Диплом солекислотная обработка. Диплом СКО. 1. 1 Черты и этапы развития нефтяной и газовой промышленности
 Скачать 1.17 Mb.
|
|
- горное давление, МПа; С—давление, необходимое для преодоления сопротивления самих горных пород разрушению, МПа; Н—глубина залегания продуктивного пласта, м; ?п - средняя плотность вышележащих горных пород, кг/м3; g—ускорение свободного падения, м/с Процесс ГРП проводится в три стадии: закачка в пласт жидкости разрыва для образования трещин в призабойной зоне пласта; введение в полученные трещины крупнозернистого песка для сохранения их в открытом состоянии; закачка, продав очной жидкости для введения оставшегося в насосно-компрессорных трубах песка в трещины пласта. Основное время при ГРП занимают подготовительные и заключительные работы (99,8%) и в них задействованы сила и техника нескольких предприятий. Поэтому для упорядочения проведения работ создан регламент на проведение ГРП, который предусматривает : порядок проведения работ и их очередность, ответственность лиц, подразделений и предприятий за сроки и качество выполняемых работ, взаимоотношения между заказчиком и подрядчиком, участие и контроль служб супервайзера ОАО «Сибнефть-Ноябрьснефтегаз», совместное проведение анализа и подготовка предложений по вопросу качества ГРП, так как регламент в основе своей направлен на повышение нефтеотдачи пластов на местрождениях ОАО «Сибнефть-Ноябрьснефтегаз». Для успешного проведения ГРП необходимо грамотно выбирать скважины. Эффективность гидроразрыва пласта определяется раскрытостью и протяженностью трещин, чем они больше, тем выше эффективность. Большие масштабы внедрения гидравлического разрыва пластов и широкое теоретическое и экспериментальное исследование, проведённое в этой области, способствовали совершенствованию и разработке различных технологических схем. В зависимости от физико-геологических и эксплуатационных характеристик нефтяного пласта или отдельных продуктивных объектов, а также в зависимости от условия рентабельности самой технологической схемы выбирается та или иная разновидность метода гидравлического разрыва пласта. Разновидность гидравлического разрыва определяется направлением и числом трещин. Направлением трещин обусловлен горизонтальный и вертикальный гидравлические разрывы пласта, а числом их – многократный или поинтервальный. Кроме этого операции по гидравлическому разрыву пластов обычно различают по объёму закачиваемой жидкости, который имеет широчайший диапазон от метров кубических (минигидроразрыв) до трёх тысяч восемьсот метров кубических с закачкой более одной тысячи тонн закрепляющего материала (закрепителя) –массированный гидроразрыв для образования в низко проницаемых коллекторах протяжённых трещин до одного километра и более. Кроме того, существуют гидроразрывы следующих видов: гидроразрыв с магнием; гидроразрыв в сочетании с пескоструйной перфорацией; многоэтапный разрыв кислотой без ввода песка в трещину; гидроразрыв с образивной перфорацией; гидроразрыв с вакуумированными сосудами; гидроразрыв давлением пороховых газов; массированный гидроразрыв пласта; гидроразрыв пеной. Для проведения ГРП применяют три технологические схемы: однократный гидроразрыв пласта, когда воздействию закачиваемой жидкости гидроразрыва подвергаются все пласты или пропластки эксплуатируемой скважины; многократный гидроразрыв пласта, когда последовательно гидроразрыву подвергаются два или более пластов или пропластков вскрытого скважиной; поинтервальный (направленный) гидроразрыв пласта, когда гидроразрыву преднамеренно подвергается один, заранее определённый пласт или пропласток из вскрытых скважиной. Вертикальный разрыв применяется обычно, если обычный горизонтальный гидроразрыв при нормальной проницаемости по пласту и малой проницаемости по трещине не дал большого эффекта. В данном случае увеличивают среднюю проницаемость путём создания вертикальной трещины по толщине продуктивного пласта. Многократный или поинтервальный гидроразрыв пласта, как правило, проводится в нефтеносной залежи с большими толщинами, для создания не одной, а нескольких трещин поочерёдно. Не рекомендуется проводить многократный гидроразрыв в пластах с неоднородной нефтяной залежью с сильно расчленёнными пропластками, между которыми нет взаимодействия с толщиной пласта не превышающей двух – четырёх метров. Гидроразрыв пласта с магнием проводится по той же технологии, что и обычный разрыв. Магний в гранулах, размером от 0,2 до2 мм или в виде порошка, совместно с песконосителем продавливается в трещину, после чего нагнетается 15 процентная соляная кислота. Для её продавливания в пласт используют ту же жидкость, которую используют для гидроразрыва, но в объёме несколько большем, чем объём труб и колон. Потребное количество кислоты, необходимое для получения экзотермической реакции, составляет 35 – 40 литров на один килограмм магния. Количество тепла, выделенное в результате экзотермической реакции равно 5000 ккал, а температура нагрева породы будет от 100до 130С. Такие высокие температуры достаточны для расплавления парафина и смолисто-асфальтовых веществ, в чём и заключается эффективность этого метода. При гидравлическом разрыве пласта с вакуумированными сосудами применяется ударная волна, основанная на использовании эффекта взрыва внутрь. Если вакуумированный сосуд поместить на определённой глубине в скважине и разрушить его тем или иным способом, то сила ударных волн вполне может заменить гидродинамическое давление, которое необходимо для образования трещин при методе гидроразрыва пласта. Известно, что при гидроразрыве нефтяных пластов под давлением нагнетаемой жидкости, трещины образуются в наименее прочной части пласта. Такой результат можно совершенно исключить при использовании ударных волн, то есть силу ударной волны можно направить в ту нефтенасыщённую часть продуктивного пласта, где это заранее предопределено на основании данных каротажной диаграммы. Во время разрушения вакуумированного сосуда жидкость мгновенно (тысячные доли секунды) стремится занять вакуумированную полость. Одновременно пластовая жидкость, также находящаяся под давлением, стремится занять эту полость, что способствует очистке поровых каналов от загрязнения. По мере удаления ударной волны от своего источника её амплитуда уменьшается. Поскольку расстояние от источника до перфорационных отверстий фильтра не превышает 5 – 6 см, сила удара все же будет достаточной, для образования трещины. Сила ударной волны зависит от величины приложенного к сосуду давления и от вавакуумированного объёма. Причём не столько от длины сосуда, сколько от диаметра его, что в свою очередь ограничивается диаметром скважины. Многократный разрыв пласта кислотой без ввода песка в образовавшиеся трещины рекомендуется в горизонтах, сложенных плотными, гранулярными породами, которые представляют собой чередование песчаников и тонких прослоек глины, имеющих низкие проницаемости. Кроме того, его с успехом можно применить в продуктивных горизонтах, сложенных туфогенными, карбонатными и трещиноватыми породами, а так же когда в порах пород призабойной зоны эксплуатируемых скважин со временем выпадают углекислые соли кальция, магния и других металлов, которые снижают проницаемость породы, препятствуют движению жидкости из пласта к забою скважины. Сущность и технология многоэтапного разрыва пластов кислотой заключается в одновременном использовании для воздействия на призабойную зону скважин обработку продуктивной породы пласта кислотой и гидравлического разрыва нефтяного пласта, которые проводятся при высоком темпе нагнетания жидкости и большом давлении. Во время многоэтапного разрыва под воздействием растворов соляной и плавиковой кислот поры пород освобождаются от карбонатов, глинистые частицы, находящиеся в нефтяной части, растворяются и происходит расклинивание пород. Таким образом при многоэтапном разрыве кислотой происходит одновременно два физико-химических воздействия в одном технологическом процессе. Сущность процесса разрыва пласта давлением пороховых газов заключается в создании на локальном участке в приствольной зоне скважины высокого (пикового) давления, действующего в течении 0,01 – 1 секунды. Возникающее в породе аномальное напряжение не успевает перераспределиться, что приводит к необратимой её деформации и появлению остаточных трещин, разуплотнений, которые после снижения аномального избыточного давления остаются в раскрытом состоянии. Для проведения разрыва пороховыми газами используются безкорпусные генераторы ППД – БК и снаряды АДС – 6. Воздействие этим методом находит всё большее применение в основном на месторождения с карбонатными и терригенными коллекторами. Продолжительность эффекта после обработки колеблется от двух месяцев до двух лет. Массированный гидроразрыв пласта эффективен при создании трещин большой протяжённости. При этом интенсифицируют приток нефти к забою скважины за счет увеличения фильтрационной поверхности. Таким образом, при обработках низкопроницаемых коллекторов требуются многообъёмные закачки жидкости и закрепителя для создания закреплённых трещин большой площади. Принципиально, технология массированного гидроразрыва пласта не отличается от обычного, однако повышенные требования к надёжности этого процесса и его высокая эффективность стимулируют совершенствование проектирования и технико-технологической оснащённости массированного гидроразрыва. Площадь закреплённой трещины при этом методе обычно не менее восемнадцати тысяч квадратных метров, независимо от её ориентации. Гидроразрыв пласта относительно сложный, энергоёмкий и дорогостоящий технологический процесс. Поэтому для обеспечения его экономической эффективности необходимо тщательное и всестороннее изучение объекта обработки и составления проекта. При проектировании гидроразрыва решается три комплекса задач: дебиты нефти, которые могут быть получены при создании трещин различной длины и проводимости для данного пласта; технологические параметры гидроразрыва, обеспечивающие образование трещин требуемой длины и проводимости; чистый доход от проведения гидроразрыва. Первому комплексу задач – работе пласта с трещиной гидроразрыва – в последнее время уделяется большое внимание. Влияние длины и проводимости трещины на проводимость пласта после его гидроразрыва, при заданных пластовых условиях, определяется как графическими, так и аналитическими методами. Так как влияние длины трещины – эффективность гидроразрыва – зависит от проницаемости пласта, в высокопроницаемых пластах требуется создание трещин высокой производительности. При этом нет необходимости в протяжённых трещинах. В низко проницаемых пластах, напротив, необходимо создание протяжённых трещин и допускается более низкая их проводимость. Второй комплекс задач – проектирование технологии гидроразрыва – наиболее обширен и полностью не решён. Оборудование требует постоянного усовершенствования. Образование трещин с наперёд заданными параметрами, недостаточно поддающихся определению и контролю, особенно по вопросу направленности распространения трещины. Поэтому возможности определения ограниченны, по существу, выбором соответствующих материалов (жидкостей, закрепителей трещин), а также объёмов темпов и режимов их закачки. Третья задача – экономическая – связанна с двумя предыдущими. Таким образом, проектирование гидроразрыва пласта увязано с экономикой и предполагает решение задачи оптимизации. На первом этапе геологической службой ТПДН «МН» подбираются скважины для проведения ГРП. Основными критериями подбора являются : пласты с ухудшенной емкостно-фильтрационной характеристикой (заглинизированы частичным переслаиванием ), скважины, давшие при опробировании слабый приток нефти по сравнению с окружающими, скважины с неоднородными пластами по разрезу (нагнетательные – с неравномерной приемистостью, эксплуатационные – отбором ). ГРП проводить не рекомендуется : в нефтяных скважинах, расположенных в приконтурных зонах и при наличии водоносных пропластков, горизонтов ближе 20 м. в первом эксплуатационном ряду от разрезающего ряда вблизи очага заводнения, при интенсивной закачке, в скважинах, зонах, достигших проектной выработки, при наличии межпластовых перетоков. При выборе скважин для проведения гидравлического пласта полезно использовать данные электрокаротажа, анализы кернов, историю эксплуатации скважины, данные по разрывам пласта на других скважинах одного и того же месторождения и т.д. Эти данные должны быть тщательно анализированы. В настоящее время в ОАО «Сибнефть-ННГ» скважины для проведения ГРП выбирают по следующим основным критериям : дебит жидкости – до 10 м3/сут, перфорированная толщина – не менее 3 м, обводненность – менее 30%, остаточные извлекаемые запасы – не менее 70% начальных. Гидроразрыв пласта осуществляется при использовании целого комплекса наземного и подземного оборудования. Наземное оборудование целевого назначения включает насосные и пескосмесительные агрегаты для подготовки и закачки рабочих жидкостей, автоцистерны для доставки жидкостей гидроразрыва, специальную обвязку устья скважины с оборудованием. Кроме того, при гидроразрыве используется и другое специальное оборудование – подъемные агрегаты, лебедки и т.д. Это оборудование для гидроразрыва пласта вместе с тем также успешно используется и в других процессах интенсификации притоков и закачки : при освоении, заканчивании и креплении скважин. Оно включает в себя, как правило, два устройства : пакер, предназначенный для разобщения фильтра-обьекта воздействия (пласта) и остальной части эксплуатационной колонны, и якорь, который служит для восприятия высоких давлений и предупреждает подъем подземного оборудования при воздействии на пакер нагрузки, обусловленной разностью давлений под и над пакером. Пакер в сборе или пакер, смонтированный с якорем, спускают в скважину на колонне НКТ. К материалам, применяемым при ГРП, относятся: жидкости разрыва; жидкости – песконосители; жидкости продавочные; песок разных фракций. В настоящее время в теории и практике ГРП уделяется большое внимание технологическим жидкостям, свойства которых в значительной степени определяют динамику роста трещины, перемещения и закрепления в ней закрепителя. От правильного выбора жидкости из их широкой номенклатуры во многом зависит конечная эффективность закрепления длины трещины, её проводимость, а также стоимость обработки. Современный уровень физической химии, химии полимеров и производства химических реагентов позволил специалистам разработать набор жидкостей и добавок практически для всех возможных геолого-промысловых условий. Многообразие жидкостей гидроразрыва, отвечающих специфическим пластовым давлениям, во многом определяют уровень технологической оснащённости данного метода. Современные жидкости должны обладать следующими свойствами: низкая инфильтрация для получения трещины необходимой протяжённости при минимальных затратах жидкости; достаточно высокая эффективная вязкость для создания трещин необходимой ширины и эффективного транспортирования закрепителя; минимальное ухудшение проницаемости зоны пласта, контактирующей с жидкостью разрыва; низкие потери давления на трение в трубах; высокая термостабильность, что особенно важно при обработке высокотемпературных пластов; высокая сдвиговая стабильность, то есть устойчивость структур при сдвиге; легкий гарантированный вынос из трещины гидроразрыва после обработки; полная деструкция гелеобразных жидкостей после обработки для обеспечения их выноса из трещины; низкая стоимость. В качестве основы для жидкости применяют воду, нефть или продукты переработки нефти. Для пластов с содержанием карбонатов выше пятидесяти процентов, жидкость готовят на кислотной основе. Так же применяют вспененные жидкости и загущенные спирты. В настоящее время используют следующие основные жидкости для ГРП: водный раствор полимеров; эмульсия – вода в нефти на полимерной основе; загущенные углеводороды; загущенный спирт; загущенная углекислота; загущенная соляная кислота; устойчивые пены на водной основе. В дополнение к основным жидкостям создано большое число присадок, выполняющих различные функции: структурообразующие и вызывающие деструкцию, снижающие инфильтрацию, понижающие трение, термостабилизаторы, ПАВ, эмульгаторы и деэмульгаторы, глиностабилизаторы, буферы, пенообразующие и пеноразрушающие, управляющие водоблокировкой, контролирующие рост бактерий и другие. Для закрепления созданных трещин применяют кварцевый песок, распространённый в природе и обладающий относительно низкой себестоимостью. Производство на его основе высококачественных закрепителей, которые могут обеспечить высокую проводимость трещины гидроразрыва в широком диапазоне пластовых условий. Разработаны технические требования и методы испытания кварцевого песка для гидроразрыва пласта, где установлены основные показатели качества песка: гранулометрический состав; округлость и сферичность зёрен; растворимость в глинокислоте; содержание солей глин; прочность при одноосной статике. Также определены уровни этих показателей. Рекомендованы технологически оптимальные фракции песка, основные из которых: 1,6 –0,8 мм; 0,8 – 0,4 мм; 0,4 – 0,2 мм. Рациональное соотношение наибольшего размера зерен к наименьшему около двух. Анализ промыслового опыта показывает, что использование песка фракции 0,8 – 0,4 мм составляет более 90 процентов по объёму. Приведены нормы показателей качества фракции песка: массовое содержание основной фракции (0,8 – 0,4) должно быть не менее 90 процентов, при этом содержание зёрен 1,2 мм не более 0,1 процента, так же и для зёрен мельче 0,3 мм; округлость и сферичность не менее 0,6 по крумбейну и стоксу; растворимость в глинокислоте не более 21 процента; содержание солей, глин и других мелкодисперсионных частиц определяют с помощью теста на мутность воды, перемешанной с испытуемым образцом песка или по глинистой составляющей прочность песка определяют по массе разрушенных зёрен при одноосной статике. Другой распространенный закрепитель, – спеченный боксит (окись алюминия) – обладает значительно большей прочностью по сравнению с песком и применяется, главным образом, в глубокозалегающих пластах, так как на больших глубинах локальное горное давление воспринимается упаковкой и приводит к разрушению мало прочных закрепителей. Исследования и промысловый опыт показали, что кварцевый песок целесообразно применять для крепления трещин на глубине до трёх тысяч метров. Так же в глубоких скважинах применяют стеклянный бисер, В настоящее время практически вытесненный спечённым бокситом, который в 1,5 – 2 раза дешевле. Единственным недостатком спечённого боксита – более высокая плотность (3500 – 3700 кг/м3) по сравнению с песком, затрудняется его транспортировка в глубь трещины. Другой недостаток – относительно высокая (на порядок) по сравнению с песком, стоимость. Аналогичным по прочности спечённому бокситу закрепителем является окись циркония, применяется в странах Европы. В настоящее время проводится широкое исследование по поиску новых материалов для производства закрепителей. Такие закрепители, как окатанная ореховая скорлупа, пластмассы и другие, легко деформируемые материалы, ограниченно применявшиеся ранее для крепления трещин в мягких породах, практически сняты с производства. Закрепители (материалы и фракции) подбирают в каждом конкретном случае, исходя из требований к качеству крепления трещин и экономической эффективности ГРП в целом. В Открытом Акционерном Обществе “Ноябрьскнефтегаз” (ОАО ННГ) в качестве закрепителя применяют пропант, являющийся отходами алюминиевого производства, не содержащий алюминия, представляющий собой конгломерат в виде шариков, обладающий большой прочностью, хорошей транспортабельностью в глубь трещин, хорошей закрепляемостью. На территории куста бригады КРС подготавливается рабочая площадка размерами 50х50 м, с которой убираются посторонние предметы и производится планировка. На площадке должна разместиться техника и емкостной парк (3 емкости по 40 м3). Площадка должна иметь свободный подъезд к скважине. Подготовка скважины к проведению ГРП осуществляется следующим образом. Перед ГРП должен устанавливаться пакер в интервале 30-50 м от верхних отверстий зоны перфорации, указанной в плане работ. Интервал установки пакера должен скребковаться. Доставка пакера на куст осуществляется группой подготовки ГРП в специальном контейнере. Доставляется пакер с навернутым опрессовочным седлом. Перед спуском пакер соединяют на мостках с патрубком, не вынимая пакер из контейнера. Специальный контейнер снимают с пакера после подъема на НКТ в вертикальное положение. Спуск пакера должен осуществляться на НКТ диаметром 89 мм с допустимым внутренним давлением не менее 700 Мпа. При спуске пакера в скважину скорость не должна превышать 0,25 м/сек. Опрессовка НКТ должна производиться на давление , указанное в плане работ на ремонт скважины, давление при этом наблюдается в течении 5 мин, его снижение допускается на 0,1 Мпа. При оборудовании устья скважины специальной арматурой планшайба крепится на вес шпильки, проверяется работоспособность задвижек. Все записывается в паспорте на ГРП. После подготовки скважины к проведению ГРП бригада КРС снимает с устья скважины установку для ремонта скважины, мостки, трубы и все бригадное хозяйство в радиусе 50 метров от скважины. Мастер бригады КРС за сутки уведомляет СОУП УКРС о готовности скважины к ГРП. В течение этих суток начальник участка ГРП или ведущий инженер вместе с супервайзером УКРС проверяют состояние площадки и составляют схему расположения оборудования, которая утверждается главным инженером. После этого на площадку завозятся емкости и заполняются нефтью или водой. Емкости для жидкости – основы геля, устанавливаются на твердую поверхность за пределами охранной зоны воздушных линий электропередач, нефтесборных сетей с расстоянием между ними не менее 1 м. Горизонтальные емкости устанавливаются слегка наклоненными в сторону слива. После установки емкости заземляются на ранее подготовленный контур или колонну ближайшей скважины через заземляющий луч. ГРП производится техникой комплекса ГРП в составе: насосных установок, блендера (смесителя), установки для транспортировки расклинивающего агента (песковоза), блока манифольда, станции контроля. Помимо комплекса ГРП на скважине должны находиться пожарная машина ЦА-320, ППУ, АЦН-10, Оперативная машина. Расстановка техники на кусту производится в соответствии с утвержденной схемой. Для контроля параметров ГРП станцию контроля соединяют двумя кабелями с датчиками давления и двумя кабелями с блендером для контроля плотности и скорости закачки жидкости. Для управления насосными агрегатами со станции контроля агрегаты пронумеровываются и соединяются кабелями с соответствующей панелью управления на станции контроля. Руководителем работ производится осмотр всех линий , коммуникаций и запорной арматуры. ГРП должно производиться только в светлое время суток. Руководителем работ производиться инструктаж по безопасному ведению работ. Опрессовка линии высокого давления и блока манифольда производится на 1,25-кратное от ожидаемого при ГРП давление каждым насосным агрегатом при закрытой задвижке на устьевой арматуре. После 5-минутной выдержки руководитель ГРП дает команду на открытие задвижки на устьевой арматуре для сброса избыточного давления в скважину. После этого устьевую задвижку закрывают и сбрасывают давление в желобную емкость. Руководитель ГРП с бригадиром и супервайзером УКРС производят осмотр линии высокого давления и при необходимости с помощью операторов устраняют негерметичность. После устранения негерметичности производится повторная опрессовка линии. По окончании опрессовки дается команда об открытии устьевой задвижки, занятии персоналом рабочих мест и минутной готовности до начала ГРП. Руководитель работ дает команду на блендер о подаче жидкости и поочередно запускает и выводит на рабочий режим все насосные агрегаты, комментируя свои действия по рации. Операторы насосных агрегатов, находясь у установок, следят за показаниями приборов, регистрирующих работу двигателей и насосов, а также смазкой штоков насоса. При появлении посторонних шумов, вибрации, дыма немедленно по рации сообщают руководителю работ. В процессе ГРП на станции контроля должны регистрироваться все основные параметры процесса : давление нагнетания, скорость закачки, объем закаченной жидкости, давление в затрубном пространстве скважины. Контроль за количеством рабочей жидкости разрыва каждой емкости ведется операторами при помощи уровнемеров. При приближении давления в нагнетательной линии к величине опрессовки НКТ, руководитель работ должен снизить скорость закачки рабочего агента (жидкости), а в дальнейшем провести процесс по возможности в соответствии с планом работ ГРП. Если в процессе проведения ГРП произойдет нарушение герметичности пакера и сработает предохранительный клапан, руководитель останавливает технику комплекса ГРП. Далее закрывают кран высокого давления перед предохранительным клапаном и открывают задвижку на линии высокого давления в районе отвода на желобную емкость. После чего подается команда на ЦА-320 для проведения обратной промывки скважины (если авария произошла при закачке или продавке пропанта). После проведения промывки ЦА-320 останавливают и закрывают задвижку на устьевой арматуре. В зимнее время в нагнетательных линиях образовываются ледяные пробки, поэтому перед ГРП необходимо удостовериться в их отсутствии. После завершения ГРП руководитель работ подает команду оператору блендера о прекращении подачи жидкости и останавливает насосные агрегаты. Затем подается команда закрыть задвижку на устьевой арматуре и сбросить давление в затрубном пространстве скважины. Дальнейшие работы на скважине производятся в соответствии с планом работ на освоение скважины после гидравлического разрыва пласта. Схематично процесс проведения гидроразрыва показан на рисунке ,где показаны последовательно проводимые операции, из которых состоит ГРП : установка пакера для герметизации затрубного пространства, закачка в пласт жидкости разрыва с целью образования и расширения имеющихся трещин, закачка жидкости – песконосителя, предназначенной для закрепления трещин или сохранения уже имеющихся их раскрытого состояния, закачка продавочной жидкости для вытеснения песка в трещины пласта из насосно-компрессорных труб и ствола скважины. Объем продавочной жидкости принимается на 15-20% больше объема труб или объема кольцевого пространства, по которым прокачивается смесь песка с жидкостью от устья и до фильтра скважины. При недостаточном объеме продавочной жидкости часть песка может остаться в виде пробки на забое скважины. Образование песчаной пробки вызовет нежелательные затраты на ее промывку. Чтобы избежать или уменьшить оседание песка, увеличивают темп нагнетания жидкости или повышают ее вязкость, т.е. увеличивают транспортирующую способность жидкости – песконосителя. После проведения операции ГРП бригада КРС монтирует станок для выполнения следующего. Подъём пакера. Сама операция не отличается от стандартной, за исключением, если ГРП прошёл с осложнениями и в НКТ оставлен пропант. В этом случае устье переоборудуется с применением КОПС и вымыв пропанта осуществляется с помощью НКТ 48х4.5, спускаемой внутрь НКТ 89х5.5. срыв пакера осуществляется при нагрузке 3 – 5 т выше собственного веса. В случае оставления пропанта в зумпфе скважины и интервале перфорации приступают к нормализации забоя после извлечения пакера ГРП, для чего в скважину спускается компановка: пико-долото, бурильные трубы и с вращением ротора и промывкой двумя агрегатами ЦА – 320 пропант вымывается на поверхность. После нормализации забоя производит спуск лифта из НКТ 73х5.5, оборудованного забойной воронкой на глубине 2000 м и отбирают объём, равный объёму скважины плюс объём гидроразрыва. После вызова притока производится запись профиля притока и данные о дебите скважин с целью определения типа спускаемого подземного оборудования. После проведения ГРП в целях сохранности техники и оборудования, а также для соблюдения природоохранных мероприятий необходимо выполнить следующее. -насосные агрегаты поочередно прокачиваются солевым раствором или водой в желобную емкость. -при разборке линий, идущих от емкостей, необходимо сливать гель из шлангов в специальные поддоны. -остатки геля перекачиваются в одну емкость и при необходимости утилизируются. -техника ,трубы, шланги отпариваются ППУ. -на кусту ликвидируются разливы рабочей жидкости. 3.2 Кислотные обработки призабойной зоны скважин. Кислотные обработки скважин - один из эффективных и широко используемых методов по воздействию на призабойные зоны пластов. Сущность кислотных обработок скважин заключается в том, что в призабойную зону пластов с помощью насосных агрегатов закачивают кислотные растворы, которые, вступая в реакцию с растворимыми включениями пород пласта, расширяют существующие в них поры И трещины или вновь создают разветвленную сеть фильтрационных каналов. В качестве основных кислотных растворов, как в нашей стране, так и за рубежом применяют растворы соляной и фтористоводородной (плавиковой) кислот. Значительное применение за последнее время получили растворы бифторид - фторид аммония (МН4РНР+МН4Р) в -" растворах соляной кислоты. При воздействии на призабойную зону пластов растворами соляной кислоты происходит растворение карбонатов, содержащихся в породах продуктивного пласта: для известняков: СаСОз + 2 НС1 = СаС1з + НзО + СОз; (3.2) для доломитов: CaMg(CО3)2 + 4 НСl = СаСl2 + MgCl2 + 2H2O + 2 CO2. (3.3) Растворимые соли хлористого кальция СаС12 и хлористого магния MgCI2 легко удаляются из призабойной зоны пласта при пуске скважины в эксплуатацию. Углекислый газ в условиях высоких пластовых давлений полностью растворяется как в воде, так и в нефти и выносится на поверхность. Нередко под действием кислотного раствора образуются длинные дренажные каналы, которые соединяются с высокопроницаемыми участками пласта, и производительность скважин увеличивается в десятки и даже в сотни раз по сравнению с первоначальной. Солянокислотная обработка проводится для повышения проницаемости всей толщи продуктивных коллекторов и удаления загрязнений из приствольной зоны. Первым этапом солянокислотной обработки является установка солянокислотной ванны. I. Подготовительные работы к проведению солянокислотной обработки: 1.1. Установить башмак НКТ в нижней отметки интервала перфорации; 1.2. Произвести обвязку устья скважины. Рабочее давление арматуры должно соответствовать максимальному давлению, ожидаемому на устье скважины. 1.3. Опрессоватъ нагнетательные линии на полуторократное рабочее давление. 2. Технология проведения СКО (обработки призабойной зоны) скважины Объем кислотного раствора, необходимого для проведения воздействия, определяется из значений зоны ухудшения проницаемости и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов. По опыту проведения кислотных обработок на Суторминском и Муравленковском месторождениях эти значения находятся в пределах 0,5 - 0,7 м3 на один метр обрабатываемого перфорированного пласта при концентрации 12-14%. 2.1. При открытом затрубном пространстве закачать в лифт расчетное количество реагентов и довести до башмака НКТ продавочной жидкостью. Скорость закачки реагентов при этом должна быть минимальной. 2.2. Закрыть затрубное пространство и закачать реагент в пласт. Объем продавочной жидкости определяется по формуле: V = vhkt + vk (3.4) Где V - объем продавочной жидкости, м3; vhkt - объем колонны НКТ, м3 vk - объем эксплуатационной колонны в интервале: башмак НКТ нижнее отверстие интервала перфорации, м3 . 2.3. Скорость продавки раствора соляной кислоты в пласт должна быть максимально возможной. Давление на устье скважины затрубного пространства должно не превышать давления опрессовки эксплуатационной колонны. 2.4. После окончания продавки раствора соляной кислоты в пласт, скважину оставить на реагирование соляной кислоты с горной породой в течение 6-8 часов. 2.5. Отреагированную кислоту с продуктами реакции вымыть обратной промывкой в объеме 1,5 объема лифта. 2.6. Не допускается реагирование кислотного состава с горной породой в статических условиях. 2.7. При окончании прокачки реагента в пласт произвести обратную промывку в объеме 1,5 объема лифта. 3.3. Реагенты и химические вещества, применяемые при солянокислотной обработке. 1. Соляная кислота. Химическими заводами вырабатывается несколько сортов технической соляной кислоты, различающихся между собой концентрацией и содержанием вредных примесей - железо, серной кислоты и других. Лучшим сортом по этим признакам является синтетическая соляная кислота, имеющая следующие показатели: содержание НС1 - не менее 31%, железа - не более 0,02%, серной кислоты - не более 0,005%. При обработке скважин к раствору соляной кислоты добавляют следующие реагенты. 2. Ингибиторы - вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование, с помощью которого раствор кислоты транспортируют, перекачивают и хранят. В качестве ингибиторов обычно используют катион - А, реагент В-2, гидрофобизатор ИВВ-1, реагент И-1-А и другие. 3. Итенсификаторы - поверхностно активные вещества и фтористоводородную (плавиковую HF) кислоты. 3.4. Приготовление раствора кислот. Существует строгая последовательность операций по приготовлению кислоты, то есть обогащение ее необходимыми при обработке пласта компонентами. Для приготовления рабочего раствора в расчетное количество воды вводят в первую очередь ингибитор и стабилизатор, затем техническую соляную кислоту. После перемешивания добавляют хлористый барий и снова перемешивают до исчезновения хлопьев. Затем добавляют итенсификатор и после перемешивания дают возможность раствору отстояться до полного осветления и осаждения сернокислого бария. Объем концентрированной кислоты vt, необходимо для получения объема Vp рабочего раствора заданной концентрации (в м ) определяется по формуле: vt = Vp х (? - 1000/nт -1000); (3.5), где - плотность товарной кислоты, кг/м ; n - плотность готового рабочего раствора, кг/м ; (находят по таблице 6, исходя из заданного содержания или концентрации НС1 в рабочем растворе). Таблица 3.1
Зная объем концентрированной кислоты, нетрудно определить количество воды vb, необходимое при смешивании с товарной кислотой для получения рабочего раствора заданной концентрации. Vb = Vp - Vt ; (3.6), Определить необходимое количество соляной кислоты с исходной концентрацией для приготовления раствора с заданной концентрацией можно так же по номограмме рис. 3. Для этого соединяют прямой линией точки, соответствующие концентрации товарной кислоты (для нашего примера 24%) и разбавленной (14%). Точка пересечения данной линии с вертикальной - требуемый объем товарной кислоты для приготовления 1 м3 раствора. При использовании в качестве замедлителя скорости реакции уксусной кислоты необходимо учитывать повышение общей концентрации раствора. Так, если к раствору соляной кислоты прибавить 5% уксусной кислоты 100%-ой концентрации, общая концентрация раствора повысится на 3%. Рис | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||