Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

401

перевозки концентрированных неингибированных кислот, емкости

должны быть гуммированы. Для перевозки ингибированных кислот

достаточно покрытия этих емкостей химически стойкими эмалями.

Для перекачки кислот используются только специальные

кислотоупорные центробежные насосы с подачей от 7 до 90м

3

/ч и напора

от 8 до 30м.

Для закачки ингибированных растворов кислоты в пласт

используется, например, специальный насосный агрегат на

автомобильном шасси - (Азинмаш-30А), с гуммированной резиной,

цистерной, состоящей из двух отсеков емкостью 2,7м

3

и 5,3м

3

.

Агрегат снабжен основным трехплунжерным горизонтальным

насосом высокого давления 4НК-500 одинарного действия для закачки

кислоты в скважину. Насос имеет привод через специальную коробку от

основного двигателя автомобиля мощностью 132кВт. Конструкция

силового насоса предусматривает сменные плунжеры диаметром 110 и

90мм. Насосы обеспечивают подачу от 1,03 до 12,2л/с и давление от 7,6 до

50МПа в зависимости от частоты вращения вала (5 скоростей от 25,7 до

204 в мин

-1

). Наряду с этим основным агрегатом при кислотных

обработках скважины используют цементировочные агрегаты ЦА-320М, а

также насосный агрегат для гидроразрыва (АН-700).

Для предотвращения быстрого изнашивания агрегатов при

прокачке даже ингибированного раствора кислоты необходима

обязательная их промывка водой непосредственно после завершения

работ. В промывочную воду желательно добавлять тринатрийфосфат в

количестве 0,3-0,5% для лучшей нейтрализации остатков кислоты. Схема

обвязки скважины при простых кислотных обработках или в ваннах

показана на рисунке 8.4.

При кислотных обработках используется дополнительно

цементировочный агрегат ЦА-320М в качестве подпорного насоса,

подающего жидкость на прием силового насоса агрегата «Азинмаш 30А».

Кроме того, агрегат ЦА-320М со вспомогательным ротационным насосом

низкого давления и двумя емкостями на платформе позволяет

перемешивать растворы кислоты при введении в них различных

реагентов, а также при необходимости перекачки растворов из одних

емкостей в другие.

Ротационный насос используют также при приготовлении

нефтекислотных эмульсий, для закачки в поглощающие интервалы с

целью расширения охвата обработкой большой толщины пласта. Для

создания более высоких скоростей закачки, если подачи одного агрегата

при данном давлении оказывается не достаточно, используют два и более

параллельно работающих агрегата. Устье скважины при обработке под

давлением оборудуется специальной головкой, рассчитанной на высокие

давления, с быстросъемными соединениями. Головка скважины с

обязательным обратным клапаном и задвижкой высокого давления

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

402

соединяется с выкидом насосного агрегата прочными металлическими

трубами. Обычно в этих случаях используется оборудование для

гидравлического разрыва пласта или пескоструйной перфорации.

При термокислотной обработке используются реакционные

наконечники, изготавливаемые из обычных нефтепроводных труб

диаметром 100 и 75мм. Внутренняя полость трубы загружается магнием в

виде стружки или в виде брусков, а ее поверхность перфорируется

мелкими отверстиями.

Рисунок 8.4 – Технологическая схема обвязки спецтехники для

проведения кислотной обработки

1 – продуктивный пласт; 2 – зона проникновения кислоты; 3 – пакер; 4 – эксплуатационная

колонна; 5 – компоновка НКТ; 6 – фонтанная арматура (АФК); 7 – манометр; 8 – насосный

агрегат (ЦА-320); 9 – автоцистерна промысловая (АЦН); 10 – агрегат кислотный (А-30А) с

насосом (4НК-500); 11 – автоцистерна для перевозки кислоты, 12 – технологическая емкость

(блок-долива); 13 – линия для обратной циркуляции; 14 – задвижка высокого давления; 15 –

тройник; 16 – обратный клапан; 17 – направление ветра.

Работы по нагнетанию в скважину растворов кислот проводятся в

соответствии с проектом и планом, утвержденным нефтегазодобывающим

предприятием. В плане должны быть указаны, порядок подготовительных

работ, схема размещения оборудования, технология проведения процесса,

меры безопасности, ответственный руководитель работ.

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

403

При закачке растворов кислот на нагнетательной линии должен

быть установлен обратный клапан.

Нагнетательная линия должна быть опрессована на

полуторакратное ожидаемое рабочее давление.

При гидравлическом испытании нагнетательных систем

обслуживающий персонал должен быть удален за пределы опасной зоны,

установленной, планом работ. Ликвидация пропусков под давлением

запрещается.

Передвижные насосные установки необходимо располагать на

расстоянии не менее 10м от устья скважины, расстояние между ними

должно быть не менее 1м. Другие установки для выполнения работ

должны размещаться на расстоянии не менее 25м от устья скважины.

Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважины.

Обработка пластов глинокислотой

Для обработки коллектора использовали глинокислотный раствор,

приготовленный из соляной (12%) и плавиковой кислот (3-5%). В

композицию для предотвращения выпадения в осадок нерастворимых

солей железа необходимо добавить уксусную (лимонную или

муравьиную) кислоту (1%). В воду для растворения кислоты необходимо

ввести ПАВ (1%). Возможно применение вместо плавиковой кислоты,

бифторид аммония (10%).

Перед закачкой кислоты в пласт закачать «буфер-1» 1% водный

раствор ПАВ в объеме равным 0,5м

3

на метр, вскрытой эффективной

мощности.

Закачка раствора кислоты производится на минимальной скорости.

При этом происходит одновременное растворение карбонатного и

глинистого цементов в пласте. Время реакции в пласте ограничивается 6-8

минутами т.к. после основной реакции может продолжаться реакция с

продуктами реакции, которые образуют водонерастворимые продукты,

блокирующие продуктивную зону пласта. Эти продукты прокачиваются

за пределы критической зоны пласта (1,5-2,5м) «буфером-2».

«Буфер-2» представляет собой 12% раствор соляной кислоты в

воде, обработанной 1% ПАВ, его закачивают для предотвращения

выпадения в осадок нерастворимых солей железа в призабойной зоне

пласта (зона пласта, где происходит наибольшее падение пластового

давления при работе скважины - радиусом 1,5-2,5м от центра скважины.

Объем 1,0-1,5м

3

.

Примечание: технологий, химического воздействия на пласт и

призабойную зону скважины существует большое количество. Отличие

между ними заключается в рецептурах растворов, давлении и скорости

закачки.

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

404

Расчет объема кислоты

Для расчета необходимого объема кислоты, необходимы данные:

 радиус зоны, которую надо обработать;

 пористость пласта;

 проницаемость пласта;

 химико-минералогический состав породы, в призабойной зоне

пласта и т.п.

Для порового коллектора объем кислоты приблизительно можно

определить из выражения:

h

D

mV

k





4

2



(8.6)

где:

m – средневзвешенная пористость, части ед.;

D – диаметр обрабатываемой зоны, м.;

h – толщина пласта, м.

Для обработки пласта в зоне радиусом 1м. иногда считают

достаточным применить такое количество кислотного раствора, которое

заполнит поровое пространство вокруг скважины радиусом 1,5м. Тогда

при средневзвешенной пористости, равной 15% (0,15), объем кислоты,

необходимый для обработки 1м. пласта, будет следующим:

3

2

06,11

4

314,3

15,0 мV

k







(8.7)

а для пород с пористостью 10% (0,1) V

к

= 0,71м

3

. При таких расчетах

можно получить только приблизительную оценку объема кислоты.

Можно решить обратную задачу: по заданному расходу кислоты

определить радиус проникновения R

к

её в пласт. Для определения радиуса

используют выражение:

2

3600

c

k

r

mh

tQ

R 







(8.8)

где:

Q

к

– расход при нагнетании кислотного раствора в пласт, м

3

/ч;

t – время нейтрализации раствора, с;

r

c

– радиус скважины, м.

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

405

Гидропескоструйная перфорация

Гидропескоструйная перфорация в настоящее время используется

как метод формирования эксплуатационного забоя скважины и

образования щелей вокруг скважины в обсаженных скважинах.

Данный метод интенсификации добычи нефти в настоящее время в

ОАО «СНГ» не используется.

Технологические возможности ГПП в добыче нефти могут быть

эффективно использованы только в результате рационального

планирования этого процесса с учетом ожидаемой дополнительной

добычи продукции скважин и затрат на его проведение.

Механизм разрушения

Разрушение преграды (эксплуатационной колонны, цементного

камня), происходит в результате абразивного и гидромониторного

эффектов песчано-жидкостной струи. Вылетающей из насадок

специального аппарата - пескоструйного перфоратора, прикрепленного к

нижнему концу НКТ.

Создание отверстий достигается приданием жидкостно-песчаной

струе очень большой скорости, достигающей нескольких сотен метров в

секунду. Перепад давления при этом составляет 15-30МПа. В породе

вымывается каверна грушеобразной формы, обращенной узким конусом

к перфорационному отверстию в колонне. Размеры каверны зависят от

прочности горных пород, продолжительности воздействия и мощности

песчано-жидкостной струи и составляют до 0,5м. Время воздействия на

преграду не должно превышать 15-20минут, т.к. при более

продолжительном воздействии каналы не увеличиваются.

Отличие

Гидропескоструйная перфорация в отличие от кумулятивной или

пулевой перфорации позволяет получить каналы с чистой поверхностью

и сохранить проницаемость на обнаженной поверхности пласта.

Применение

Гидропескоструйную перфорацию применяют преимущественно в

разведочных скважинах с многоколонной конструкцией, с

трещиноватыми коллекторами, а также при капитальном ремонте

скважины, особенно после изоляционных работ, для повторной

перфорации.

Проектирование гидропескоструйной перфорации

Проводят для обеспечения заданного качества сообщения

скважины с пластами путем образования необходимого числа каналов

определенных размеров.

Во время проектирования требуется:

 обосновать выбор скважины;

 выбрать рецептуру жидкости для ГПП;

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

406

 тип абразивного материала,

 фракционный состав абразивного материала;

 концентрацию абразивного материала в жидкости;

 рассчитать основные параметры процесса;

 подобрать глубинное, устьевое и наземное оборудование;

 оценить технологическую и экономическую эффективность

спроектированного процесса.

Обоснование выбора

Обоснование выбора скважины производят на основании данных

параметров работы, сравнения ее продуктивность, с соседними

скважинами того же пласта, данные гидродинамических исследований, по

которым определяют фактическое значение коэффициента

гидродинамического совершенства скважины.

Гидропескоструйную перфорацию наиболее целесообразно

применять в скважинах, гидродинамически несовершенных по характеру

вскрытия пласта.

Применяемое оборудование и материалы

Оборудование

При гидропескоструйной перфорации применяется то же

оборудование, как и при гидроразрыве пласта. Устье скважины

оборудуется стандартной арматурой типа 1АУ-700, рассчитанной на

рабочее давление 70МПа. Для прокачки песчано-жидкостной смеси

используются насосные агрегаты, смонтированные на платформе тяжелых

грузовых автомобилей 2АН-500 или 4АН-700, развивающие

максимальные давления соответственно 50 и 70МПа. При меньших

давлениях используют цементировочные агрегаты, предназначенные для

цементировочных работ при бурении.

Перфорация производится пескоструйным аппаратом АП-6М (см.

§ 8.5) конструкции ВНИИ

Применяемые жидкости

Жидкости не должны существенно снижать проницаемость

продуктивных пластов и содействовать очищению призабойной зоны от

загрязнения. Преимущественно применяют водные растворы ПАВ на

пресной технической или минерализованной пластовой воде. ПАВ

выбирают по таким же принципам, как и продавочные и вытесняющие

жидкости для кислотных обработок. Целесообразно, кроме того,

использовать рецептуры таких жидкостей для глушения скважины перед

текущим или капитальным ремонтом.

Абразивный материал

Обычно кварцевый песок с небольшим содержанием глины (до

0,5%), фракционный состав песка 0,5-1,2мм. Размер частиц не должен

быть более 2мм, так как иначе они могут закрывать отверстия насадок

«АП». Оптимальная концентрация песка составляет 30-50кг/м

3

(3-5%). С

возрастанием концентрации песка, обычно увеличивается объем

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

407

получаемого канала, при той же глубине.

Последовательность работ

Перед началом работ опрессовываются НКТ, после чего обратной

промывкой, поднимают верхний шаровой клапан и определяют

гидравлические потери давления «Р

пот

». Малогабаритным прибором

исследуют геологический разрез скважины ГК (МЛМ), чтобы направить

«АП» к пластам, уточняют длину труб, учитывая их собственный вес.

После этого закидывают нижний шаровой клапан и в НКТ закачивают

жидкость с абразивным материалом. Преимущественно это песок

размером 0,8-1,2мм, реже 2мм. Смесь жидкости с песком поступает с

расходом 8-16л/с, при этом давление на насосных агрегатах составляет 25-

45МПа. При таких условиях скорость потока на выходе из насадок

составляет 160-240м/с.

Рисунок 8.5 – Технологическая схема обвязки спецтехники для

проведения гидропескоструйной перфорации (кольцевая схема)

1 – продуктивный пласт; 2 – каналы ГПП; 3 – насадка; 4 – эксплуатационная колонна; 5 –

компоновка НКТ; 6 – устьевая арматура (1АУ-700); 7 – манометр; 8 – аппарат

пескоструйный (АП); 9 – пескосмеситель (УСП-50); 10 – агрегат цементировочный (ЦА-320)

с насосом (4НК-500); 11 – агрегат насосный (4АН-700); 12 – емкость для рабочей жидкости;

13 – обратные клапаны (установка обязательна); 14 – задвижка высокого давления (при

работе закрыта); 15 – шламоуловитель.

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

408

Технологическая схема

Для проведения гидропескоструйной перфорации в скважину

(рисунок 8.5) на НКТ спускают пескоструйный аппарат (АП), в корпусе

которого размещены две-четыре насадки диаметром 4,5 или 6мм из

абразивостойкого материала. Для точной установки «АП» напротив

перфорированных пластов над НКТ размещают толстостенную муфту

длиной до 50см с толщиной стенки 10-15мм. В «АП» предусмотрено два

гнезда для клапанов. Верхний, большой шаровой клапан закидывают

временно для опрессовки НКТ, потом его поднимают обратным

промыванием; нижний, меньшего диаметра, закидывают на время

образования каналов. Герметизацию затрубного пространства для

отведения потока проводят при помощи самоуплотненного сальника.

Щелевая перфорация скважин

Это метод перфорации обсадной колонны путем резания

продольных щелей механическим способом.

Механизм разрушения

Разрушение эксплуатационной колонны, происходит в результате

механического воздействия ролика, на колонну. Разрушение цементного

камня и горной породы происходит путем размыва, готовой щели через

гидромониторную насадку.

Создание отверстий достигается путем воздействия давления

жидкости, через колонну НКТ, на поршень перфоратора, который в свою

очередь воздействует на ролик. Ролик по направляющей, выходит из

перфоратора. С одной стороны направляющие (салазки), упираются в

обсадную колонну, с противоположной стороны ролик давит на колонну.

Образование щели происходит путем создания возвратно-

поступательного движения колонны НКТ, подъемным агрегатом, вверх и

вниз. Возврат ролика назад в перфоратор происходит под действием

пружины, расположенной в корпусе перфоратора, при снижении давления

жидкости на поршень. Процесс размыва щели, происходит постоянно

через гидромониторную насадку.

Отличие

 щелевая перфорация происходит без резких ударных нагрузок на

цементный камень и призабойную зону пласта, которые могут привести к

образованию вертикальных техногенных трещин и, как следствие, к

быстрому обводнению скважин в водонефтяных зонах;

 щелевая перфорация позволяет получить каналы с чистой

поверхностью и сохранить проницаемость на обнаженной поверхности

пласта.

Применение

Применяется при капитальном ремонте скважин, для перфорации,

не вскрытых ранее интервалов, в добывающих и нагнетательных

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

409

скважинах, обсаженных колоннами диаметрами 146 и 168 мм.

Применяемое оборудование и материалы

Оборудование

Щелевая перфорация проводится при бригаде КРС, устье скважины

оборудуется противовыбросовым оборудованием, допускающем

расхаживание компоновки при давлении до 8МПа, при размыве

цементного камня до 19МПа. Для создания давления в НКТ и прокачки

промывочной жидкости используют насосный агрегат, (ЦА-320),

автоцистерну (АЦП) и технологическую емкость.

Перфорация производится щелевым перфоратором ПЩ-6-

146(168), (см. § 8.5).

Применяемые жидкости

Жидкости не должны существенно снижать проницаемость

продуктивных пластов и содействовать очищению призабойной зоны от

загрязнения.

Технологическая схема

Перфоратор спускают в скважину на заданную глубину с колонной

НКТ, (рисунок 8.6), при постоянной циркуляции жидкости, через

циркуляционные отверстия. Точность спуска перфоратора в интервал,

определяют по ГК МЛМ. После установки пакера на заданной глубине в

колонну НКТ, сбрасывается шар (малый), он перекрывает

циркуляционное отверстие. Колонну НКТ обвязывают с ЦА-320, через

промывочный шланг высокого давления.

Агрегатом создают давление в колонне НКТ, и начинают

возвратно-поступательное движение колонны НКТ, подъемником. Выход

ролика из перфоратора можно определить, по увеличению нагрузки на

подъемник, на индикаторе веса. В процессе резания давление в колонне

НКТ снижается, это происходит в связи с тем, что ролик врезается в

колонну, дальше процесс повторяется, т.е. агрегатом поднимается

давление в НКТ, и опять происходит его падение. За одну зарезку таких

циклов (рост давления и его падение), может быть несколько. При

образовании щели в колонне, падение давления прекращается. Процесс

размыва щели происходит через гидромониторную насадку в

перфораторе.

После проведения перфорации в колонну НКТ, сбрасывают шар

(большой), который при падении, сбивает вставной клапан. После этого

появляется полная циркуляция промывочной жидкости через перфоратор.

После этого перфоратор поднимают из скважины.

Примечание: агрегат (ЦА-320) и емкости (АЦП) устанавливаются

на расстоянии не менее 10м от устья скважины. Расстояние между

агрегатом и емкостями не менее 1 метра. Вся техника, не задействованная

в процессе перфорации, должна находится на расстоянии не менее 25м от

устья скважины, (требования могут изменяться).

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

410

Рисунок 8.6 – Технологическая схема обвязки спецтехники для

проведения щелевой перфорации

1 – компоновка НКТ; 2 – щелевой перфоратор (ПЩ-6); 3 – продуктивный пласт; 4 –

противовыбросовое оборудование; 5 – шланг высокого давления; 6 – агрегат подъемный

(АПРС); 7 – эксплуатационная колонна; 8 – агрегат цементировочный (ЦА-320) с насосом

(4НК-500); 9 – автоцистерна (АЦП); 10 – технологическая емкость (блок-долива); 11 –

обратный клапан; 12 – вскрытый интервал (щель); 13 – выход промывочной жидкости через

гидромониторную насадку, (размыв пласта через щель); 14 – ролик; 15 – направляющая.

8.5 Перфорация скважин и применяемое оборудование

Перфорацию различают по типам перфоратора:

 стреляющая, (кумулятивная, пулевая, торпедная);

 сверлящая;

 гидравлическая;

 гидромеханическая;

 гидропескоструйная.

Кумулятивная перфорация

Осуществляется стреляющими перфораторами, не имеющими пуль

и снарядов. Прострел преграды достигается за счёт сфокусированного

взрыва. При выстреле кумулятивным зарядом в преграде образуется узкий

перфорационный канал глубиной до 350мм. и диаметром в средней части

8-14мм. Размеры каналов зависят от прочности породы и типа

Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1

Подождите немного. Документ загружается.