировать ся на технологию последовательной гицрофобизации из регламента по применению нефтяных растворителей.
Поиск оптимальногометода извлечения продуктовреакции. Основ ные проблемы с эффективностью кислотных обработок начались с момента отмены компрессорного способа освоения скважин. Обра зовавшийся вакуум в идеологии СКО до сих пор не занят другими равноценными способами извлечения продуктов реакции. Применя емые на сегодня методы имеют ряд существенных недостатков:
-идеальный способ - использование колтюбинга и разгазирование столба жидкости азотом для инициализации притока в скважину
ивыноса продуктов реакции. Данный способ хорош всем, но не имеет широкого распространения из-за большой стоимости арен ды оборудования и большой стоимости азота.
-коэффициент полезного действия метода свабирования крайне низок. Заодин спусксвабаизвлекается 800-1000 л жидкости. Вре мя на монтаж оборудования, спуск поршня, извлечение заданно го объема продуктов реакции значительно превышает время реак ции состава в пласте. Вероятность выпадения из кислотного со става осадка очень велика.
-использование гидрожелонки также требует значительных затрат времени.
Техническая задача формулируется так: необходимо использова ние устройства, позволяющего за один спуск-подъем провести закач ку в пласт химических реагентов и извлечение продуктов реакции не позднее, чем через 2 ч после поступления химии в пласт, при необхо димости произвести геофизические исследования на той же компо новке.
В случае невозможности использования специального устройства для извлечения продуктов реакции, следует проводить пенокислот ные обработки скважин или использовать химически генерируемые пенные системы.
Пример комплектации технологии кислотной ОПЗ
Ниже описаны факторы, учитываемые при комплектации техно логии ОПЗ.
Предварительная промывка НКТот поверхностных отложений
Предварительная промывка не проводится в случаях, когда обра ботка кислотными составами производится через технологическую колонну НКТ. В остальных случаях объем предварительной промыв ки принимается равным 2 м3. Концентрация соляной кислоты, при меняемойдля промывки, составляет 15%. Вкислотудобавляется один из ингибиторов коррозии.
Последовательность работ при этом следующая:
—опустить колонну НКТ до уровня нижних отверстий перфорации;
—приготовить 2 м3раствора 15%-й кислоты с добавлением 10л ин гибитора Додикор;
—при открытой затрубной задвижке закачать в НКТ кислотный ра створ, продавить раствор жидкостью глушения в объеме НКГ, вы теснив его в затрубное пространство (отстой на реакции не пре дусматривается);
—переобвязать насосный агрегатдля закачки в затрубную задвижку;
—обратнойпромывкойв полуторократномобъеме НКТвымытьпро дукты реакции.
Кислотная ванна
Перед закачкой кислотной композиции в пласт необходимо убе диться в наличии приемистостидобывающей скважины. Оценкапри емистости производится только после получения информации о том, что интервал перфорации не присыпан осадком. Если скважина не принимает, или приемистость ее не превышает 50 м3/сут, обязатель ным элементом подготовительных операций является установкакис лотной ванны. Объем, концентрация, количество присадок и техно логия проведенияработизложены вглаве “ОПЗ нагнетательныхсква жин”.
Компенсация набухаемости глин
Перед закачкой кислотной композиции в пластдолжна быть эака-