Классификация операций, выполняемых при подземном ремонте скважин
 Скачать 134.94 Kb.
|
С КАРБОНАТОМ:CaCO3 + 2HCl = CaCl2 + CO2 +H2O;С ДОЛОМИТОМ: CaMg(CO3)2 + 4HCl = CaCl2 + MgCl2 + 2CO2 + 2H2O; Образующиеся в результате реакции хлористый кальций и хлористый магний легко растворимы в воде в больших количествах, выделяющийся газ оказывает дополнительные воздействия на пластовую систему. Солянокислотные обработки без ограничений приемлемы для карбонатных коллекторов.В терригенных коллекторах с высоким содержанием карбонатов (10 % - 25%) метод обеспечивает необходимый эффект без дополнительного химического воздействия на силикатную составляющую породы, в коллекторах с незначительными карбонатными включениями солянокислотные обработки используют для очистки от кальцитовых включений в призабойной зоне пласта. ОБРАБОТКА ГЛИНОКИСЛОТОЙГлинокислота - это смесь соляной (10%-15%) и фтористо-водородной (2%-5%) кислот. Для приготовления глинокислоты используют бифторид-фторид аммония. При его введении в раствор соляной кислоты, в результате реакции с последней, образуется фтористоводородная кислота. Глинокислота, проникая в призабойную зону, активно действует на карбонатные и глинистые минералы, а так же на кварцевые зёрна.Фтористо-водородная часть действует на карбонатные и силикатные породы по следующим уравнениям: Фтористо-водородная кислота - Кварц: SiO2 + 4HF = 2H2O + SiF4; Фтористо-водородная кислота – Каолин: H4Al2SiO9 + 14HF = 2AlF3 + 2SiF4 + 9H2O; Для предупреждения образования осадков при глинокислотных обработках предлагается проведение предварительной обработки призабойной зоны соляной кислотой с целью растворения и удаления углекислых солей кальция и магния при большом содержании карбонатных минералов. В рабочем растворе глинокис-лоты должно быть не больше 3% фтористо-водородной и 10%-12% соляной кислот. При использовании бифторид - фторида аммония для приготовления глинокислоты, фтористо-водородная кислота образуется непосредственно в растворе в результате реакции с соляной кислотой. NH4HF + HCl =2HF + NH4Cl; ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА Проницаемость призабойной зоны пласта может снизиться вследствие проникновения в неё воды (при глушении скважины, удалении песчаных пробок и других работах). Вода может удерживаться в порах молекулярными и капиллярными силами, понижая проницаемость пласта. В призабойной зоне пласта могут образовываться эмульсии, тогда поровые каналы закупориваются парафинами, смолами и асфальтенами. В данном случае восстановить проницаемость можно обработкой призабойной зоны пласта поверхностно-активными веществами, которые используют в виде водных растворов. При закачке в пласт, поверхностно-активные вещества адсорбируются на поверхности пор и каналов, снижают, на границе»нефть-твёрдая поверхность»,»нефть-вода», поверхностное напряжение. ТЕПЛОВЫЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ ТЕРМОКИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА СКВАЖИНЫ Отложившиеся в скважине и призабойной зоне пласта парафин, смолы и асфальтены препятствуют взаимодействию кислоты с породой. Для расплавления этих отложений применяют термокислотный метод. Используют вещества, которые вступая во взаимодействие с кислотой выделяли бы тепло (например, магний - Mg). Mg + 2HCl + H2O = MgCl2 + H2 + 462,8 (кДж); При растворении 1 (кг) магния выделяется 19 МДж теплоты, кислота при взаимодействии полностью нейтрализуется. При термокислотной обработке соляная кислота через насосно-компрессорные трубы попадает в наконечник, спущенный в трубы на насосных штангах, реагирует с магнием и в нагретом виде через фильтр поступает на стенки скважины и призабойную зону пласта. ПРОГРЕВ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА Закачка нагретой нефти. Для эффективного прогрева призабойной зоны пласта требуется 15 – 30 (куб. м) жидкости, нагретой до 90 – 95 (град. С). Жидкость (флюид) нагретой в передвижной пароустановке закачивают в скважину и осуществля-ют промывку призабойной зоны пласта, а затем продавливают в пласт. Прогрев паром. Один из самых эффективных способов теплового воздействия на пласт. Водяной пар под давлением 8 – 15 (МПа) закачивают в пласт, если: - глубина залегания пласта не более 1200 (м); - толщина пласта не менее 15 (м); - вязкость нефти при пластовых условиях выше 0,2 (Пас); - плотность нефти в пласте 0,9 – 0,93 (т/куб. м); - остаточная нефтенасыщенность пласта до начала закачки пара не менее 50 (%); МЕХАНИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ВЗРЫВНЫХ ВЕЩЕСТВ К ним относятся: - пулевая перфорация; - кумулятивная перфорация; - общее торпедирование; направленное торпедирование; направленная перфорация взрывными снарядами; При недостаточной нефтеотдаче можно повторно произвести обычную перфорацию пулевым перфоратором. Для повышения её эффективности скважину заполняют не глинистыми растворами, а жидкостями не загрязняющими вновь созданные перфорационные отверстия. При наличии твёрдых и плотных пород можно торпедировать продуктивный пласт взрывчатым веществом спускаемым в интервал залегания пласта в гильзах, оснащённых электрическими взрывателями. Гильзы изготавливают из металла, асбеста или пластмассы. В качестве взрывчатых веществ наиболее часто применяют нитроглицерин, динамит, тротил и т.п.. Взрыв может создать в продуктивном пласте каверны и трещины. Таким образом, увеличивается проницаемость пласта в зоне с большим радиусом (создание микро- и макротрещин, которые могут распространяться на десятки метров). Направленное торпедирование можно осуществить за счёт соответствующей формы снаряда и вставок на пути взрывной волны. В зависимости от необходимости можно использовать торпеды: бокового рассеянного действия, бокового сосредоточенного действия и вертикального действия. Перфораторы с разрывными снарядами создают круглые отверстия в колонне и цементном камне проникая в породу, и взрываясь образуют каверны и трещины. Кумулятивный перфоратор состоит из устройства, в ячейках которого содержатся заряды кумулятивного действия. Каждая ячейка с противоположной стороны взрывателя оснащена выемкой соответствующего профиля (например, в форме конуса). Таким образом газообразные продукты взрыва распространяются вдоль оси заряда в вид мощной струи, которая создаёт в колонне, цементе и породе канал соответствующего направления. ГИДРОПЕСКОСТРУЙНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ Гидропескоструйная перфорация основана на использовании гидромониторного эффекта, создаваемого струёй абразивной песчано-жидкостной смеси, вытекающей с большой скоростью из насадки. Первые работы по внедрению метода были выполнены ВНИИнефтью в 1959 году. В последующие годы гидропеско-струйная перфорация получила довольно широкое распространение как высокоэффективный способ вскрытия пластов. Гидропескоструйная перфорация по сравнению с кумулятивной является менее производительным процессом, требующим использования специальной техники, поэтому её применяют в тех случаях, когда другие методы не дали нужного эффекта. Кроме увеличения производительности добывающих скважин, гидропескостуйную перфорацию применяют для: - выполнения глубоких кольцевых и вертикальных щелей, способствующих образованию трещин при гидроразрыве пласта; - срезания обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб; - разрушения металла на забое, а так же твёрдых пробок в скважине; - расширения диаметра в необсаженой части скважины; Струя, направленная перпендикулярно к стенке обсадной колонны, вытекает из насадки специального устройства - гидропескоструйного перфоратора. ВИБРАЦИОННОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПЛАСТ Создание в призабойной зоне скважины вибрационных волн при помощи специального вибратора, повышающего проницаемость призабойной зоны пласта. Этот метод разработанный в МИНХ и ГП (в настоящее время РГУНГ им. И.М. Губкина) используют в добывающих скважинах и в нагнетательных скважинах. Для создания резких колебаний расхода жидкости (вибро-ударных волн) применяют гидравлические вибраторы золотникового типа - ГВЗ. В корпусе ГВЗ жёстко на резьбе закреплён ствол, имеющий щелевые отверстия по образующей цилиндра. На стволе на подшипнике качения свободно вращается цилиндрический золотник, так же имеющий щелевые отверстия выполненные под углом к образующей. При прокачке золотник вращается и периодически то открывает, то закрывает проход потоку жидкости в результате создаются небольшие гидравлические удары, число которых может быть доведено до 30 000 в минуту. В качестве рабочей жидкости применяют нефть, раствор соляной кислоты, керосин или их смеси. За длительный период разработки нефтяных месторождений в Нефтеюганском районе Тюменской области произошло значительное ухудшение структуры запасов. По состоянию на начало 1996 года 54 % остаточных запасов нефти содержится в низкопродуктивных пластах с проницаемостью менее 15 мД. Степень выработки их не превышает 5 %. Эти трудноизвлекаемые запасы требуют применения эффективных технологий разработки. Таковым в первую очередь является гидравлический разрыв пласта, поскольку традиционные методы интенсификации нефтеотдачи пластов недостаточно эффективны. Технология гидроразрыва пласта является методом интенсификации текущей нефтедобычи для низкопроницаемых залежей и повышения в конечном итоге коэффициента нефте-отдачи по месторождению. Проведение гидроразрыва в отдельной скважине ведёт к увеличению её добывающих возможностей значи-тельно выше естественной, обеспечивая дополнительную добычу нефти. Контрольные вопросы: 1.Какие существуют методы воздействия на призабойную скважину? 2.В следствии чего может снизиться проницаемоть призабойной зоны? 3. Что понимается под тепловым методом? Литература 1. Гиматудинов Ш. К. и др. Физика нефтяного и газового пласта. – М.: Недра,1982. – 312с. 2.Оркин Г. К., Кучинский П. К. Физика нефтяного пласта. – М.: Гостоптехиздат, 1955. – 299с. 3.Амикс Дж. и др. Физика нефтяного пласта. – М.: Гостоптехиздат, 1962. – 572с. 4.Ермилов О. М., Ремизов В. В., Ширковский Л. И., Чугунов Л. С. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа. – М.: Наука, 1996. - 541с. 5.Варфоломеев Д. Ф., Хамаев В. Х. Химия нефти и газа. – Уфа, 1977. – 61с. Лекция 30 Тема: Способы эксплуатации нефтегазовых скважин. План: 1. Физические основы и принципы расчета технологичес ких процессов при кислотной обработке, гидравлическом разрыве пласта, тепловом и комбинированном воздействий на пласт. применяемые при этом технические средства. 1. Физические основы и принципы расчета технологичес ких процессов при кислотной обработке, гидравлическом разрыве пласта, тепловом и комбинированном воздействий на пласт. применяемые при этом технические средства. Известно, что продуктивность скважин во многом зависит от естественной проницаемости продуктивного пласта в целом и призабойной зоны - в частности. Кроме того, большое влияние на последующую производительность объекта оказывают характер и зона изменения проницаемости в процессе закачивания и эксплуатации скважины. Ухудшение коллекторских свойств продуктивного пласта может наступить вследствие набухания глин, выпадения различных солей из пластовых вод, образования стойких эмульсий, отложения смол парафинов и продуктов коррозии в фильтровой части ствола скважины, а также из-за гидратации пород. В этой связи весьма важное значение приобретают методы интенсификации добычи нефти, которые позволяют восстановить, а зачастую и улучшить фильтрационные характеристики коллектора в призабойной зоне скважин. Одним из наиболее распространенных видов воздействия на призабойную зону являются кислотные обработки скважин. В настоящем регламенте будут рассмотрены наиболее распространенные виды обработок: соляно-кислотные обработки (глинокислотные обработки, солянокислотные и глинокислотные ванны). Физико-химические свойства применяемых реагентов. Соляная кислота - бесцветный водный раствор хлористого 1 рода с резким запахом, в присутствии железа или хлора слабо окрашена в желтовато-зеленый цвет. Соляная кислота активна и растворяет с выделением водорода все металлы, расположенные в ряду активности до водорода. Для нужд нефтяной промышленности заводы изготовители поставляют синтетическую соляную кислоту техническую (ГОСТ 857-78). Массовая доля хлористого водорода в соляной кислоте должна составлять (не менее) 35 % (марка А) и 31,5 % (марка Б). Плотность ингибированной соляной кислоты с содержанием НСl 22 % (ТУ6-01-714--77) 1154-1188 кг/мЗ, температура замерзания минус 58 град. С. Плавиковая кислота (НF) - водный раствор фтористого водорода (при температуре 19° С - бесцветный газ с резким запахом, ниже 19°С - легкоподвижная жидкость). Заводы - изготовители поставляют техническую плавиковую кислоту по ТУ608-236-77 с содержанием НF не менее 30 % , кремнефтористо-водородной кислоты Н2SiF6 не более 8 % и H2SO 4 не более 2,5 % . Температура замерзания плавиковой кислоты с концентрацией НF минус 35 град.С. Плавиковая кислота поставляется в эбонитовых сосудах вместимостью 20 литров или в полиэтиленовых бутылях. Стекло и керамика разлагаются плавиковой кислотой. Поэтому сосуды из этих материалов нельзя использовать даже для кратковременного хранения плавиковой кислоты. Продукт пожаро- и взрывоопасен, токсичен. При попадании на кожу вызывает сильные ожоги, пары обладают раздражающе действием. Для удобства транспортирования и хранения, и безопасности работы на базах цехов химизации плавиковую кислоту можно получить из БФФА (NH4F*HF+NH4F) непосредственно в процессе приготовления рабочего раствора глинокислоты по следующей химической реакции: NH4F*HF + НСl = 2HF + NH4Сl NH4F + НСl = NH4Сl + HF Бифторид-фторид аммония (БФФА) - твердое кристаллическое бесцветное вещество плотностью 1010 кг/мЗ при 25°С. Растворимость БФФА в воде с ростом температуры возрастает. Гидрофобизатор ИВВ-1 (ТУ 2482-013-13164401-94 ) - катионный ПАВ, четвертичное аммониевое соединение, получаемое конденсацией третичного аминов и бензилхлорида. Эмпирическая формула - R(CH3) 2*C6H5Cl , где R(смесь алкильных остатков C10-C18) - представляет собой прозрачную жидкость от бесцветного до желтого цвета. Представляет собой прозрачную жидкость от бесцветного до желтого цвета. Хорошо растворим в воде, спиртах и ацетоне. Не растворим в нефти. Борная кислота по ГОСТ 18704-78. Кристаллическое вещество белого цвета. Растворима в воде, водных растворах кислот. Используется в качестве компонента глинокислотных композиций для предотвращения выпадения вторичных осадков в процессе обработки ПЗП. Виды и технологии проведения кислотных обработок. Кислотные ванны Наиболее простые кислотные обработки, предназначенные для очистки стенок и забоя скважины от остатков цементной и глинистой корок, продуктов коррозии, смолистых веществ, парафина и т.д. (1). Необходимое условие установления кислотной ванны - присутствие раствора кислоты в интервале, для чего разработаны определенные технологические приемы закачивания и продавливания раствора кислоты в скважину. Исходя из опыта работы, нами рекомендованы к применению кислотные обработки на основе как соляной, так и грязевой кислот различных ПАВ, выступающих как ингибиторы коррозии. Функции ПАВ при СКО не ограничиваются только защитой металла от коррозии. Добавление ПАВ к рабочему раствору кислоты обеспечивает также более полное удаление из пласта отработанной кислоты и продуктов реакции за счет снижения поверхностного натяжения на границе "нефть - отработанный раствор соляной кислоты", а также за счет гидрофобизации (гидрофобность - свойство поверхности тела не смачиваться водой) поверхности породы пласта. Наиболее эффективным гидрофобизирующим реагентом является гидрофобизатор ИВВ-1, концентрация которого в растворе кислот и продавочных жидкостей составляет 1.5 % . Технология проведения кислотных ванн. Необходимое условие установления кислотной ванны - присутствие раствора кислоты в интервале обработки для чего разработаны определенные технологические приемы закачки и продавки раствора кислоты в скважину. Технологический процесс осуществляется следующим образом. Колонну НКТ спускают до забоя и поддерживают циркуляцию воды до устойчивого перелива ее из затрубного пространства. При открытом затрубном пространстве в НКТ закачивают расчетное количество раствора соляной или грязевой кислоты с добавками гидрофобизатора или других ПАВ, а затем без остановки продавочную жидкость. После закачивания продавочной жидкости в объеме, равном объему НКТ, закрывают задвижки в НКТ и выкиде затрубного пространства, и скважина оставляется на реагирование на 0,5 - 6 часов. По истечении времени реагирования производят промывку скважины через затрубное пространство (обратная промывка) водой или через НКТ (прямая промывка) нефтью с целью удаления с забоя продуктов реакции. Схема обвязки наземного оборудования представлена на рис. 1. В нефтяных добывающих скважинах, находящихся в эксплуатации, при обратной промывке в затрубное пространство закачивают нефть. Динамические солянокислотные обработки и динамические грязекислотные обработки проводятся аналогичным образом, но без выдержки кислоты на реакцию. Расчетное количество соляной или грязевой кислоты с добавками гидрофобизатора ИВВ-1 закачивается в НКТ, доводится до зоны перфорации расчетным количеством промывочной жидкости (нефть, вода), а затем производится промывка скважины, обратная, или прямая.  Рисунок 1. Схема обвязки скважины и расположения операторов при простых кислотных обработках. 1 - устье скважины; 2 - УНЦ1-160; 3 - агрегат ЦА-320; 4 - тройник; 5 - 1-й оператор (следит за давлением по манометру на ЦА-320); 6 - 2-й оператор (следит за нагнетательной линией, находится на безопасном расстоянии); 7 - АЦ-11 с продавочной жидкостью; 8 - запорная задвижка. " Расход гидрофобизатора ИВВ-1 на 3м 3 стандартной кислотной ванны составляет 45 литров. * В продавочный раствор добавляют на 10 м3 воды 150 литров ИВВ-1. |