Яремійчук Р.С., Возний В.Р. Освоєння та дослідження свердловин

Подождите немного. Документ загружается.

Методи

пркращення

фільтраційних

властивостей,

порід

РОЗДІЛ 9.

9.3.14.

Обробка низькотемпературних пластів

попередженням гідратоутворення

При

розробці родовищ нафти і

газу

в Сибіру виникла необхідність

проведення

обробок в

умовах

низьких пластових температур. По вели-

чині

температури пласти поділяються на три групи:

1) з аномально низькою пластовою температурою (Тпл <

10°С);

2) з низькою пластовою температурою (10°С < Тпл <

20°С);

3) з нормальною пластовою температурою (Тпл >

20°С).

В процесі кислотних обробок при низьких температурах спо-

стерігається гідратоутворення в зв'язку з с::д^іенням під час реагування

кислоти

з породою вуглекислого

газу

і вільної води. Гідратоутворення

можливе також при контакті металу і буферної рідини, якщо це вода.

Отже, для запобігання гідратоутворення необхідно інгібувати буферні

рідини

і розчини соляної кислоти.

В якості інгібіторів гідратоутворення звичайно застосовують неор-

ганічні кислоти і їх солі або органічні з'єднання (метанол, глікол, вищі

спирти

і інші). Найбільш поширеним інгібітором є хлористий кальцій.

В таблиці 9.3 приведені концентрації хлористого кальцію для

інгібування водних розчинів соляної кислоти. Перевищення макси-

мально допустимих концентрацій хлористого кальцію при відповідних

концентраціях

соляної кислоти потрібно уникати, так як пересичення

відпрацьованого розчину продуктами реакції

веде

до утворення соляних

корків

на вибої і відкладання кристалогідратів в НКТ, затрубному про-

сторі і шлейфах. Кристалогідрати (лід +

СаСіг

6НгО

+ водний розчин

СаСЬ)

утворюються при перевищенні максимально допустимих кон-

центрацій

хлористого кальцію і вони є твердими речовинами, більш

густими, ніж гідрати.

Критична

температура для хлористого кальцію дорівнює

-55°С

при

відповідній критичній густині 1286 кг/м і вмісті в розчині 29,9% без-

водної солі. Якщо технічну

воду,

активовану солестійкими ПАР, вико-

ристати як буферну і продавочну рідину, то її необхідно інгібувати хло-

ристим кальцієм в межах 15 - 20% від об'єму розчину. При наявності в

породах пласта 2 -10% хлористого натрію концентрація інгібітора

відповідно знижується до 10 - 5%.

Із

даних таблиці 9.3 виходить, що використання для обробки

низь-

котемпературних пластів соляної кислоти з концентрацією вищою 25%

недопустиме, так як концентрація хлористого кальцію у

відпрацьованому кислотному розчині

буде

перевищувати граничний

вміст.

426

РОЗДІЛ 9.

Методи

покращення

фільтраційних

властивостей,

порід

Таблиця

9.3

Кон-

цент-

рація

неї

роз-

чині,

вага, %

ЗО

36,5

Темпе-

ратура

замер-

зання

роз-

чинів

на, °с

-7

-17

-35

-57

-86

-52

-33

Концентрація

продуктів ре-

акції

(СаСЬ)

вага,

7,4

14,11

20,4

26,4

31,8

37,3

43,3

г/л

78,7

153,8

230,5

310,3

390,8

477,2

572,4

Добавка

безвод-

ного

СаСЬ,

кг/м

292,5

217,4

140,7

60,9

Область

застосування

пласто-

ва тем-

перату-

ра, °С

0 >

>+5

>+10

зовнішня

темпера-

тура,

°С

< -50

< -15

>-5

При

солянокислоти их обробках низькотемпературних пластів не-

обхідно визначати приймальність свердловин. При цьому рекомен-

дується такий комплекс робіт: промивка вибою свердловини декількома

порціями

6 - 8% - ної кислоти, яка прокачується розчинами ПАР (ОП-

10, Е-30, превоцел-100 з концентрацією 0,5, 0,012 І 1,5% відповідно);

промивка

свердловини водними розчинами ПАР; опресовка трубопро-

водів, які

ідуть

від агрегатів на півторакратний очікуваний тиск; визна-

чення

приймальності пласта закачкою 10 - 15% - ним розчином

СаСЬ,

ПАР

і 1 - 2% НС1 на декількох режимах.

При

необхідності в свердловину спускають пакер для зняття тиску з

колони.

Для очистки привибійної зони і обробки віддаленої зони пласта ви-

користовують суміші, які складаються із соляної, фтористоводневої,

оптової і мурашиної кислот, інгібітора гідратоутворення, інгібітора ко-

розії, ПАР і стабілізаторів (лимонної і оцтової кислот). Існує багато

рецептур сумішей, загальним для яких є стабільність вмісту добавок.

Так,

інгібітор гідратоутворення добавляють в кількості 0,1%, інгібітор

корозії -

0,025

0,05%,

поверхнево-активні речовини: катапш А - ОД -

0,5%, превацол 1,5 - 2,0% і Є-30 - 0,012 -

0,06%,

стабілізатори: оцтова

кислота - і - 3%, лимонна кислота 0,001 -

0,002%.

Кількість інгібітора корозії в

умовах

Сибіру залежить від зовнішньої

температури повітря. Так, при температурі нижчій від -10 °С введення

інгібіторів не передбачається.

_ ___

Методи

покращення

фільтраційних

шіастивостєц

порід

РОЗДІЛ 9.

Технологічна

схема

обробки складається з таких операцій: закачка

сирої нафти, конденсата або водного розчину солестійких ПАР в об'ємі

15 - 25 м"; закачка солянокислотного розчину відповідного складу і

об'єму; протискування в пласт кислотного розчину технічною водою,

розсолами хлористого натрію або кальцію залежно від температури

повітря.

Як

було

вказано вище, під час кислотної обробки відбувається

декілька процесів, при яких утворюється нова кислота. Взаємодія її

може підвищувати якість обробок пласта. При кислотних обробках у

вапняках,

наприклад, спостерігався

вихід

не повністю нейтралізованої

соляної

кислоти через 6 -14 годин після закачки. Тому до визначення

часу

очікування реакції необхідно підходити з врахуванням добре пе-

ревірених даних.

До сказаного вище додамо, що буферна рідина у вигляді нафти або

конденсату с розчинником для високов'язких і парафінистих нафт, а

процес

розчинення не є миттєвим.

9.3.15.

Пінокислотні обробки свердловини

В останній час для інтенсифікації припливу використовують

нїіюкислотні обробки, в процесі яких в пласт закачують солянокислот-

ний

розчин з піноутворювачем.

Для приготування пінокислотних розчинів застосовують соляну

кислоту з концентрацією 10 - 15% і 20 - 25% в залежності від типу

колектора і його карбонатності. Чим вища карбонатність породи, тим

більшу

концентрацію кислоти треба застосовувати.

Сшнешпо

піддають

не тільки розчини соляної кислоти, але і суміші

її з фторводневою. Для підвищення стійкості піни використовують

стабілізатори. Із 10% -ного розчину соляної кислоти найбільш стійку

піну отримують при добавках 1% піноутворювача (синтаиол МЦ) і 1,5%

стабілізатора

(КМЦ).

Для аерування кислотного розчину можна засто-

совувати повітря, азот, природний газ.

Кислотна

піна, приготовлена з використанням повітря, різко

збільшує корозійну активність кислоти. Тому як

газову

фазу краще

використовувати азот, природний газ або димові вихлопні гази. Для

зниження

корозійної активності кислоти застосовують або

ніноутворювачі, які є інгібіторами, або спеціальні інгібітори. Наприклад,

застосовуючи катапін А, карбозолін або марвелан КО з дозуванням 0,1

- 0,5% від об'єму кислотного розчину, можна не проводити Інгібування.

При

використанні Інших піноутворювачів в розчин

додають

0,1 і 0,4%

інгібіторів КІ-І і І-І-А відповідно. Особливістю

технології

закачки кис-

лотної піни в пласт є використання ежектора, в

який

повітря подається

компресором,

а рідина - насосним агрегатом. При наявності компре-

сорів високого тиску піну можна закачувати безпосередньо в пласт без

ежектора.

428

РОЗДІЛ 9.

Методи

покращення

фільтраційних

властивостей,

порід

При

використанні невеликих об'ємів піни її закачують в свердловину

при

відкритому затрубному просторі, а потім продавлюють в пласт

рідиною, яку закачують насосним агрегатом (по

схемі

простої обробки).

9.3.16.

Очищення від продуктів реакції

Очищення

від продуктів реакції кислот з пласта є завершальною

операцією процесу кислотної обробки. В залежності від пластового тиску

продукти реакції

можуть

буги

видалені самовпливом або із застосуван-

ням

механічних способів: свабуванням, компресором, глибинним

стру-

минним

чи іншим насосами. Для кращої очистки каналів від продуктів

реакції бажано створювати максимально можливі депресії на пласти,

враховуючи

при цьому здатність пластів до деформації

При

фонтанному способі

видобутку

збільшення депресії досягається

установкою штуцерів великого діаметра. В свердловинах глибиною до

1500 м необхідну депресію за короткий проміжок

часу

можна створити

допомогою компресорної установки УКП8-80. В більш глибоких свер-

дловинах із допомогою струминних апаратів.

Інші

методи зниження

рівня

в свердловині (свабування, застосування глибинного насоса) не

можуть

створити необхідну депресію на пласт на протязі короткого

часу.

Для швидкого вилучення продуктів реакції з свердловини з низьки-

ми

пластовими тисками закачують рідкі гази (азот або вуглекислий

газ),

які при зниженні тиску нижче критичного переходять в газо-

подібний

стан і при

русі

до гирла по НКТ захоплюють за собою рідину

(продукти реакції) і виносять її на поверхню. Для нагнітання в свердло-

вину рідкого

азоту

створена спеціальна пересувна установка, яка змон-

тована на вантажному автомобілі.

Вуглекислий газ СОг легко піддається скрапленню. Його подають на

свердловину в скрапленому вигляді при температурі -18 - -20 °С і тиску

2,1 МПа. В такому стані він легко змішується з робочою рідиною. Вуг-

лекислота переходить в газоподібний стан при температурі +13 °С. Вона

сповільнювачем реакції соляної кислоти і, крім того, взаємодіє з по-

родою. Тому застосування вуглекислоти при солянокислотних обробках

краще

азоту.

Необхідно розширити практику застосування рідких газів для покра-

щення

очистки привибійної зони від продуктів реакції, використовуючи

ефект

дренування при високих швидкостях потоку.

9.4. Методи комбінованого впливу на пласт

9.4.1. Гідрокислотний розрив пласта

Гідрокислотні розриви пласта

(ГКРП)

є різновидністю кислотних

обробок

під високим тиском і відрізняються від них насамперед велики-

ми

об'ємами і високими темпами закачки розчину соляної кислоти.

ГКРП

рекомендуються для свердловин, де

відсутній

або де

429

Методи

покращення

фільтраційних

властивостей,

порід

РОЗДІЛ 9.

гідродинамічний зв'язок з пластом недостатній для його випробування.

Комбінуючи методи гідродинамічного

іхімічного

впливу на пласт, мож-

на

одержати значні припливи із пласта. При ГКРП тиск нагнітання може

багато разів перевищувати міцнісні характеристики колони,

тому

їх

проводять з пакером або з протитиском

бурового

розчину.

Гідрокислотний розрив пласта призначений для розкриття і розши-

рення

мікротріщин в породах. Його можна здійснювати із заповненням

утворених тріщин розклинюючим матеріалом або без їх заповнення.

ГКРП

без заповнення тріщин розклинюючим матеріалом застосо-

вується частіше, так як його простіше здійснити, в

результаті

хімічного

впливу на породи пласта внаслідок їх неоднорідності, різної величини і

направлень тріщин канали мають різноманітне січення. Тому після

зняття

надлишкового тиску тріщини не змикаються, а

утворюють

ви-

сокопроникні

канали.

Високі темпи закачки розчину дозволяють добитися ефекту

гідравлічного розриву пласта, а великі об'єми закачуваного розчину -

обробити віддалені зони пласта. В процесі ГКРП

можуть

бути

викори-

стані нафтокислотні

емульсії

і пінні системи, з допомогою яких кислота

рухається по пласту на значні

віддалі.

Для кращої обробки часто вико-

ристовують водні розчини ПАР, змішані з кислотою або закачувані

порціями

з солянокислотним розчином.

Кислотний

розчин є активною

рухомою

рідиною,

тому

для

нагнітання

потрібно створювати в гирлі тиск менший, ніж при закачці

в'язких рідин.

При

ГКРП найчастіше, при незначному зменшені тиску нагнітання,

збільшується

розхід

рідини, що вказує на розкриття існуючих в пласті

тріщин.

Технологічна

схема

ГКРП передбачає такі операції: очистку фільтра

промивкою або кислотною ванною з подальшою промивкою;

нагнітання

в пласт буферної рідини: для нафтових пластів - вуглеводню,

а нагнітальних свердловин - води або водних розчинів ПАР; закачку в

пласт розчину соляної кислоти; продавку кислоти в пласт; очікування

реагування; дренування свердловини для виведення продуктів реакції.

Процес

закріплення тріщини розклинюючим матеріалом ана-

логічний

тому

ж процесу при ГРП.

ГКРП

застосовується в

багатьох

нафтових районах. Ефективність

його тим вища, чим вищий рівень організації робіт і чим повніше вра-

ховані особливості покладів при складанні програми процесу.

9.4.2.

Термохімічні обробки пласта

Розрізняють термохімічні І термокислотні обробки фільтра свердло-

вин

і привибійної зони пласта.

Термохімічна обробка- процес обробки привибійної і віддаленої зон

пласта соляною кислотою, нагрітою в

результаті

екзотермічних реакцій.

430

РОЗДІЛ 9.

Методи

покращення

фільтращипі:*

властивостец

порід

Термокислотна обробка - комбінований процес обробки пласта соля-

ною кислотою, при якому спочатку проводиться термохімічна, а потім

звичайна солянокислотна обробка. При термокислотній обробці в ре-

зультаті

підвищеної активності соляної кислоти, яка має підвищену

температуру,

відкриваються канали в породі, які забезпечують мож-

ливість просування холодної кислоти вглиб пласта. Термохімічні оброб-

ки

призначені для обробки свердловин з яскраво вираженими ознаками

відкладення парафіну і смол на фільтрі, і в привибійній частиш пластів.

Така обробка очищає канали від закупорюючих відкладень і підвищує

результативність взаємодії соляної кислоти з породою.

Для термокислотних обробок можна

було

б підігрівати кислоту на

поверхні. Однако втрати тепла при подачі її до вибою і висока корозійна

активність гарячої кислоти практично виключають цю можливість.

Термохімічні обробки базуються на екзотермічних реакціях, які

відбуваються

при реагуванні соляної кислоти з деякими речовинами,

наприклад алюмінієм, магнієм, гашеним вапном, карбідом кальцію,

їдким натром, їдким калієм і іншими. Найбільша кількість тепла

виділяється при взаємодії соляної кислоти з металевим алюмінієм. На

кг алюмінію виділяється

4670

ккал тепла. Однак після повної нейт-

ралізації соляної кислоти утворений хлористий алюміній випадає в осад

у вигляді об'ємної маси

гідрату

окису алюмінію. Тому використання

алюмінію для термохімічних обрсСчк не рекомендується.

При

взаємодії металевого магнію і соляної кислоти виділяється

4520

ккал

на 1 кг магнію. Утворений при цьому хлористий магній повністю

залишається в розчині. При реакції гашеного вапна І карбіду кальцію

виділяється відповідно 572 і 852 ккал/кг, а їдкого натру і їдкого калію

відповідно 592 і 450 ккал на 1 кг

твердої

речовини. Всі перераховані вище

реагенти значно

уступають

алюмінію і магнію по виділенню тепла при

взаємодії з соляною кислотою. Тому вони майже не використовуються

промисловій практиці при термохімічних і термокислотних обробках.

Термохімічні і термокислотні обробки проводять за однією техно-

логічною схемою: розчин соляної кислоти прокачують через так званий

реакційний

наконечник, заповнений магнієм, де розчин вступає у

взаємодію з магнієм, нагрівається і проштовхується черговою порцією

привибійну зону пласта. При термокислотних обробках крім

підігрітої

кислоти закачують значні об'єми холодної кислоти. На ступінь нагріву

кислоти впливає час контакту її з магнієм. Тому при складанні програ-

ми

процесу визначення швидкості прокачки кислоти відводиться важ-

лива роль.

табл

9.4 приведені дані про збільшення температури різних об'ємів

кислоти при взаємодії з магнієм. Дані цієї таблиці показують, наприк-

лад, що

2400

л 15% - ної соляної кислоти, взаємодіючи з 40 кг магнію,

можуть

збільшити

температуру

на 100 °С і при цьому залишкова кон-

центрація кислоти

буде

10,5%.

Така концентрація кислоти достатня для ефективної її взаємодії з

породою пласта. При нагріванні кислоти в наконечнику створюються

умови для корозії насоси о-компресорних

труб

і експлуатаційної колони.

_ _ _ _ 431

Методи

покращення

фільтраційних

&ластиеостец

порід

РОЗДІЛ

Тому необхідно зменшити вплив гарячої кислоти на експлуатаційну

колону. Одним із способів цього є закачка магнієвої стружки або гранул

пласт. Термохімічна обробка пласта з закачуванням в нього магнію

більш ефективна, так як виділення тепла відбувається безпосередньо в

пласті, а нагрівання розповсюджується на породу, яка складає пласт, І

флюїди, що її насичують.

Таблиця

9.4

Збіль-

шення

т-ри

на

°С

120

100

Кількість

15% -

ної

кислоти

(в

л)

кількість магнію,

кг

100

120

2000

2400

2800

3200

4000

4800

3000

3600

4200

4800

6000

7200

4000

4800

5600

6400

8000

9600

100

5000

6000

7000

8000

10000

12000

Залиш-

кова

концен-

трація

на,

9,6

10,5

11,0

11,4

12,2

12,7

Закачка

магнієвої стружки або гранул можлива тільки при високій

поглинальній

здібності пласта І при наявності достатніх отворів у

фільтрі. Магній нагнітають в пласт з допомогою високов'язкої рідини.

Однак,

як показує практика, при закачцІ в пласт частина його зали-

шається

в свердловині. При наступній прокачці соляної кислоти тепло

виділяється в зоні фільтру і виводить його з

ладу.

Тому контролю за

станом фільтрової частини колони перед прокачкою кислоти потрібно

приділяти більше уваги.

Термохімічна і термокислотна обробки проводяться в свердловинах,

де вже одержаний приплив, а також там, де спостерігаються труднощі

при

добуванні нафти із пласта. Це звичайно експлуатаційні свердлови-

ни

після деякого

часу

їх роботи. Термохімічні термокислотні обробки

пластів при випробуванні свердловин проводяться рідко.

9.4.3.

Термогазохімічний

вплив на

пласт

В середині 70-х років в практику нафтовидобутку почали впроваджу-

вати методи комбінованого впливу на пласт з допомогою апаратів, які

спускаються на кабелі, зокрема, акумуляторів тиску для свердловин

(АТС).

_____ . ..._ -

РОЗДІЛ^

Методи

покращення

фільтраційних

властивостец

порід

Технологічна

схема

проведення процесу термогазохІмічного впливу

на

пласт передбачає проведення таких операцій: промивку свердловини

нижче інтервалу перфорації; підіймання

труб

із свердловини і перевірка

колони

шаблоном діаметром не меншим 112 мм; заміна рідини в

інтервалі перфорації кислотним розчином або розчинником; підйом

труб

з шаблоном; спуск АТС до інтервалу перфорації; займання зарядів

очікування їх згоряння; витягання кабеля із свердловини.

Лід час згоряння порохових шашок в колоні, де розміщується АТС,

створюються високий тиск і підвищена температура. Перше дозволяє

затиснути кислоту або розчинник в пласт, а підвищення температури

збільшує активність хімічних агентів і сприяє переводу в рідку фазу

деяких

твердих

речовин, які закупорюють проникні канали. Ефек-

ти вність процесу залежить від

багатьох

факторів і в першу

чергу

від маси

ВР

в АТС в залежності від пластового тиску, проникності пласта і

густи-

ни

нафти, а також від

дебіту

свердловини і розкритої товщини пласта.

433

Прелік

викоріїстаиих^ипературішх

джерел

ПЕРЕЛІК

ВИКОРИСТАНИХ

ЛІТЕРАТУРНИХ ДЖЕРЕЛ

1. Ашрафьян М.О.,

Лебедев

О А., Саркисов Н.М. Совершенствование

конструкции забоев скважин. - М.: Недра, 1987.

2. Бродский ПА., Фионов А.И., Тальнов В.Б. Опробование ііластов

приборами на кабеле. - М.; Недра, 1974.

3. Васильевский

А., Петров А.И. Техника и технология определения

параметров скважин и пластон. - М: Недра, 1989.

4. Гайворонский И.Н.,

Ахмадеев

Р.Г., Мордвинов АА. Вскрьітие про-

дуктивньїх пластов бурением и підготовка скважин к зкешгуатации.

Пермский

университет, Пермь, 1985.

5. Гиматудинов Ш.К., Ширковсий А.И. Физика нефтяного и газового

пласта. - М.: Недра, 1982.

6. Григорян Н.Г.Вскрьітиє

ніхртегазовьіх

пластов стреляющими пер-

фораторами. - М.: Недра, 1982.

7. Иванова М.М., Михайлов Н.Н., Яремийчук Р.С. Регулирование

фильтрацисшньїх свойств пласта в околоскважинньїх зонах. -

М.: ВНИИОЗНГ, серия "Гсология, геофизика и разработка иефтяньіх

месторождеиий", вьіп. 15. 1988.

8. Инструкция на вскрьггие. цементи

ро

ванне

и освоение скважин с

различньїми гешюго-физическими характеристиками при завершений

бурения. - М.: Министерство нефтяной промьішленности, 1987.

Авто-

рьі: Крезуб А.П., Ашрафьян М.О., Лаштабега В.И., Рабинович Н.Р. и др.

9. Руководство по гидродинамическим и термическим методам исс-

ледований разведочньїх скважин. Канюга А.П., Шелешко Т.В., Мельни-

чук Я.Г. и др. Кисв: Наукова думка, 1972.

10. Ловля СА. Прострелочно-взрьівньїе работьі в скважинах.- М.:

Недра,

1987..

11.

Методические указания по вибору режимов промьівки скважин

при

вскрьітии продуктивних пластов. Министерство нефтяной про-

мьішленности. РД

39-0147009-58-85.

Авторьі:

Крезуб А.П., Рабинович

Н.Р.

Щурьігин М.Н. и др.

12. Минаев Б.П., Сидоров НА. Практическое руководство по испьі-

таниго скважин. - М.: Недра, 1981.

13.

Попов АА.

Ударньїе

воздействия на призабойную зону скважиньї.

- М.: Недра, 1990.

14. Практические указания испьгтания поисковьіх и разведочньїх

скважин на нефть и газ. Часть II. Освоение скважин, интенсификация

притоков из поровьіх коллекторов (под редакциеи Войтенко В.С), Тю-

мень,

1988.

15. Прострелочно-взрьівная аппаратура. Справочник под редакциеи

Фридляндера ЛЯ.. - М.: Недра, 1990.

16. Рабиа X. Технология бурения нефтяньїх скважин. - М.: Недра,

1989.

17. Рязанцев Н.Ф., Карнаухов МЛ., Белов АЛ. Испьітание скважин в

процессе бурения. - М.: Недра, 1982.

__ —.

Прелік

використаних

літературних

джерел

18. Савенков Г.Д., Бойко В.С. Расчет процесов интенсификации при-

тока, освоєння и зкеплуатации скважин. Львів, Вища школа, 1986.

19. Семенов Ю.В., Войтенко В.С, Обморьішев К.М. и др. Йспьітание

нефтегазоразведочньїх скважин к колонне. - М,: Недра, 1983.

20. Соловьев Е.М. Задачник по заканчиваниго скважин. - М.: Недра,

1989.

21.

Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. - М.: Недра, 1979.

22. Степанянц А.К. Вскрьітие продуктивних пластов. - М.: Недра.

1968.

23.

Трубьі

нефтяного сортамента. Сиравочное руководство под редак-

циеи

СароянаА.Е.-М.: Недра, 1976.

24. Хсйфец И.Б., Бачериков А.В., Яремийчук Р.С, Левченко АЛ'.

Новая

технология вторинного вскрьітия продуктивних пластов. - М.:

ВНШЮЗНГ,

серия "Строительство скважин", 1989.

25. Цьірин Ю.З., Ванифатьев В.И. Крепление скважип с применепием

проходиьіх

пакеров. - М.: Недра, 1987.

26. Шанович Л.П., Шакиров А.Ф., Портноя В.И. Онробование и ис-

ньітание екпажин в процессе бурения. - М.: Недра

;

(

Ч85.

27. Яремийчук Р.С. Во^ньїй В.Р., Кифор В.М..

'''<•••<•

•

-екпй

В.М. Тех-

пешогия повьішения продуктивности скважшї •- • ,

•;іью

струйшьіх

аппаратов. - - М.:

ВНИИОІЗНГ,

серия "Строитиіьс!; .фіяньїхи газо-

вь^x скважии на

суте

и на море", 1992,

28. Яремийчук Р.С, Качмар ЮД. Вскрмтие продуктивних горизон-

тов и освоение свиажин. Львів, Вища школа, 1982.

29. Яремийчук Р.С, Кифор Б.М., Лотовский В.Н., Шанович Л.П.

Применение

струйньїх аппаратов при освоєний скважин. - М:

ВНИИОЗНГ,

серия "Техника и технология бурения скважин", 1988.

30. Яремийчук Р.С, Семак Г.Г. Обеспечение надежности и качества

стволов

глубоких

скважин. -М.: Недра, 1982.

435

Зміст

Вступ 6

Розділ

1. Гірничо-геологічні умови нафтових і газових свер-

дловин.

1.1. Загальні поняття про гірничо-геологічні умови

нафто-

вих

і газових родовищ. 9

1.2.

Типи

колекторів

нафти

і газу. 11

1.3. Гранулометричний (механічний) склад порід. 12

1.4. Пористість гірських порід, 15

1.5.

Проникність

гірських порід. 18

1.6. Залежність

проникності

від пористості і розміру пор. 24

1.7. Лабораторні методи

визначення

проникності

порід. 26

1.8. Питома поверхня гірських порід. 28

1.9. Колекторські властивості тріщинних порід. ЗО

1.10. Розподіл температури по стовбуру

свердловини.

Розділ

2. Склад і фізичні властивості

нафти

і газу. 38

2.1.

Фізичний

стан

нафти

і газу при різних умовах

залягання.

2.2. Склад і

класифікація

нафт. 39

2.3.

Склад і

класифікація

природних газів. 41

2.4. Газові і рідинні суміші. 44

25.

Тиск

насичення

нафти

газом. 46

2.6. Стисливість

нафти.

. 46

2.7. Густина і в'язкість пластової

нафти.

2.8. Структурно-механічні властивості аномально в'язких

нафт.

2.9. Відбір проб

нафти

свердловин.

2.10. Визначення фізичних властивостей

нафти.

Розділ

3. Проектування конструкції вибою свердловини і

технології

її створення. 61

3.1.

Принципи

проектування.

3.2.

Пакери

та спеціальний Інструмент для

роз'єднання

пластів

при кріпленні свердловин у

привибійній

зоні.

3.2.1.

Прохідні пакери для радіального підвищення якості

роз'єднання

пластів. 78

3.2.2.

Пакери

для ступеневого і манжетного цементування

свердловин

типу ПДМ. 81

3.2.3.

Заколонні

вибухові

пакери.

436

Зміст

Розділ 4. Зміна фільтраційних властивостей порід колекторів

при

їх первісному відкритті, 87

4.1.

Основні характеристики порід-колекторів внутрішньої

зони

Передкарпатського прогину та Дніпро-Донецької запади-

ни

(ДДЗ). _

4.2. Зміна фільтраційних властивостей порІд-колекторів під

впливом промивної рідини. 89

4.3. Кольматація пласта. 90

4.4. Формування зони проникнення. 93

4.5.

Аналіз

відкриття пластів на деяких родовищах України. 100

4.6. Парафінова кольматація в навколосвердловинній зоні

пласта. 105

4.7. Вибір технологічних режимів промивки та спуско-

підіймальних операцій при бурінні в продуктивному пласті. 109

Розділ 5. Гідродинамічна досконалість свердловин. 117

Розділ 6. Випробування перспективних горизонтів в процесі 129

буріння.

6.1.

Випробовувачі пластів на бурильних

трубах.

129

6.2. БагатоцикловІ випробовувачі пластів. 139

6.3. Комплекс обладнання КІОД-ПО. 142

6.4. Основні вузли випробовувача пластів. 144

6.4.1. Гідравлічний випробовувач пласта ВПГ. 144

6.4.2.

Запорно-обертові клапани. 146

6.4.3.

Гідравлічні яси. 148

6.4.4.

Пакери механічної дії для випробовувачів пластів. 149

6.4.5.

Опорні якорі. 151

6.4.6.

Механічний пакер ПМ. 154

6.4.7.

Пакери гумово-металевого перекриття ПГМП-1. 156

6.4.8.

Зрівняльний клапан пакера. 158

6.4.9.

Безпечні замки. 159

6.4.10.

Гирлове обладнання. 160

6.5. Випробовувачі пластів на кабелі. 161

6.6. Випробовувачі пластів на базі струминних апаратів. 168

6.7. Глибинні прилади для дослідження свердловин. 171

6.7.1. Глибинні манометри. 171

6.7.2.

Глибинні термометри. 176

Розділ 7. Освоєння свердловин. 181

7.1.

Гирлове, надземне та підземне обладнання для освоєння

та випробування свердловин. 181

7.1.1. Обладнання гирла свердловини колонними головка-

ми.

181

_ __ __ __ __ 437

Зміст

7.1.2.

Випробування обсадних колон на герметичність. 187

7.1.3. Обладнання гирла свердловин фонтанною арматурою- 190

7.1.4.

Обв'язка надземного обладнання при випробуванні та

дослідженні сведловин. 195

7.1.5.

Вибір конструкції колони насосно-комнресорнихтруб. 198

7.1.6.

Експлуатаційні пакери. 211

7.1.7.

Вибухові

експлуатаційні пакери. 221

7.2. Вторинне відкриття продуктивних пластів. 225

7.2.1. Кульова перфорація. 225

7.2.2.

Кумулятивна перфорація. 226

7.2.3. Перфорація при депресії на пласт. 235

7.2.4.

Перфорація при репресії на пласт. 239

7.2.5.

Вибір типорозміру перфоратора. 241

7.2.6.

Спеціальні рідини для перфорації свердловин. 242

7.2.7.

ГідропІскоструминна перфорація пласта. 250

7.3. Виклик притоку при освоєні нафтових і газових сверд-

ловин.

261

7.3.1. Визначення величини допустимої депресії на пласт. 261

7.3.2.

Послідовна заміна промивної рідини в свердловині на

рідину меншої густини. 263

7.3.3. Витіснення рідини з свердловини стинутим газом або

повітрям.

264

7.3.4.

Виклик притоку за допомогою "повітряної подушки". 266

7.3.5.

Зниження рівня рідини в свердловині при викори-

станні

муфт з пусковими отворами або пускових клапанів. 267

7.3.6.

Зниження рівня рідини в свердловині поршнюванням

(свабуванням).

269

7.3.7.

Виклик притоку з пласта методом аерації. 269

7.3.8.

Зниження рівня в свердловині в умовах аномально

низького

пластового тиску. 272

7.3.9.

Виклик притоку з пласта із застосуванням двофазних

пін.

274

73.10.

Технологія виклику притоку з пласта пінами з

вико-

ристанням

ежекторів. 276

7.3.11. Виклик притоку з пласта за допомогою комплектів

випробувальних інструментів

(КВІ).

283

7.3.12.

Виклик притоку з пласта за допомогою струминних

апаратів. 287

7.3.13.

Технологія виклику притоку і освоєння свердловин з

використанням

пересувних азотних газифікащ'йних установок

типуАГУ-8К.

302

7.3.14.

Технологія виклику притоку в

сірководеньвміщуючих свердловинах з аномально низьким або

нормальним

тиском. 311

438

Зміст

Розділ 8. Гідродинамічні дослідження свердловин. 320

8.1. Класифікація методів досліджень. 320

8.2. Усталений режим фільтрації. 320

8.3. Неусталений режим фільтрації. 328

8.4. Методи визначення фізичних параметрів пласта за кри-

вими

відновлення тиску без врахування припливу. 329

8.5. Методи визначення фізичних параметрів пласта за кри-

вими

відновлення тиску з врахуванням припливу. 332

8_5.1. Вплив припливу рідини на відновлення тиску у сверд-

ловині.

332

8.5.2.

Метод опрацювання результатів досліджень Ю.П.Бо-

рисова. 333

8.5.3.

Інтегрально-диференціальний метод Чарного-Ум-

рихіна. 335

8.5.4.

Інтегральний метод Е.Б.Чекалюка. 336

8.5.5.

Метод детермінованих моментів. 339

8.5.6.

Застосування ЕОМ для обробки результатів

досліджень пластів за методом Хорнера. 342

8.6. Дослідження пластів на основі спостереження за

взаємодією свердловин (метод гідропрослуховування). 348

8.6.1. Визначення параметрів пласта з допомогою еталонних

кривих. 349

8.6.2.

Диференціальний метод. 350

8.6.3.

Інтегральний метод. 351

8.6.4.

Метод дотичної. 353

8.7. Приклади практичних розрахунків фізичних параметрів

пласта за кривими відновлення тиску з врахуванням припливу. 353

8.7.1. Нафтовий пласт. 353

8.7.2.

Газовий пласт. 365

8.7.3.

Приклад практичного розрахунку фізичних пара-

метрів пласта за взаємодією свердловин (метод

гідропрослуховування). 376

Розділ 9. Методи покращення фільтраційних властивостей

порід в привибійній зоні свердловини. 383

9.1.

Методи гідродинамічного впливу на пласт. 383

9.1.1. Метод змінних тисків. 383

9.1.2.

Методи "миттєвого" зниження тиску на вибій свердло-

вини.

384

9.1.3.

Віброударний вплив на пласт. 389

9.1.4.

Гідравлічний розрив пласта. 390

9.1.5.

Вибухові

методи Інтенсифікації притоків у глибоких

свердловинах. 395

9.1.6.

Дренування пластів скрапленими газами. 400

9.2. Методи хімічного впливу на пласт. 400

_ _„_ „__ _ _ ___

Зміст

9.2.1. СолянокислотнІ обробки. 401

9.2.2.

Приготування розчинів соляної кислоти. 408

9.2.3.

Обробка пластів глинокислотою. 408

9.2.4.

Обробка пластів розчинами поверхнево-активних ре-

човин.

411

9.2.5.

Обробка пластів сульфаміновою кислотою. 413

9.2.6.

Обробка привибійної зони свердловини вуглекисло-

тою. 414

9.2.7.

Обробка привибійної зони пласта розчинниками вуг-

леводів. 414

93.

Технологічні схеми кислотних обробок. 415

9.3.1. Кислотні ванни. 415

9.3.2.

Прості (звичайні) кислотні обробки, 416

9.3.3.

Повторні кислотні обробки. 418

9.3.4.

Багаторазова або серійна обробка. 419

9.3.5.

Глибокі солянокислотні обробки. 419

9.3.6.

Вибірні кислотні обробки. 420

9.3.7.

Локальні кислотні обробки. 421

93-8. Імпульсні кислотні обробки. 421

9.3.9.

Кислотні обробки із застосуванням гідровібраторів. 421

9.3.10.

Кислотно-струминні обробки. 422

9.3.11. Кислотні обробки під високим тиском. 423

93.12.

Кислотна обробка з протитиском глинистого розчину

колоні. 423

9.3.13.

Нагнітання в пласт кислотного розчину з викори-

станням

пакера. 425

93.14.

Обробка низькотемпературних пластів з попереджен-

ням

гідрату

утворення. 426

93.15.

Пшокислотні обробки свердловини. 428

9.3.16.

Очищення від продуктів реакції. 429

9.4. Методи комбінованого впливу на пласт. 429

9.4.1. Гідрокислотний розрив пласта. 429

9.4.2.

Термохімічні обробки пласта. 430

9.4.3.

Термогазохімічний вплив на пласт. 432

Перелік використаних літературних джерел. 434

440