книги / Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений
..pdfРис. 5.8. График восстановления давления в полулогарифмических коорди натах:
lg ЮАр—/ — основная кривая; lg ЮАр' —t —экстраполированная прямая конечного уча
стка основной кривой; lg ЮАр"—t —разностная кривая; |
lg 10 Ар'"—t —экстраполирован |
|
ная прямая конечного участка разностной кривой |
|
|
Члены в правой части уравнения (5.32) представляют собой: |
||
первый — разность |
между установившимся пластовым давле |
|
нием и давлением |
в трещинах (потери |
давления, обусловлен |
ные перетоком жидкости из пористых блоков в трещины); вто рой— потери давления при движении жидкости в трещинах до окрестности скважин; третий — потери давления в призабойной зоне, обусловленные скин-эффектом. В каждом звене системы давление восстанавливается в течение своего промежутка вре мени. Кривую восстановления давления можно разбить на три
участка. |
Участку Л, где |
проявляется |
скин-эффект (в течение |
|
0,5—1,5 |
ч), соответствует |
трехчлен в |
уравнении (5.32), уча |
|
стку Б |
(в |
течение 0,5—5 ч )— двучлен |
(без третьего члена) и |
|
участку |
В |
— одночлен (без второго и третьего членов). На та |
ком разделении основано численное определение значения каждого члена. Для этого строится основная кривая восстанов-
ления давления в координатах IgAp—t (рис. #,8). Затем экст раполируют прямолинейный участок основной кривой до оси ординат и по разности значений Apt и Др '( на основной кривой и экстраполированной прямой определяют значения Ap"i, т. е.
Ap"i=Api—Ар'и по |
которым |
в тех же координатах IgAp— |
t строят разностную |
кривую |
Ар", где i —. номера произвольно |
выбранных моментов времени t. |
||
Значения коэффициентов, входящих в уравнение (5.32), оп |
ределяют графоаналитическим способом: 4 и В вычисляют по отрезкам, отсекаемым экстраполированными прямолинейными участками основной и разностной кривых (см. рис. 5.8); сц и аг находят как уклоны прямолинейных участков основной и раз ностной кривых (аналогично i в § 5.4); аз вычисляют аналити чески из уравнения (5.32). Затем для любого момента времени рассчитывают каждый член правой части уравнения (5.32) и его долю в общей потере давления. Тогда делается заключение о типе коллектора, целесообразности и методе воздействия на призабойную зону.
Методы повышения продуктивности скважин
Ухудшение состояния призабойной зоны может быть вызвано в выходящих из бурения скважинах твердой фазой, фильтратом и буровым раствором (см. § 5.1), в добывающих нефтяных — выпадением солей, парафина и асфальтосмолистых веществ, в нагнетательных — механическими примесями, продуктами кор розии и т. д. (см. § 3.2). Следовательно,[продуктивную харак теристику скважины можно улучшить созданием дополнитель ных или увеличенных каналов перфорации, микротрещин и мак ротрещин, удалением органических и неорганических веществ из естественных пустот пласта, расширением сечения естествен ных пустот или в пределе расширением ствола скважины. По этим направлениям выделяют следующие основные методы по
вышения |
продуктивности скважин: а) химические — кислотные |
|
обработки |
(КО); б) физические — тепловые |
обработки, обра |
ботки поверхностно-активными веществами, |
растворителями; |
в) механические — гидравлический разрыв пластд] (ГРП), гид- ~щэпескбструйная (ГПП) и— донилнителЫПГЯ кумулятивная перфорация, виброобработка. Известны также многие другие ме^_ тоды. Особо эффективно комплексное сочетание различиш~м£^ тодов (термохимические обработки, гидрокислотный разрыв пласт'а,‘термогазохимическое воздействие\и т. д.) . Выбор метода' определяется геолого-физической характеристикой 'пласта и 1\ причинами снижения ..продуктивности. скважинЛ Для выбора 'скважин и метода повышения их продуктивности разработаны методики на основе статистических методов распознавания об разов, потенциальных функций, главных компонент и др.
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) — один из основных ме тодов воздействия на призабойную зону. Ежегодно его приме няют на 1500—2500 добывающих и нагнетательных скважинах.
Сущность ГРП заключается в создании новых или расшире нии существующих трещин в пласте путем закачки в скважину жидкости под высоким давлением и последующем закреплении их расклинивающим высокопроницаемым материалом (песком).
Технология ГРП включает следующие операции: промывку скважины; спуск в скважину высокопрочных НКТ с пакером и якорем на нижнем конце; обвязку (рис. 5.9) и опрессовку на 1,5-кратное рабочее давление устья и наземного оборудования; определение приемистости скважины закачкой жидкости; за качку по НКТ в пласт жидкости-разрыва, жидкости-песконоси- теля и продавочной жидкости (собственно гидроразрыв); де монтаж оборудования и пуск скважины в работу.
Гидроразрыв пласта проводится при давлениях, доходящих до 70—100 МПа и часто превышающих допустимые для обсад ных колонн. Для защиты обсадных колонн от высокого давле ния на нижнем конце НКТ спускают в скважину пакер с якорем, которые устанавливают над кровлей обрабатываемого пласта. Эластичный элемент пакера в результате сжатия его весом НКТ герметизирует затрубное пространство. Это достигается либо опорой пакера на забой с помощью перфорированного хво стовика (пакер с опорой на забой типа ПМ, ОПМ), либо опорой пакера на обсадные трубы с помощью плашек пакера, ко торые, освобождаясь при повороте НКТ, раздвигаются и вдав ливаются во внутреннюю поверхность обсадной колонны (плашечные пакеры без опоры на забой типа ПШ, ПС, ПГ). Якорь предупреждает смещение пакера под действием перепада дав ления над и под ним. За счет внутреннего избыточного давле ния плашки якоря раздвигаются и вдавливаются во внутреннюю поверхность обсадной колонны. Пакеры и якоря рассчитаны на перепады давлений 30—50 МПа и имеют проходное сечение 36—72 мм в зависимости от их типа и внутреннего диаметра обсадной колонны. Перед спуском пакера следует шаблонировать ствол скважины, чтобы избежать возможного заклинива ния пакера и разрушения его эластичного элемента в процессе спуска.
Для осуществления ГРП используют насосные установки (агрегаты) типа УН1-630Х700А (4АН-700), рассчитанные на максимальное рабочее давление 70 МПа, пескосмесительные агрегаты типа 4ПА или установки типа УСП-50 (для транспор тирования до 9 т песка, дозированного ввода песка в поток жидкости и приготовления песчано-жидкостной смеси), блок манифольда типа 1БМ-700 или 1БМ-700С (для обвязки несколь-
7 В. С. Бойко |
193 |
Рис. 5.9. Технологическая схема гидравлического разрыва пласта:
1 — трещина разрыва; 2 —продуктивны!! |
пласт; |
3 — пакер; 4 — якорь; 5 — обсадная ко |
|||
лонна; 6 — насосно-компрессорные трубы; |
7 — арматура устья; |
8 — манометр; |
9 — блок |
||
маннфольдов; 10 — станция контроля |
и управления процессом; |
11 — насосные |
агрегаты; |
||
12 — нескосмеснтели; 13 —емкости с |
технологическими жидкостями; 14 — насосные аг |
||||
регаты |
|
|
|
|
|
ких насосных агрегатов с устьем скважины) |
и арматуру устья |
||||
типа 2АУ-700 или 2АУ-700 СУ |
Дистанционный контроль за |
||||
процессом можно осуществлять с |
помощью |
станции контроля |
и управления, смонтированной на автомобиле. Агрегаты разме щают в направлении от устья скважины, чтобы при наличии аварийной и пожарной опасности беспрепятственно отъехать от нее. Для защиты людей от шума применяют антифоны и за глушки. Руководитель работ поддерживает связь с исполните лями с помощью телефона, радио или сигналов руками. Для перевозки неагрессивных рабочих жидкостей применяют авто цистерны АЦН-11-257, АЦН-7,5-5334, Цр-7АП, Цр-7АПС, ЦР-20, АЦПП-21-5523А вместимостью 6—21 м3.
Рабочие жидкости при ГРП используют на углеводородной или водной основе. Они должны не снижать фильтрационные характеристики пласта, не вызывать набухание глинистого це мента пород, не образовывать осадки с флюидами и в то же время быть легкодоступными и дешевыми. Кроме того, жидкость разрыва и жидкость-носитель должны слабо фильтро-
ваться через поверхности образованных трещин, а жидкость-но ситель также обладать хорошей несущей или удерживающей способностью по отношению к частицам расклинивающего ма териала. Это достигается увеличением вязкости или приданием жидкости структурных свойств, при высокой фильтруемости вследствие рассеивания в объеме пласта жидкость-разрыва не вызывает разрыва пласта или развития трещин вдали от стенки скважины, а жидкость-носитель не обеспечивает переноса ча стиц расклинивающего материала в трещине.
Ранее широко использовались вязкие жидкости на углеводо родной основе (нефть; нефть, загущенная мазутом, битумом, ас фальтитом; дизельное топливо) и эмульсии (гидрофобные и гид рофильные водонефтяные, нефтекислотные, кислотно-керосино вые). Их применение может быть оправдано при проведении ГРП в добывающих скважинах. В настоящее время в основном (около 90 % операций ГРП) используют жидкости на водной основе (вода, растворы полимеров, кислотные растворы, мицел лярные растворы). Увеличенными расходами таких жидкостей обеспечивается разрыв пласта и компенсируется их недостаточ ная песконесущая способность. Загущение воды достигается до бавкой ПАА (полиакриламид), ССБ (сульфит-спиртовая барда), КМЦ (карбоксилметилцеллюлоза). Для предупрежде ния набухания глин (стабилизации глин) в воду добавляют ПАВ, органические полимеры, хлористый аммоний и др. В каче стве продавочной жидкости обычно используется техническая
вода, а иногда нефть.
Теоретические соображения позволяют считать, что при за качке фильтрующейся жидкости более вероятно образование горизонтальной трещины, а при закачке нефильтрующейся — вертикальной. Если в пласте уже имеются трещины, то незави симо от фильтруемости жидкости происходит их раскрытие или расширение. Напомним, что в пласте могут быть в основном естественные вертикальные или близкие к ним наклонные тре
щины.
О происшедшем разрыве пород можно судить по резкому уменьшению устьевого давления закачки во времени при посто янном расходе жидкости (образование новых трещин) или по увеличению расхода жидкости разрыва непропорционально ро сту давления (раскрытие имеющихся трещин). Более объек тивно момент разрыва пласта можно характеризовать резким увеличением отношения расхода жидкости разрыва к создавае
мой репрессии (коэффициент поглотительной способности) |
или |
|
к устьевому давлению закачки (условный коэффициент). |
|
|
Расклинивающим материалом |
(наполнителем трещин) |
|
обычно служит кварцевый песок |
с диаметрами частиц |
0,5— |
1,2 мм. Гранулированный расклинивающий агент должен обла дать высокой прочностью на смятие и не вдавливаться
7* |
195 |
в поверхность трещины, иметь небольшую плотность, шарооб разную форму и однородный фракционный состав.
Для проведения ГРП глубокозалегающих крепких пород с высокой температурой предложено применять стеклянные и пластмассовые шарики, зерна корунда и агломерированного боксита, молотую скорлупу грецкого ореха и др. Известны слу чаи осуществления ГРП без применения наполнителя. Их эф фективность объясняется тем, что вследствие растворения сте нок трещин кислотой (кислотный ГРП), остаточных деформа ций горных пород или промывки трещин от загрязнений, тре щины не смыкаются полностью.
По технологическим схемам проведения различают одно
кратный, |
направленный |
(поинтервальный) и многократный |
ГРП. При |
однократном |
гидроразрыве под давлением закачивае |
мой жидкости оказываются все вскрытые перфорацией пласты одновременно, при направленном — лишь выбранный пласт или пропласток (интервал), имеющий, например, заниженную про дуктивность, а при многократном ГРП осуществляется воздей ствие последовательно на каждый в отдельности пласт или про пласток. Места образования трещин при направленном и мно гократном гидроразрывах регулируются вводом временно блокирующих материалов (эластичных шариков диаметром 12— 18 мм, зернистого нефтерастворимого нафталина и т. п.), при менением двух пакеров, засыпкой низа скважин песком, предва рительной гидропескоструйной перфорацией и др. Однако на дежность этих работ очень низкая.
Проектирование технологии ГРП в основном сводится к сле дующему. Применительно к конкретным условиям выбирают технологическую схему процесса, рабочие жидкости и раскли нивающий агент. При однократном ГРП, исходя из опыта, при нимают 5—10 т песка. При массированной закачке его количе ство увеличивают до нескольких десятков тонн. Концентрацию песка в носителе устанавливают в зависимости от ее удержи вающей способности. При использовании воды она составляет 40—50 кг/м3. Тогда по количеству и концентрации песка рас считывают количество жидкости-песконосителя. На основании опытных данных используют обычно 5—10 м3 жидкости-раз рыва. Объем продавочной жидкости равен объему обсадной ко лонны и труб, по которым проводится закачка в пласт жидко сти-песконосителя.
Минимальный расход закачки жидкости должен составлять не менее 2 м3/мин и может быть оценен при образовании вер тикальной и горизонтальной трещин соответственно по фор мулам
QeepT ^ |
верт . |
(5.33) |
|
5ц |
|||
|
|
|
|
|
Qrop 5® |
TiRjWpop |
(5.34) |
|
|
|
10}i |
||
где |
QBeрт, Qrop — минимальные расходы, л/с; |
h — толщина пла |
|||
ста, |
см; |
Wверт) |
W'rop— ширина |
вертикальной |
и горизонтальной |
трещины, |
см; |
р,— вязкость жидкости, мПа-с; RT — радиус го |
|||
ризонтальной трещины, см. |
|
|
|||
|
Давление гидроразрыва пласта устанавливают по опыту или |
||||
оценивают по формуле |
|
|
|||
|
|
|
Р грп = рг + (Гр, |
(5.35) |
где Р г р п — забойное давление разрыва пласта; pT=Hp„g— гор ное давление; ор— прочность породы пласта на разрыв в усло виях всестороннего сжатия (обычно <тр=1,5—3 МПа); Н — глу бина залегания пласта; рп — средняя плотность вышележащих горных пород, равная 2200—2600 кг/м3, в среднем 2300 кг/м3; g — ускорение свободного падения.
Статистический анализ данных по давлению гидроразрыва показал, что при большой глубине скважин (более 1000— 1200 м) РгРп= (0,75-5-0,8)рг. Это объясняют разгрузкой гор ного Давления за счет деформации (вытекания) пластических пород (глин) в разрезе, вскрытом скважиной, наличием естест венных трещин в продуктивном пласте и образованием верти кальных трещин. Давление разрыва можно также определить
из условий образования трещин |
(Ю. П. Желтов и др.). |
|
Давление нагнетания на устье скважины |
|
|
Ру — Ргрп |
Артр—рс, |
(5.36) |
где АрТр — потери давления на |
трение в трубах; |
рс — гидро |
статическое давление столба жидкости в скважине.
Потери давления Дртр можно оценить по формуле Дарси — Вейсбаха (при необходимости с учетом увеличения потерь дав ления за счет наличия в жидкости песка) или по графикам. Гидростатическое давление рс определяется с учетом кривизны ствола скважины и при необходимости наличия песка в жидкости.
Если Давление нагнетания ру больше допустимого устьевого давления руД0п, то на НКТ над кровлей продуктивного пласта устанавливают пакер с якорем. Допустимое давление ру доп принимается как наибольшее из двух давлений, вычисленных по формуле Ламэ (на внутреннее давление разрыва обсадной трубы) и с использованием формулы Яковлева—Шумилова (на Страгивающую нагрузку для резьбы обсадной колонны).
Потребное число насосных агрегатов определяют по фор муле (5.4). Затем подбирают остальное оборудование и уточ няют возможность проведения процесса при полученных рас четных параметрах.
ГРП позволяет решать следующие задачи: а) повышение продуктивности (приемистости) скважины при наличии загряз нения призабойной зоны или малой проницаемости коллектора; б) расширение интервала притока (поглощения) при многопла стовом строении объекта; в) интенсификация притока нефти, например, с использованием гранулированного магния; изоля ция притока воды; регулирование профиля приемистости и др.
Для оценки технологической эффективности в справочной литературе приводятся расчетные формулы. Однако оценка эта недостаточно надежна. Место образовавшейся трещины можно установить путем гамма-каротажа с использованием частиц песка или специальных синтетических шариков, активирован ных радиоактивными изотопами, а также путем глубинной дебитоили расходометрии. В результате проведения ГРП про дуктивность скважины может увеличиваться в 2—3 раза.
§ 5.8. ТЕПЛОВАЯ ОБРАБОТКА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ
Тепловая обработка или термообработка (ТО) заключается в прогреве призабойной зоны пласта и ствола скважины с целью расплавления и удаления парафиносмолистых отложений.
Выпадение парафина и отложение асфальтосмолистых ве ществ в призабойной зоне происходят при добыче нефтей с вы соким содержанием этих компонентов (более 3—5%) в усло виях близости пластовой температуры и температуры насыще ния (кристаллизаций) парафина и охлаждения призабойной зоны ниже этой температуры. Охлаждение ее возможно при вскрытии пласта бурением, притоке газированной нефти или за качке воды (газа) в процессе работы скважин, при проведении интенсифицирующих и ремонтных работ, связанных с закачкой больших объемов холодных жидкостей. Приток газированной нефти, сопровождающийся снижением во времени дебита сква жины вследствие парафиносмолистых отложений, вызывает не обходимость стационарного подогрева или периодического цик лического повторения обработок. Продолжительность циклов может быть установлена из условия минимума расходов, свя занных с потерей в добыче нефти и осуществлением обработок (обычно 3—7 мес).
Теплота может быть внесена двумя способами: теплопере дачей в пласт по скелету породы и насыщающей жидкости от
источника |
теплоты |
(электронагревателя), расположенного |
в скважине |
(способом кондуктивного прогрева стационарно или |
периодически); конвективным тепломассопереносом за счет на гнетания в скважину и пласт теплоносителей (насыщенного или перегретого водяного пара, горячей воды, нефти и т. п.).
Для стационарного кондуктивного прогрева (стационарной электротепловой обработки) в скважине в интервале пласта со-
198
вместно с подземным оборудованием устанавливают электрона греватель, работающий непрерывно или по заданному режиму в процессе отбора нефти.
Для периодического кондуктивного прогрева (периодической электротепловой обработки) эксплуатацию скважины прекра щают, извлекают подземное оборудование (НКТ, насос и др.) и на кабель-тросе в интервал продуктивного пласта спускают скважинный электронагреватель, затем пласт прогревают в те чение 3—7 сут, поднимают электронагреватель, спускают сква жинное оборудование и возобновляют эксплуатацию скважины. Опытные данные показывают, что через 3—7 сут непрерывного прогрева температура на забое стабилизируется. По стволу скважины нагретая зона распространяется на 20—50 м вверх и 10—20 м вниз от источника нагрева. Вследствие малой тепло проводности пород удается прогреть пласт выше температуры плавления парафина и асфальтосмолистых отложений на не большую глубину (до 1 м). Забойная температура снижается после отключения нагревателя со скоростью 3—5 °С/ч. Поэтому пускать скважину в работу следует без промедления.
Для электропрогрева используют установку 1УЭС-1500, смонтированную на шасси автомобиля и одноосном прицепе. Максимальная глубина спуска электронагревателя составляет 1500 м. Электронагреватель представляет собой трубчатую элек трическую печь сопротивления (ТЭН) с максимальной мощ ностью 25 кВт и наружным диаметром 112 мм, работает от промысловой электросети (380 В).
Сущность метода обработки теплоносителем заключается в закачке в пласт нагретого теплоносителя, расплавляющего или растворяющего смолопарафиновые отложения в призабойной зоне с последующим своевременным (до остывания) и доста точно полным извлечением его из пласта. Предпочтительней применение углеводородных жидкостей по сравнению с водой, несмотря на их меньшую теплоемкость, так как они совмещают функции теплоносителя и растворителя и не вызывают отрица тельных побочных явлений (набухание глин, разрушение ске лета пород, снижение нефтепроницаемости).
На практике широко применяется циклическая паротепло вая обработка при глубине скважин до 1500 м. Для прогрева пласта вокруг скважины радиусом 30 м требуется закачать до 1000—3000 т насыщенного водяного пара. Такое количество пара можно закачать с помощью громоздких передвижных па рогенераторных установок типа УПГ, используемых с целью повышения нефтеотдачи (см. § 3.6). Поэтому для тепловой об работки призабойной зоны используются передвижные паровые установки типа ППУА-1200/100, смонтированные на шасси ав томобиля высокой проходимости КрАЗ и используемые для депарафинизации НКТ в скважинах и выкидных линий. Произ
водительность таких установок 1200 кг/ч пара при рабочем дав лении до 10 МПа и температуре до 310 °С. Вместимость ци стерны для воды составляет 4,2 м3. Можно также осуществлять закачку жидкости'в пласт и нагревать ее скважинным электро нагревателем. Для нагрева и нагнетания нефти в скважины и для депарафинизации трубопроводов используется агрегат 1АДП-4-150 (или 2АДП-12/150 VI), который обеспечивает по дачу 8,2 (12,0) м3/ч при температуре 150 °С и давлении 20 (16) МПа. Оборудование агрегата смонтировано на шасси авто мобиля высокой проходимости КрАЗ-255Б.
§5.9. СОЛЯНОКИСЛОТНАЯ, ТЕРМОХИМИЧЕСКАЯ
ИТЕРМОКИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКИ
Солянокислотная обработка (СКО) нашла наиболее широкое распространение вследствие простоты технологии, наличия бла гоприятных условий для ее применения и высокой эффектив ности. Она используется для обработки карбонатных коллекто ров и песчаников с карбонатным цементом, очистки призабой ной зоны от загрязнений в нагнетательных скважинах, для растворения отложений солей и очистки от глины, цемента и т. д.
Солянокислотная обработка основана на способности соля ной кислоты растворять карбонатные породы и карбонатный це мент песчаников и других пород, в результате чего создаются пустоты, «каналы разъедания» в призабойной зоне. При этом образуются хорошо растворимые в воде соли (хлористый каль ций и магний), вода и углекислый газ (в виде газа или жид кости). Основные реакции при воздействии соответственно на известняк и доломит следующие:
СаС03 + 2НС1 = СаС12 + Н20 + С02; |
(5.37) |
CaMg (С03)2 + 4НС1 = СаС12 + MgCl2 + 2Н20 + 2С02. |
(5.38) |
Солянокислотный раствор представляет собой смесь сле дующих реагентов и материалов:
соляной кислоты, выпускаемой промышленностью в трех ви дах— синтетическая техническая, техническая и из абгазов ор ганических производств соответственно с концентрацией не ме нее 31; 27,5 и 24,5 %;
ингибитора коррозии — вещества, снижающего коррозион ное разрушение оборудования (катапин-А, катапин-К, ката- мин-А, марвелан-К(0), И-1-А, В-2, уротропин технический, фор
малин) и добавляемого в |
пределах 0,05—0,8 % |
от количества |
кислотного раствора; |
для повышения |
эффективности |
интенсификатора — ПАВ |
СКО в результате улучшения выноса продуктов реакции и рас ширения профиля воздействия (катапин-А, катамин-А, марве-