Основы нефтегазового дела

Степень аэрации, или объем  воздуха в ж³ на 1 м³ кислотного раствора, принимается в пределах 1-5—25.

При пенокислотных обработках обычно применяют следующие ПАВ: сульфонол, ДС-РАС, ОП-10, ОП-7, катапин А, дисольван и др. Оптимальные по замедлению реакции добавки ПАВ к раствору кислоты составляют от 0,1 до 0,5%  объема раствора.

 

Гидравлический  разрыв пласта

Сущность гидравлического  разрыва пласта состоит в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлении на забое скважины жидкостью, закачиваемой в скважину с поверхности. В образовавшиеся трещины нагнетают отсортированный крупнозернистый песок, роль которого состоит в том, чтобы не дать трещине  сомкнуться после  снятия  давления.

Образованные в пласте новые  трещины или открывшиеся и  расширившиеся имеющиеся, соединяясь с другими, становятся проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Радиус трещин может достигать   нескольких   десятков   метров.

Образовавшиеся в породе трещины шириной 1—2 мм, заполненные крупнозернистым песком, обладают огромной проницаемостью; фильтрационные сопротивления в призабойной зоне скважины, имеющей такие трещины, приближаются к нулю, что обусловливает увеличение производительности скважины после гидроразрыва пласта в несколько раз.

 

Гидропескоструйная перфорация скважин

Этот метод перфорации основан  на использовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок специального перфоратора и направленной в стенку скважины. За короткое время струя жидкости с песком образует отверстие или прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном камне и породе пласта без других нарушений обсадных труб и цементного камня. Жидкость с песком подается к насадкам перфоратора по колонне насосно-компрессорных   труб  насосами,   установленными  у  скважины.

Этот способ вскрытия пласта применяется как в новых скважинах, вышедших из бурения, так и в эксплуатирующихся скважинах с  целью  увеличения  их  производительности.

Кроме перфорации, гидропескоструйный метод может применяться для  выполнения  ряда  других  работ  в  скважинах:

• создания глубоких кольцевых и вертикальных щелей, облегчающих образование трещин в заданном интервале пласта при осуществлении гидроразрывов, гидрокислотных операций или для создания водоизолирующего экрана в пласте;
• срезания обсадных, насосно-компрессорных и бурильных труб в скважинах;
• разрушения металла, цементного стакана и твердых песчано-глинистых пробок в скважине;
• расширения призабойной зоны в необсаженной части скважины.

 

Использование ударной  волны для воздействия на призабойную  зону скважин

Суть этого метода заключается в следующем. Стеклянный вакуумированный баллон (или два баллона) спускают в скважину на проволоке при помощи лебедки для глубинных измерений и устанавливают в интервале, намеченном для обработки.

Насосным агрегатом создают  давление жидкости в скважине, при котором баллон разрушается, вследствие чего жидкость из пласта и колонны стремится заполнить вакуум. В результате большого перепада давления между вакуумом, образовавшимся от разрушения баллона, и давлением в пласте получается как бы резкий «хлопок», который способствует очищению призабойной зоны от глинистых частиц. Вслед за этим действует гидродинамический удар всего столба жидкости в колонне. Под действием этих сил создается давление разрыва пласта, превышающее примерно в два раза давление столба жидкости в колонне плюс давление на выкиде агрегата.

Стеклянные вакуумированные  баллоны (длиной 600 мм, диаметром 92 мм) изготовляют из стандартных труб, сделанных из боро-силикатного стекла. Концы стеклянной трубы перекрывают стеклянными полусферическими заглушками, приклеивая их эпоксидной смолой. В одной заглушке просверливают отверстие, через которое в баллоне создают вакуум 3—5 мм рт. cm- (400—660 н/м^г).

При толщине стенки стеклянного  баллона 6 мм давление, при котором он разрушается,  составляет 35—50 Мн/м².

Для разрушения стеклянных баллонов в скважину нагнетают жидкость одним или двумя насосными агрегатами 4АН-700. Момент разрушения баллонов хорошо отмечается по падению давления на манометре на 3—4 Мн/м².

 

Торпедирование   скважин

Процесс торпедирования для  улучшения притока нефти и  газа в скважины состоит в том, что заряженную взрывчатым веществом (ВВ) торпеду спускают в скважину и взрывают против продуктивного пласта. При взрыве торпеды образуются каверна, увеличивающая диаметр скважины, и сеть трещин, расходящихся от скважины в радиальном направлении.

Взрывные методы воздействия  применяют также при освобождении прихваченных бурильных и обсадных труб, для разрушения и отбрасывания с забоя бурящихся скважин металлических предметов, которые не удается извлечь, для разрушения плотных песчаных пробок, чистки фильтров и т. п.

 

Обработка поверхностно- активными веществами.

Восстановление проницаемости  призабойной зоны до естественного  значения путем удаления из нее посторонней воды и твердых тонко- и мелкодисперсных частиц может быть достигнуто обработкой ПАВ. Добавка ПАВ в воду, применяемую при промывке песчаных пробок, глушении скважин и других ремонтных работах, также может предотвратить снижение естественной проницаемости призабойной зоны пласта. Концентрация ПАВ в поверхностном слое в десятки тысяч раз превышает концентрацию его в объеме раствора. Благодаря этому процессами, происходящими в поверхностных слоях, можно управлять при ничтожно малых концентрациях ПАВ в растворе.

ПАВ представляет собой  органическое вещество, получаемое обычно из углеводородов, входящих, например, в состав нефти. Механизм действия ПАВ в пористой среде состоит в том, что благодаря снижению поверхностного натяжения на границе раздела фаз размер капель воды в среде нефти (в поровом пространстве) уменьшается в несколько раз, а мелкие капли воды вытесняются из пласта в скважину значительно быстрее и при меньшей затрате внешней энергии, чем крупные капли. Следовательно, при снижении межфазового натяжения на границе нефть — вода увеличиваются скорость и полнота вытеснения воды нефтью из призабойной зоны. Некоторые ПАВ, кроме уменьшения поверхностного натяжения, содействуют еще и гидрофобизации поверхности поровых каналов в породе, т. е. ухудшают их способность смачиваться водой: при гидрофобизации твердые частицы породы избирательно лучше смачиваются нефтью, чем водой. При этом нефть легко расплывается по   поверхности   поровых   каналов,   вытесняя   оттуда   пленочную воду. Пленочная вода, отрываясь от твердой поверхности, превращается в мелкие капельки, уносимые в последующем фильтрационным потоком нефти из призабойной зоны в скважину. Таким образом, гидрофобизация стенок поровых каналов пород пласта также способствует повышению водоотдачи и снижению водонасыщенности призабойной зоны. Снижение водонасыщенности приводит к повышению нефтепроницаемости призабойной зоны и восстановлению дебита   скважины  по   нефти.

ПАВ влияют на удаление из поровых каналов твердых тонко- и мелкодисперсных частиц.

Технология обработки призабойной зоны скважины поверхностно-активными веществами аналогична технологии солянокислотной обработки. В призабойную зону через НКТ передвижным насосным агрегатом закачивают концентрированный раствор ПАВ, вслед за которым закачивают слабоконцентрированный раствор в таком количестве, чтобы все поровое пространство намечаемой зоны обработки было заполнено активным раствором ПАВ. В качестве растворителя обычно берется нефть.

Радиус зоны обработки принимается  от 0,5 до 2,0 м в зависимости от характеристики пород пласта и типа ПАВ. Исходя из этого, объем раствора исчисляют из расчета от 0,8 до 2 ж³ на 1 it мощности обрабатываемого пласта.

Концентрация рабочего раствора ПАВ принимается: для сульфо-нола 10—20 кг/м³, для других ПАВ — от 40 до 80 кг/м³.

Эксплуатация скважины возобновляется через 2—3 суток после закачки в пласт раствора  ПАВ.

 

Тепловое  воздействие на призабойную зону скважин

Тепловые методы воздействия  на призабойную зону применяются при эксплуатации скважин, дающих парафинистые и смолистые нефти. В процессе эксплуатации таких скважин при понижении температуры нефти изменяется фазовое равновесие составляющих ее компонентов, уменьшается растворимость парафина и смол и последние осаждаются в призабойной зоне, на стенках скважины и в подъемных трубах. В результате закупорки пор ухудшается фильтрационная способность пласта, и продуктивность скважины снижается.

При прогреве тем или  иным способом скважины и призабойной  зоны парафин и смолистые вещества расплавляются и при возобновлении эксплуатации скважины выносятся вместе с нефтью на поверхность.

Скважины, снизившие свой дебит  из-за отложений в призабойной зоне парафино-смолистых веществ, обычно восстанавливают его после   тепловой   обработки.

Призабойную зону прогревают горячей нефтью, нефтепродуктами и водой, паром, при помощи глубинных электронагревателей и газонагревателей, а также путем термохимического способа обработки скважин.

Закачка в скважину горячей нефти и нефтепродуктов

 Обычно для прогрева запарафиненных подъемных труб и призабойной зоны скважины применяют сырую нефть, конденсат (газолин), керосин, дизельное топливо. Для успешной обработки достаточно иметь 15—30 м³ этих продуктов. Жидкость нагревают до 90—95° С при помощи паровой передвижной установки или спускают в мерник с жидкостью электронагреватель. Нагретый продукт  закачивают  насосом  в   скважину.

Применяют два варианта закачки: 1) создание циркуляции горячей жидкости без остановки работы глубинного насоса и 2) продавливание жидкости в призабойную зону.

При первом варианте глубинный  насос доспускают до середины интервала  перфорации. Горячую жидкость закачивают через затрубное пространство. В процессе закачки работа глубинного насоса не прекращается. Горячий нефтепродукт вытесняет холодную жидкость в затрубном пространстве и доходит до приема насоса. По пути он расплавляет парафин, отложившийся на стенках эксплуатационной колонны, и, проникая в призабойную зону, растворяет и вымывает парафино-смолистые отложения в непосредственной близости от стенок скважины.

Второй вариант закачки  горячего нефтепродукта в скважину осуществляется по следующей схеме. Из скважины извлекают подземное оборудование (насос, трубы) и спускают в нее на трубах пакер, который устанавливают в кровле обрабатываемого пласта. Горячий нефтепродукт или нефть закачивают по трубам в пласт. После этого пакер извлекают на поверхность, в скважину спускают глубинный насос и пускают ее в эксплуатацию. Горячий продукт растворяет парафино-смолистые отложения в призабойной зоне и при откачке эти вещества выносятся вместе с нефтью на поверхность.

Из сравнения этих двух вариантов закачки горячего нефтепродукта в скважину следует, что первый вариант более прост по своему осуществлению, так как не требует остановки скважины. Однако при этом варианте парафин растворяется лишь в подъемных трубах и выкидной линии; призабойная зона скважины практически не прогревается.

Закачка горячего нефтепродукта  в скважину по второму варианту более эффективна по сравнению с первым. Недостатком этого варианта является необходимость остановки скважины для подъема и спуска насоса и установки пакера.

Прогрев призабойной зоны горячей водой. Во многих нефтедобывающих районах для прогрева призабойной зоны скважин используют в качестве теплоносителя пластовую воду. Воду нагревают до 90—95° С, добавляют в нее определенное количество поверхностно-активного вещества (0,5—0,1% объема воды) и закачивают в пласт. Технология закачки воды аналогична закачке горячих нефтепродуктов.

Паротепловая обработка призабойной зоны    скважин.   При  этом  способе  обработки призабойной зоны теплоносителем служит перегретый водяной пар. Пар нагнетают в скважину в течение определенного времени, после чего устье скважины закрывают для передачи тепла в глубь пласта. После некоторого промежутка времени эксплуатацию скважины возобновляют.

Электротепловая обработка при-забойных зон. Этот способ прогревания при-забойных зон скважин осуществляется при помощи глубинных электронагревателей, спускаемых в скважину на  кабель-тросе.

При достижении электронагревателем заданной глубины кабель-трос на устье скважины закрепляют устьевым зажимом, сматывают остаток его с лебедки и присоединяют конец к автотрансформатору. Включают рубильник на блоке управления станка-качалки и автомат на пульте управления. С этого момента начинается прогрев призабойной зоны.

Радиус прогрева пласта выбирают, исходя из возможного расстояния, в пределах которого происходит интенсивное образование парафино-смолистых отложений. Ориентировочно это расстояние принимают равным от 0,3 до 1,5 м. Расчетным путем определяют время прогрева. Обычно прогрев производится в течение 3—7 суток.

После прогрева электронагреватель извлекают из скважины, спускают глубинный насос и пускают скважину в эксплуатацию.

 

24. Системы поддержания  пластового давления.

 

С целью увеличения темпа  отбора нефти из залежи и повышения ее конечной нефтеотдачи применяют различные методы поддержания пластовой энергии путем нагнетания в залежь воды, газа или воздуха.

В большинстве случаев  для поддержания пластовой энергии  применяют законтурное заводнение, т. е. закачку воды в законтурные водоносные зоны залежи. Иногда законтурное заводнение дополняют внутриконтурным или центральным очаговым заводнением. При законтурном и внутриконтурном заводнении контур питания залежи добавочной энергией приближается непосредственно к залежи или находится в ней, что позволяет вести разработку залежи высокими темпами.