Бойко B.C. Розробка та експлуатація нафтових родовищ

Подождите немного. Документ загружается.

Допустимий тиск

гдрп

беруть як найбільший з двох тисків, що

розраховані за формулою Ламе (на внутрішній тиск розриву обсадної

труби) і за формулою Яковлева-Шумілова (на зрушуюче навантаження

для різі обсадної колони) або взяті

із

довідникових таблиць як міцніша

характеристика труб.

Якщо тиск нагнітання р

виявиться більшим від допустимого

гирлового тиску/>

ГД

оп, то на НКТ над покрівлею продуктивного пласта

встановлюють пакер з якорем. Для зменшення тиску нагнітання

слід

брати НКТ максимально можливого діаметра для даної

експлуатаційної колони

(див.

главу 7).

Потрібну кількість насосних агрегатів визначають за формулою (5.4).

Потім підбирають решту обладнання і уточнюють можливість

здійснення процесу за отриманими розрахунковими параметрами.

Для оцінки технологічної ефективності в довідниках подано

розрахункові формули, хоч ця оцінка є недостатньо надійною.

Внаслідок здійснення ГРП продуктивність свердловини можна

збільшити

2-3

рази.

ГРП дає змогу вирішувати такі задачі:

а) підвищення продуктивності (приймальності) свердловин за

наявності забруднення привибійної зони або в разі малої

проникності колектора;

б) розширення інтервалу припливу (поглинання) із багато-

пластового об'єкта;

в) інтенсифікації припливу нафти, наприклад, за технологією

внутрішньопластового термохімічного оброблення з використанням

гранульованого магнію; ізоляції припливу води з використанням

суспензій; регулювання профілю приймальності

і т.

інш.

311

§ 5.8 Теплове оброблення привибійної зони

Суть теплового

оброблення

або термооброблення (ТО) полягає в

прогріванні привибійної зони пласта і стовбура свердловини з метою

розтоплення і вилучення парафіно-смолистих відкладів.

Випадання парафіну і відкладання асфальтено-смолистих речовин у

привибійній зоні відбувається під час видобування нафти з високим

вмістом цих компонентів (понад

3...5%)

за умов близькості пластової

температури і температури насичення нафти парафіном (темпе-

ратури кристалізації парафіну) та охолодження привибійної зони

нижче цієї температури. Охолодження її може відбуватися під час роз-

криття нафтового пласта бурінням, під час припливу газованої нафти в

процесі роботи свердловин, під час проведення робіт з інтенсифікації

та ремонту, пов'язаних із нагнітанням великих об'ємів холодної

рідини.

Приплив газованої нафти супроводжується зниженням у часі дебіту

свердловини внаслідок відкладання парафіносмол (парафі-

нокольматація). Звідси виникає потреба в здійсненні стаціонарного

підігрівання привибійної зони або періодичного, циклічного

повторення теплових оброблень. Тривалість циклів встановлюють із

умови мінімуму витрат, пов'язаних із втратою у видобутку нафти та

здійсненням оброблень (звичайно 3...7 міс).

Теплоту можна внести в пласт двома способами:

а) теплопередачею в пласт через скелет породи і рідину, яка його

насичує, від джерела теплоти (електронагрівача), розміщеного у

свердловині (способом кондуктивного прогрівання стаціонарно або

періодично);

б) конвективним тепломасоперенесенням за рахунок нагнітання у

свердловину і в пласт теплоносіїв (насиченої або перегрітої водяної

пари, гарячої

води,

нафти

і т.

ін.).

312

Суть методу теплового оброблення з використанням електро-

нагрівача полягає в наступному. Для стаціонарного кондуктивного

прогрівання (стаціонарного електротеплового оброблення) у сверд-

ловині, в інтервалі продуктивного пласта, разом з підземним облад-

нанням встановлюють електронагрівач, який працює безперервно або

періодично за заданим режимом у процесі відбирання нафти.

Для періодичного кондуктивного прогрівання (періодичного

електротеплового оброблення) експлуатацію свердловини зупиняють,

піднімають підземне обладнання (НКТ, насос

т. ін.) і на кабель-тросі в

інтервал продуктивного пласта опускають свердловинний електро-

нагрівач, яким прогрівають пласт протягом 3...7 діб, а відтак підні-

мають електронагрівач, опускають свердловинне обладнання і віднов-

люють експлуатацію свердловини.

Дослідні дані засвідчують, що через 3...7 діб безперервного

прогрівання температура на вибої стабілізується. Вздовж стовбура

свердловини нагріта зона поширюється на 20...50 м вгору і 10...20 м

вниз від джерела нагрівання. Внаслідок малої теплопровідності порід

вдається прогріти пласт вище температури топлення парафіну і

асфальтено-смолистих відкладів на невелику глибину

(до 1

м). Вибійна

температура знижується після піднімання нагрівача зі швидкістю

3...5 С/год. Тому пускати свердловину в роботу потрібно без зволікань.

Для електронагрівання використосують устатковання 1УЕС-1500,

яке змонтовано на шасі автомобіля і одноосному причепі. Макси-

мальна глибина опускання електронагрівача становить 1500 м.

Електронагрівач - це трубчаста електрична піч опору (ТЕН) з

максимальною потужністю 25 кВт і зовнішнім діаметром 112 мм,

працює він від промислової електромережі (380 В).

313

Суть методу

оброблення теплоносієм

полягає в нагнітанні в пласт

нагрітого теплоносія, який розтоплює або розчиняє смолопарафінові

відклади у привибійній зоні з подальшим своєчасним (до охолодження)

і достатньо повним вилученням їх із пласта. Краще застосовувати

вуглеводневі рідини, ніж воду, незважаючи на їх меншу питому

теплоємність, оскільки вони суміщають функції теплоносія і вугле-

водневого розчинника та не зумовлюють негативних побічних явищ

(набухання глин у воді, руйнування скелета порід, зниження

нафтопроникності).

Дня теплового оброблення привибійної зони застосовують пересувні

парові устатковання типу ППУА-1200/100, які змонтовано на шасі

автомобіля високої прохідності КрАЗ і призначені для депарафінізації

НКТ у свердловинах та викидних лініях. Продуктивність таких устат-

ковань 1200 кг/год пари за робочого тиску до 10 МПа і температури до

о . з

310 С. Ємність цистерни для води становить

4,2

м .

Можна також нагнітати рідину в пласт, а нагрівати її свердловинним

електронагрівачем.

Для нагрівання і нагнітання нафти у свердловину і для

депарафінізації трубопроводів використовують агрегат 1АДП-4-150 (або

2АДП-12/150УІ), який забезпечує подавання 8,2 (12,0) м /год за

температури 150 С і тиску 20

(16)

МПа.

Обладнання агрегату змонто-

вано на шасі автомобіля високої прохідності КрАЗ-255Б.

На практиці застосовується циклічне паротеплове оброблення за

глибини свердловин до 1500 м. Дня прогрівання пласта навколо сверд-

ловини радіусом 30 м потрібно запомпувати до 1000...3000 т насиченої

водяної пари. Таку кількість пари можна запомпувати лише за допо-

могою громіздких пересувних парогенераторних устатковань типу УПГ,

які використовуються

метою підвищення нафтовилучення

(див.

3.6).

314

§ 5.9 Солянокислотне, термохімічне

термокислотне оброблення

Солянокислотне оброблення (СКО) використовують дуже часто

через простоту технології, наявність сприятливих умов для його

застосування, а

головне,

через високу ефективність.

СКО призначено для оброблення карбонатних колекторів і

пісковиків з карбонатним цементом, для очищення привибійної

зони

від

забруднення в нагнітальних свердловинах, для розчинення відкладів

солей

очищення від

глини,

цементу

і т.

ін.

Солянокислотне оброблення базується на властивості соляної ки-

слоти розчиняти карбонатні породи

карбонатний цемент пісковиків та

інших порід, у результаті чого виникають порожнини, "канали

роз'їдання" у привибійній зоні, зростає пористість, підвищується

проникність. При цьому утворюються добре розчинні у воді солі

(хлористий кальцій і магній), вода і вуглекислий газ (у вигляді газу або

рідини). Основні реакції взаємодії соляної кислоти відповідно з

вапняком

доломітом такі:

СаС0

+2НС1 = СаС1

+Н

0 + С0

; (5.37)

CaMg(C0

)

4HC1

СаС1

+ MgCl

+ 2Н

0 + 2С0

. (5.38)

Солянокислотний розчин -

це,

в основному, суміш таких реагентів і

матеріалів:

а) соляної кислоти (випускається промисловістю у трьох видах -

синтетична технічна, технічна і з відходів органічних виробництв

відповідно з концентрацією не менше

31;

27,5

24,5%);

б) інгібітора корозії - речовини, яка зменшує корозійне руйнування

обладнання (катапін-А, катапін-К, катамін-А, марвелан-К(О),

І-1-А,

В-2,

уротропін технічний, формалін)

додається в межах

0,05...0,8%)

від

кількості кислотного розчину;

в) інтенсифікатора - ПАР для підвищення ефективності СКО

внаслідок розширення профілю діяння по розрізу пласта і покращення

315

винесення продуктів реакції (катапін-А, катамін-А, марвелан-К(О),

карбозолін, ОП-10, ОП-7, 44-11); додається в межах 0,1-0,3% від

кількості кислотного розчину;

г) стабілізатора - речовини для попередження випадання осадів

окисних сполук заліза, алюмінію, гелю кремнієвої кислоти (оцтова,

лимонна, плавикова або, інакше фтористоводнева, кислоти); додається

в межах

0,8-2%)

від кількості кислотного розчину.

Перед обробленням до солянокислотного розчину додають також і

інші реагенти. Так, обов'язково для нейтралізації сірчаної кислоти

додають хлористий барій (після реакції в ємності утворюється осад

сірчанокислого барію).

Для оброблення теригенних колекторів і збільшення активності

діяння на силікатні породи та матеріали (аморфна кремнекислота,

глини, аргіліти, кварц) використовують суміш 12% розчину соляної

кислоти та 3-5% розчину плавикової кислоти і називають її

глинокислотою. Оброблення відповідно називається

глинокнслотним.

Для зручності транспортування і зберігання, а також для безпеки

робіт на промислах плавикову кислоту можна отримувати із суміші

фтористих солей (біфторид-фторид амонію NbLtFiHF+NHtF і біфторид

амонію

NH4F).

Для приготування глинокислоти з вмістом

12%)

соляної

НС1

і 3% плавикової кислоти HF беруть 16% соляну кислоту

НС1

і 5%

біфторид-фторид амонію від об'єму розчину. При цьому в результаті

взаємодії НС1 з біфторид-фторидом амонію утворюється плавикова

кислота HF.

Вибір рецептури і виду

кислотного

розчину здійснюють залежно

від хімічного складу порід, типу колектора і температури. Так, для

оброблення ангідритів до солянокислотного розчину доцільно дода-

вати

6...

10%о

за масою азотнокислого калію. Сульфат- і залізовмісні

карбонатні породи переважно обробляють 10...15%> розчинами

316

оцтової СНзСООН і сульфамінової NH2SO3H кислот та

солянокислотним розчином з додаванням хлористого кальцію або

хлористого натрію, а також сульфатів калію чи магнію. Під час

оброблення залізовмісних карбонатних колекторів соляно-

кислотним розчином осадоутворення попереджується додаванням

до розчину оцтової або лимонної кислот у кількості відповідно 3...5 і

2...3%

за масою.

Підвищена температура пластів (понад 60 С) зумовлює високу

швидкість реакції кислоти з породою і металом обладнання, а це

вимагає більш ретельного інгібірування кислоти та застосування

суміші зі сповільненими темпами нейтралізації.

Зниження швидкості нейтралізації кислоти і, як наслідок,

збільшення глибини оброблення пластів досягається застосуванням

кислотних емульсій, пін, додаванням хлористого кальцію, органічних

(оцтової

лимонної) кислот, інгібітора В-2 та ін.

Тип колектора визначає необхідну проникну здатність кислотного

розчину, від якої залежить охоплення діянням по простяганню і по

товщині пласта, проникання його в дрібні пори

мікротріщини.

Для тріщинуватих і тріщинувато-пористих колекторів краще

використовувати в'язкі і в'язкопружні системи - кислотні емульсії і

піни, загущені КМЦ кислотні суміші.

Для пористих малопроникних колекторів і в разі забруднення

привибійної зони мінеральною суспензією краще застосовувати

кислотні розчини з підвищеною фільтрівністю (проникною здат-

ністю), до яких відносять кислотний розчин, що оброблений

гідрофілізуючими ПАР для нагнітальних свердловин, газовані

кислоти (з переважним вмістом рідинної фази) і кислотні аерозолі

(з переважним вмістом газової фази). Як газову фазу

використовують азот (азотосолянокислотне оброблення),

317

який зумовлює зниження корозійної активності і вибухо-

небезпечності, вуглекислий газ (підвищується розчинна здатність

суміші), повітря, вуглеводневий газ. Оброблення з використанням

газу називають

газокислотними,

а піни -

пінокислотними.

Зниження корозії обладнання і збільшення глибини оброблення

пласта можна досягти застосуванням технології з утворення

кислотних розчинів у

свердловині або

пласті.

Технологія базується на

реакції розчину формальдегіду НСНО (формаліну) з солями амонію

(хлористим амонієм NH4CI або аміачною селітрою NH4NO3):

6НСНО + 4NH

C1 = 4HC1 + C

+ 6H

0; (5.39)

6НСНО + 4NH

= 4HN0

+ C

+ 6H

0. (5.40)

Соляна (НС1) і азотна (HNO3) кислоти, які утворилися, взаємодіють

з карбонатами, а уротропін C6H12N4 призводить до зменшення

швидкості взаємодії.

За технологією здійснення розрізняють такі різновиди

солянокислотних

оброблень:

а) кислотні ванни (без нагнітання кислоти в пласт з метою

очищення тільки стовбура свердловини);

б) звичайні (прості) СКО (з нагнітанням кислоти в пласт);

в) СКО під тиском (з інтенсивним нагнітанням кислоти в пласт,

звичайно, з використанням пакера);

г) поінтервальні (ступінчасті) оброблення (з регулюванням місця

входу кислоти в пласт);

ґ) серійні оброблення (багатократні з інтервалом

5...10

діб);

д) пінокислотні оброблення (з використанням аерованого соляно-

кислотного розчину у вигляді піни за середнього ступеня аерації в

нормальних умовах 15...25);

318

є) газокислотні оброблення (азот від пересувного газифікаційного

автомобільного устатковання АГУ 6000-500/200 або природний газ із

сусідніх газових свердловин);

є) кислотоструминні оброблення (кислоту подають у пласт через

гідромоніторні насадки).

Кислотні ванни застосовують у свердловинах з відкритим вибоєм

після буріння і під час їх освоєння. Кислотний розчин вводять методом

промивання (пропомповування). Застосовується соляно-кислотний роз-

чин підвищеної концентрації(

15-20%).

Час витримки

становить 16...24год,

Прості кислотні оброблення є найпоширенішими. Спочатку у

свердловині проводять звичайні підготовчі операції: промивання ви-

бійних пробок, вилучення парафінистих і смолистих відкладів тепло-

вим обробленням або промиванням вуглеводневими розчинниками

(гасом, газоконденсатом, пропан-бутановими або бутилбензольними

фракціями, "бензиновою головкою" за ТУ

352-53,

бензолом).

Кислотний розчин запомповують у НКТ одним насосним агрегатом за

тиску 6...8 МПа і відкритого затрубного простору. У момент підходу

кислотного розчину до башмака НКТ затрубний простір перекривають

і без зупинки продовжують нагнітання кислотного розчину в пласт і

протискувальної рідини. Беруть

0,4...1,5

м 8...16% розчину соляної

кислоти з розрахунку на 1 м ефективної товщини пласта.

Для повторних (серійних) оброблень об'єм розчину збільшують на

20...50%.

Після нагнітання кислоти в пласт негайно починають

освоєння свердловини, щоб запобігти випадання осаду, оскільки

кислота нейтралізується швидко (до 1...2 год).

Для здійснення СКО під тиском створюють тиск на гирлі

20...30 МПа кількома насосними агрегатами, це дає змогу запомпувати

в активному стані солянокислотний розчин в пласт на велику глибину.

Як і в ході здійснення ГРП, часто є потреба встановлювати пакер з

якорем через високі тиски нагнітання.

319

Регулювання місця введення кислоти в пласт можна забезпечити

застосуванням одного або двох пакерів, попереднім створенням

стовпа важкої або високов'язкої рідини на вибої, нагнітанням у

пласт в'язкопластичних або в'язкопружних рідин, попереднім

заповненням тріщин кислото-, водо- або нафторозчинними зер-

нистими матеріалами (гранульованим магнієм, полімером,

високоокисленим бітумом, рубраксом).

Якщо у привибійній зоні спостерігається відкладання парафінистих

і асфальтеносмолистих

речовин,

то

доцільно здійснювати термохімічне

або термокислотне оброблення.

Під

термохімічним обробленням

(ТХО) розуміють процес діяння на

породи привибійної зони пласта гарячою соляною кислотою. При

цьому кислотний розчин нагрівається на глифті за рахунок

екзотермічної реакції між нагнітальним розчином кислоти і

реагентним матеріалом (звичайно магнієм).

Якщо термохімічне оброблення супроводжується кислотним

обробленням, то таке комбшоване оброблення називають

термокислотним

(ТКО).

Термохімічне оброблення базується на реакції:

Mg+2HCl+H

0 = MgCl2+H

0 + H2+461,38K^.(5.41)

Концентрацію кислоти в початковому розчині беруть такою

(14...

18%),

щоб після реакції з магнієм залишкова концентрація

була достатньою

(10...

12%)

для активного діяння на породи.

Залежно від ступеня потрібного нагрівання на 1 кг магнію беруть

50...

100

л розчину.

За технологічними схемами здійснення можна виділити внутріш-

ньосвердловинне термохімічне оброблення (ВСТХО), внутрішньо-

пластове термохімічне оброблення (ВПТХО) і комплексне внутріш-

ньопластове кислотне оброблення обводненої свердловини (КВПКО).

320