Техника и технология капитального ремонта скважин
..pdfДобавки ингибитора, стабилизатора, хлористого бария и интенсификатора обычно настолько незначительны, что поправки на объемы этих реагентов не вводят.
К рабочему раствору соляной кислоты, как указывалось, до бавляют следующие реагенты.
1. Ингибиторы — вещества, снижающие коррозионное воздей ствие кислоты на оборудование. Обычно ингибиторы добавля ют в количестве до 1 %.
В качестве ингибиторов используют: формалин (0,6%); уникол (0,1%); реагент И-1-А (0,4%) в смеси с уротропином (0,8%); катапин А (0,1%) и др. Указанные ингибиторы снижа ют коррозионную активность соляной кислоты от 7—8 (форма лин) до 20 раз (катапин А).
2. |
Интенсификаторы — поверхностно-активные |
вещества |
’(ПАВ), |
снижающие в 3—5 раз поверхностное натяжение на |
|
границе |
нефть — нейтрализованная кислота, ускоряющие и об |
легчающие очистку призабойной зоны от продуктов реакции и ©т отреагировавшей кислоты.
В качестве интенсификаторов применяют некоторые ингиби торы, такие как катапин А, катамин А, ОП-Ю, ОП-7 и др.
3. Стабилизаторы — вещества, необходимые для удержания в растворенном состоянии некоторых продуктов реакции приме сей раствора НС1 с железом, цементом и песчаниками, а также для удаления из раствора соляной кислоты, вредной примеси серной кислоты и превращения ее в растворимую соль бария:
H2S04 + ВаС1г = BaS04+ 2HCI.
Вэтом случае раствор НС1 перед закачкой в скважину об рабатывают раствором хлористого бария (ВаСЬг). Образую щийся сернокислый барий (BaS04) удерживается в растворе и удаляется в жидком состоянии вместе с другими продуктами реакции.
Вкачестве стабилизатора используют уксусную и плавико вую кислоты.
Соляная кислота, взаимодействуя с глинами, образует соли алюминия, а с цементом и песчаником — гель кремниевой кисло ты, выпадающие в осадок. Для удержания во взвешенном состоя нии солей алюминия и геля кремниевой кислоты используют
стабилизаторы — уксусную (СН3СООН) и плавиковую |
(фтори |
стоводородную— HF) кислоты. |
к и с |
Р а з л и ч а ю т с л е д у ю щ и е р а з н о в и д н о с т и |
л о т н ы х о б р а б о т о к : кислотные ванны, простые кислотные обработки; обработки под давлением; пенокислотные; серийные;
лоинтервальные |
(ступенчатые); кислотоструйные (гидромони |
торные) ; термохимические и термокислотные. |
|
К и с л о т н ы е |
в а н н ы предназначены для очистки поверх |
ности открытого забоя и стенок скважины от цементной и гли нистой корок, смолистых веществ, продуктов коррозии, каль циевых отложений из Пластовых вод, а также для очистки
Рис. VI.1. Схема обработки скваж ины соляной кислотой
фильтра в скважине со спущенным перфорированным хвостови ком в интервале продуктивного объекта, освобождения прихва ченного пробкой подземного оборудования, очистки забоя и фильтровой части после ремонтных работ.
Кислотная ванна отличается от других видов солянокислот ных обработок тем, что объем рабочего раствора составляет не более объема ствола (или колонны) в заданном интервале, за качивают его до забоя, не продавливая в пласт. При этом рас твор кислоты выдерживают в интервале обработки в течение 16—24 ч. Затем отреагировавшую кислоту вместе с продуктами реакции удаляют из скважины обратной промывкой.
Скважины с открытым стволом обычно обрабатывают кис лотным раствором с содержанием НС1 от 15 до 20%, а обсажен ные скважины — раствором с содержанием НС1 от 10 до 12%. В качестве промывочной жидкости применяют воду.
П р о с т ы е к и с л о т н ы е о б р а б о т к и предназначены для воздействия на породы призабойной зоны с целью увеличе ния их проницаемости. Процесс ведется с обязательным задавливанием кислоты в пласт.
Подготовка скважины заключается в удалении с ее забоя пробки. Для очистки стенок колонны и труб от продуктов кор розии в скважину закачивают раствор соляной кислоты и, не продавливая в пласт, выдерживают ее в течение нескольких ча
сов (кислотная ванна). Затем |
кислоту вымывают обратной про |
|||
мывкой. |
|
|
|
|
Процесс солянокислотной обработки скважины заключается |
||||
в следующем (рис. VI.1). Вначале закачивают нефть |
или воду |
|||
(см. рис. VI.1, а), затем при |
открытом кране на |
отводе за- |
||
трубного |
пространства — расчетное |
количество |
приготов |
|
ленного |
рабочего раствора соляной |
кислоты. При этом объем |
|
Объем раствора |
НС1, м3/м |
|
Порода |
при первичных |
при вторичных |
|
|
обработках |
обработках |
|
Гранулярная малопроницаемая тонко |
0,4—0,6 |
0,6— 1,0 |
|
пористая |
|
1.0— |
1,5 |
Гранулярная высокопроницаемая |
0,6— 1,0 |
||
Трещиноватая |
0,6- 0,8 |
1.0— |
1,5 |
первой порции кислоты рассчитывают так, чтобы она заполни ла трубы и кольцевое пространство от башмака до кровли пла ста (см. рис. VI.1,6). После этого закрывают кран на отводе затрубного пространства и под давлением закачивают в скважину остатки кислотного раствора. Кислота начинает проникать в пласт (см. рис. VI.1, в). Оставшуюся в трубах и в фильтровой части скважины кислоту продавливают в пласт нефтью или во дой (см. рис. VI.1, г).
Объем рабочего раствора соляной кислоты устанавливают в зависимости от толщины и физических свойств пласта, химиче ского состава пород и числа предыдущих обработок. Рекомен дуемые средние объемы кислотного раствора на 1 м обрабаты ваемого интервала пласта (кислота 8—15%-ной концентрации) для карбонатных пород, установленные на основании имеюще гося опыта по обработкам, приведены в табл. VI.2.
Для последующих обработок объем кислотного раствора увеличивают на 20—40% или повышают концентрацию рабочего раствора.
Необходимо учитывать, чтобы уровень кислоты в затрубном пространстве в период закачки и продавки ее в пласт нахо дился только в пределах интервала ствола, выбранного для об
работки.
Важное условие успешности солянокислотных обработок — срок выдержки кислоты в пласте, который зависит от многих факторов и для различных условий различен.
Ориентировочно можно рекомендовать следующие сроки вы держки: при оставлении последней порции кислоты в открытом стволе скважины — от 8—12 до 24 ч; при задавливании кислоты в пласт с температурой забоя 15—30 °С — до 2 ч, с температу рой от 30 до 60 °С — 1 —1,5 ч.
Сроки выдержки кислоты на реагирование устанавливают опытным путем для каждого эксплуатационного объекта на ос
нове определения |
остаточной кислотности раствора после раз |
личных сроков выдержки его в пласте. |
|
К и с л о т н ы е |
о б р а б о т к и по д д а в л е н и е м приме |
няют с целью продавки кислоты в малопроницаемые интервалы продуктивного пласта. При простых солянокислотных обработ-
ках кислота проникает в хорошо проницаемые пропластки, а плохо проницаемые пропластки остаются не охваченными об работкой. Кислотные обработки под давлением устраняют этот недостаток, обусловленный слоистой неоднородностью пласта. Этот вид обработки проводят с применением пакера.
При открытом кране на отводе затрубного пространства и непосаженном пакере в скважину закачивают кислоту в объ еме труб и подпакерного пространства, после чего пакером гер метизируют затрубное пространство и закачивают, кислоту в объеме спущенных труб с максимальным повышением темпа за качки. Затем, не снижая давления, вслед за кислотой прока чивают расчетный объем продавочной жидкости и закрывают кран на головке арматуры. Скважину оставляют в покое до пол ного спада или стабилизации давления.
П е н о к и с л о т н ы е о б р а б о т к и применяют при значи тельной толщине пласта и низких пластовых давлениях. Сущ ность этого вида обработок заключается в том, что в призабой ную зону скважины вводят аэрированный раствор кислоты и ПАВ в виде пены. При таких обработках используют кислотный агрегат, передвижной компрессор (или воздух из газо-воздухо распределительной будки ГВРБ) и аэратор. Схема обвязки оборудования устья скважины показана на рис. VI.2.
Аэратор (рис. VI.3) предназначен для перемешивания рас твора соляной кислоты с воздухом (аэрации) и образования пе ны. Чтобы получить пену, к раствору кислоты добавляют 0,1—
0,5% ПАВ от объема раствора при |
средней |
степени аэрации, |
|
т. е. объема воздуха в кубических |
метрах на 1 м3 кислотного |
||
раствора в пределах 15—25 м3. В качестве |
ПАВ |
применяют |
|
сульфанол, ОП-7, ОП-Ю, катапин, |
дисолван |
и др. |
Пенокислот- |
Рнс. VI.2. Схема обвязки оборудования при пенокислотной об работке скваж ины :
/ — компрессор; 2 — кислотный агрегат; 3 — аэратор; 4 — крестовина; 5 — обратный клапан
Рис. VI.3. Аэратор:
/ — гайка под трубы; 2 — переводник; 3 |
— корпус; 4 — труба для воздуха; 5 — центра |
тор; 6 — фланец с прокладкой; 7 — труба |
для кислотного раствора |
ная обработка имеет следующие преимущества перед обычной обработкой:
1) кислотная пена значительно медленнее растворяет карбо натный материал, чем обычная кислота; это способствует более глубокому проникновению активной кислоты в пласт, что при водит к увеличению проницаемости удаленных от скважины зон пласта и их приобщению к дренированию;
2) кислотная пена обладает меньшей плотностью (400—
800 кг/м3) и повышенной вязкостью, чем обычная кислота; это позволяет увеличить охват воздействием всей продуктивной толщины пласта, что особенно важно при большой его толщине
инизких пластовых давлениях;
3)содержание в пене ПАВ снижает поверхностное натяже ние кислоты на границе с нефтью, а сжатый воздух, находя щийся в пене, расширяется во много раз при понижении давле ния после обработки; все это в совокупности способствует улуч шению условий притока нефти в скважину и значительно облег чает ее освоение.
М н о г о к р а т н ы е о б р а б о т к и заключаются в том, что призабойную зону скважины обрабатывают несколько раз с ин тервалами между обработками в 5—10 сут с целью вывода скважины на максимальную производительность за короткий срок.
П о и н т е р в а л ь н ы е ( с т у п е н ч а т ы е ) о б р а б о т к и — последовательные обработки нескольких интервалов пласта зна чительной толщины с целью полного охвата пласта или отдель ных его продуктивных пропластков. После обработки первого интервала и кратковременной его эксплуатации, принудительно направленным способом воздействуют на следующий интервал или пропласток и т. д., пока полностью не будут охвачены вся толщина пласта или все его пропластки.
Поинтервальные обработки применяют в нефтяных, газовых и нагнетательных скважинах с открытым забоем, а также в скважинах, закрепленных обсадной колонной. Проводить их це лесообразно в скважинах после выхода их из бурения или в начальный период эксплуатации.
О б р а б о т к и , |
п р о в о д и м ы е ч е р е з |
г и д р о м о н и |
|
т о р н ы е |
н а с а д к и (сопла) . В этом случае |
растворяющее |
|
действие |
активной |
кислоты и механическое разрушающее дей |
ствие струи большого напора способствуют: очистке стенок скважины от цементной и глинистой корок; разрушению и уда лению плотных забойных песчаных пробок струями жидкости, направленными в пробку; интенсивному разрушению пород с созданием каналов растворения в заданном интервале пласта для последующего направленного гидравлического-разрыва цласта.
При таких обработках необходимо обеспечивать максималь но возможную для данного диаметра сопла скорость выходящей струи.
Т е р м о х и м и ч е с к и е о б р а б о т к и — обработки скважин горячей соляной кислотой, нагрев которой происходит за счет теплового эффекта экзотермической реакции соляной кислоты с магнием или некоторыми его сплавами (МЛ-1, МА-1 и др.) в специальном реакционном наконечнике, спущенном на НКТ в пределы интервала, намеченного под обработку. Такие обработ ки применяют для очистки призабойной зоны скважин от ас фальто-смолистых, парафиновых и других материалов.
Т е р м о к и с л о т н ы е о б р а б о т к и — комбинированный процесс, в первой фазе которого осуществляется термохимиче ская обработка, во второй (без перерыва во времени после термохимической)— обычная (простая) солянокислотная обра ботка.
Термохимическую обработку наиболее целесообразно приме нять в скважинах при температуре забоя не более 40 °С.
При растворении 1 кг магния в соляной кислоте выделяется 18,9 МДж тепла. Для растворения 1 кг магния необходимо 18,6 л 15%-ной соляной кислоты, которая при этом полностью нейтрализуется и выделившимся теплом (18,9 МДж) нагревает ся до температуры 308 °С. Оптимальным для обработки счита ют такое соотношение количества магния и соляной кислоты, при котором остаточная концентрация НС1 составляет 11—12%,
а температура кислотного раствора на выходе из |
наконечника |
||||
75—80 °С. Такое соотношение |
(при температуре на забое сква |
||||
жины |
20—30 °С) достигается, |
если на |
1 кг магния |
приходится |
|
|
Т а б л и ц а |
VI.3 |
|
|
|
|
|
Количество 15%-ного HCI (в л) |
|
||
Температу- |
на количество магния |
(кг) |
Остаточная |
||
ра. °С |
|
|
|
концентра |
|
|
1 |
40 |
ьо |
80 |
ция НС1, % |
|
|
||||
100 |
60 |
2400 |
3600 |
4800 |
10,5 |
85 |
70 |
2800 |
4200 |
5600 |
11,0 |
75 |
80 |
3200 |
4800 |
6400 |
11,4 |
60 |
100 |
4000 |
6000 |
8000 |
12,2 |
от 70 до 100 л 15%-ной соляной кислоты. В табл. VI.3 приве дены данные о необходимых количествах кислоты.
Для проведения термокислотной обработки наполненный магнием реакционный наконечник спускают на трубах в сква жину и устанавливают против обрабатываемого интервала пла ста. Затем закачивают нефть и вслед за ней без всякого пере рыва 15%-ный раствор соляной кислоты, регулируя скорость за качки в соответствии с расчетным режимом.
Обычно в наконечник загружают от 40 до 100 кг магния в зависимости от обрабатываемого интервала пласта и желаемой температуры. При этом прокачивают от 4 до 10 м3 15%-ного раствора НС1.
Скорость прокачки раствора НС1 должна быть такой, чтобы в течение всего процесса на выходе наконечника была одинако вая запланированная температура и постоянная остаточная кис лотность раствора. Это условие трудно выполнимо, так как по мере прокачки кислоты через наконечник непрерывно изменяет ся масса магния в нем, поверхность контакта с кислотой, тем пература, концентрация кислоты и т. д.
Для загрузки наконечника используют магний в виде стру жек или брусков квадратного или круглого сечения. Если дав ление на глубине установки реакционного наконечника превыша ет 3 МПа, то рекомендуется применять магний в виде стружки. Следует учитывать, что чем больше давление, тем мельче и тоньше должна быть магниевая стружка. Если давление ниже 3 МПа, то рекомендуется применять магний в виде брусков или круглого сечения. При этом чем ниже давление, тем больше может быть площадь поперечного сечения этих брусков. Так, при давлении до 1 МПа используют бруски с площадью 10— 15 см2. При давлении от 1 до 3 МПа размеры брусков уменьша ют так, чтобы площадь сечения каждого из них была 1—5 см2.
ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА
Г и д р а в л и ч е с к и й р а з р ы в п л а с т а (ГРП )— про цесс обработки призабойной зоны скважины с целью расшире ния и углубления естественных и образования новых трещин в породах призабойной зоны. Достигается это путем создания вы соких давлений на забоях скважин закачкой в пласт вязких жидкостей при больших расходах, что обеспечивает быстрое по вышение давления на забое. Когда давление превысит гидро статическое примерно в 1,5—2,5 раза, произойдет разрыв или расслоение пласта, т. е. расширятся естественные и образуются новые трещины. Для сохранения трещин в раскрытом состоя нии их заполняют песком, который вводят вместе с вязкой жид костью. В дальнейшем эта жидкость извлекается из призабой ной зоны в процессе эксплуатации скважины.
Создание в ПЗС одной или нескольких трещин, проникаю щих в пласт на десятки метров, приводит к увеличению прони
цаемости пласта в зоне распространения трещин и к значительному улучшению условий притока жидкости.
|
ГРП |
|
применяют для: |
а) |
увеличения |
|||||||||
|
продуктивности |
нефтяных |
(газовых) |
|
и |
|||||||||
|
приемистости |
нагнетательных |
скважин; |
|||||||||||
|
б) регулирования притоков и приемисто |
|||||||||||||
|
сти |
по |
продуктивной |
толщине |
пласта; |
|||||||||
|
в) создания водоизоляционных экранов в |
|||||||||||||
|
обводненных |
скважинах. |
|
|
о с н о в н ы х |
|||||||||
|
Р а з л и ч а ю т |
три |
|
|||||||||||
|
п р о ц е с с а |
|
ГРП: |
а) |
однократный; |
|||||||||
|
б) многократный; в) направленный (по- |
|||||||||||||
|
интервальный). |
|
разрыве |
предпола |
||||||||||
|
При |
однократном |
||||||||||||
|
гается |
образование |
одной |
трещин^ |
в |
|||||||||
|
продуктивной |
толщине |
пласта, много |
|||||||||||
|
кратном — нескольких трещин |
по |
всей |
|||||||||||
|
вокрытой |
продуктивной толщине пласта; |
||||||||||||
|
направленном — образование |
трещин |
в |
|||||||||||
|
заранее |
предусмотренных |
интервалах |
|||||||||||
|
толщины |
пласта. |
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
До начала работ по ГРП определяют |
|||||||||||||
|
глубину забоя скважины, при необходи |
|||||||||||||
|
мости промывают ее для удаления забой |
|||||||||||||
Рис. VI.4. Схема распо |
ной пробки. Затем скважину исследуют |
|||||||||||||
на приток. Иногда для снижения давле |
||||||||||||||
ложения подземного обо |
ния |
разрыва |
и |
повышения |
эффективно |
|||||||||
рудования при ГРП: |
сти |
процесса |
|
применяют |
гидропеско- |
|||||||||
I — обсадная колонна; 2 — |
|
|||||||||||||
НКТ; 3 — якорь; 4 — пакер; |
струйную перфорацию, |
солянокислотную |
||||||||||||
5 — продуктивный пласт; 6 — |
||||||||||||||
хвостовик |
обработку |
или |
перестрел |
|
интервала |
|||||||||
|
фильтра. Поскольку при ГРП в большин |
|||||||||||||
стве случаев (за исключением |
мелких скважин) |
давления |
пре |
вышают допустимые для обсадных колонн, то в скважину на НКТ спускают пакер, изолирующий кольцевое пространство и предохраняющий колонну от давления. Пакер спускают с яко рем— устройством, предупреждающим смещение пакера по ко лонне (рис. VI.4), и устанавливают его выше верхних отверстий фильтра (кровли пласта). Устье оборудуют головкой, к которой
подключают |
агрегаты для нагнетания рабочих |
жидкостей |
(рис. VI.5.). |
Процесс ГРП состоит из следующих |
последова |
тельных этапов (рис. VI.6):
1) закачки в скважину жидкости разрыва для создания тре щины в пласте; 2) закачки жидкости-песконосителя; 3) закач ки продавочной жидкости для проталкивания песка в трещины и предохранения их от смыкания.
По спущенным НКТ нагнетают сначала жидкость разрыва в таких объемах, чтобы создать на забое давление, достаточное для разрыва пласта. При этомнепрерывно наблюдают за дав-
Рис. VI.5. Схема распо ложения оборудования при ГРП:
1 — насосные агрегаты 4АН700; 2 — пескосмеснтельные
агрегаты ЗПА; а — автоци стерны ЦР-20 с технологиче скими жидкостями; 4 — пе-
сковозы; 5 — блок маннфольдов высокого давления; 6 —
арматура |
устья 2АУ-700; |
|
7 — станция контроля |
и уп |
|
равления |
процессом |
(расхо |
домеры, |
манометры, |
радио |
связь) |
|
|
СЕ - } £Н Р
лением и расходом жидкости на устье. Момент разрыва на по верхности отмечается резким увеличением расхода жидкости (поглотительной способности скважины) при одном и том же давлении на устье или резким уменьшением давления на устье при одном и том же расходе. Обычно о моменте гидроразрыва судя-т по условному коэффициенту
Ку = Q/Py, (VI.3)
где Q — расход жидкости, м3/с; ру— давление на устье, МПа. При резком увеличении Ку в процессе закачки жидкости раз
рыва происходит гидроразрыв пласта.
После разрыва пласта, не снижая давления, в скважину за качивают жидкость-песконоситель — вязкую жидкость, смешан ную с песком (180—400 кг песка на 1 м3 жидкости), которая
Ш ' ESP
Рис. VI.6. Схема ГРП:
/ — нагнетание жидкости разрыва; // — нагнетание жидкости-песконосителя; / / / — нагне тание продавочной жидкости: / — глины; 2 — нефтяной пласт
под воздействием продавочной жидкости (маловязкой углеводо родной жидкости) проталкивается в НКТ и в пласт.
Общую продолжительность процесса гидроразрыва (в часах) можно определить по формуле
|
^ _ |
У р + УжП+ УПр |
(V I .4) |
где Ур— объем |
жидкости |
разрыва, м3; Ужп— объем |
жидкости- |
песконосителя; |
УПр — объем продавочной жидкости, |
м3; Q — |
|
средний расход жидкости, м3/ч. |
|
Потребное число агрегатов устанавливают, исходя из подачи
одного агрегата |
г и максимального расхода Qmax жидкости в |
|
процессе ГРП с учетом одного резервного |
агрегата: |
|
|
" = Qmax/<7ar+l- |
(V I -5) |
В неглубоких |
скважинах для разрыва |
пласта жидкость |
обычно закачивают непосредственно в обсадную колонну.
При большой толщине продуктивного пласта проводят много кратный разрыв, т. е. несколько разрывов в пласте за одну опе рацию.
М н о г о к р а т н ы й ГРП с применением упругих пластмас совых шариков или закупоривающих материалов. Вначале про водят ГРП по обычной технологии, а затем в нагнетаемый поток жидкости вводят пластмассовые шарики диаметром 12—18 мм и плотностью, примерно равной плотности нагнетаемой жидкости. Один шарик может перекрыть одно перфорационное отверстие. Потоком жидкости шарики устремляются в те перфорационные отверстия, где скорость потока наибольшая (против интервала разрыва), упираются в них и перекрывают отверстия. Тем са мым достигается уменьшение или даже прекращение потока жидкости в образовавшуюся трещину. Давление на забое воз