8.15. Гидравлический разрыв пласта

Процесс заключается в формировании новых или расширении существующих в пласте трещин под действием давления нагнетаемой в пласт жидкости. Чтобы трещины не смыкались после снятия давления, в них вводят расклинивающий агент, в качестве которого часто используется отсортированный кварцевый песок фракции 0,5 – 0,8мм, применяются и более крупные фракции 1,2 – 2мм. В глубоких скважинах в качестве расклинивающего агента используются более прочные материалы: стеклянные, пластмассовые шарики, корунд и агломерированный боксит.

Технологические показатели ГРП рассчитывают для условий образования вертикальных или горизонтальных трещин при закачке фильтрующейся или нефильтрующейся жидкости.

В качестве жидкостей разрыва и песконосителей используются нефть, вода, сульфит-спиртовая барда, растворы полимеров и ПАВ, нефтеводяные и нефтекислотные гидрофильные и гидрофобные эмульсии, пены и др. Жидкость-песконоситель должна быть достаточно вязкой, чтобы скорость оседания расклинивающего материала не была значительной, и обладать, по возможности, минимальной фильтруемостью, чтобы транспортировать этот материал в глубь трещины.

8.16. Борьба и предупреждение осложнений при добыче нефти (соли, коррозия, парафины) Соли

Отложения неорганических солеи в призабойной зоне пласта, оборудо­вании скважины, промысловых коммуникациях и аппаратах существенно осложняют процесс добычи, подготовки и транспортирования нефти. Ос­новные осложнения: преждевременный выход из строя погружных элек­троцентробежных насосов, газлифтных клапанов, теплообменного оборудо­вания, насосов откачки; закупорка и порыв промысловых коммуникации; резкое снижение продуктивности добывающих и приемистости нагнетатель­ных скважин и т. д.

На отложение солей при процессах добычи нефти влияют:

1) смешивание в пласте нагнетаемых и пластовых вод;

2) смешивание в пласте и скважине погребенных, законтурных и по­дошвенных вод разных составов;

3) смешивание в добывающих скважинах вод разных пластов и пропластков;

4) контактирование фильтрующейся в пласте воды (пластовой и нагнетаемой) с породой;

5) диффузия в воду из нефти активных водорастворимых компонентов;

6) попадание в воду синтезированных химических соединений;

7) переход двуокиси углерода из воды в газовую фазу;

8) испарение воды;

9) изменение термодинамических условий.

Все известные методы борьбы направлены либо на предотвращение выпадения солей, либо на удаление выпавшего осадка.

Профилактические методы предотвращения отложения солеи делятся на три основные группы: технологические, физические и химические. К технологическим относятся:

1) правильный выбор источников водоснабжения для поддержания пластового давления;

2) селективная изоляция обводнившихся пластов и пропластков в добывающей скважине;

3) турбулизация потока водонефтяной смеси в скважине;

4) увеличение скорости водонефтяного потока в трубах;

5) использование труб, оборудования и агрегатов с защитным покрытием внутренней поверхности;

6) увеличение глубины спуска погружного электроцентробежного наcoca.Физические средства предотвращения солеобразования основаны на обработке обводненной продукции скважин магнитными, электрическими и акустическими полями либо их комбинациями, например, вначале магнитными, а затем акустическими волнами.

Химические методы предотвращения основаны на использовании различных химических реагентов, главным образом ингибиторов.

Ингибиторы бывают нефтерастворимые и водорастворимые; однокомпонентные и многокомпонентные. По химической природе однокомпонентные ингибиторы делятся на анионные и катионные.

На практике большее применение нашли водорастворимые ингиби­торы, в частности гексаметафосфат натрия, аммофос, поликомплексоны, триполифосфат натрия, ОЭДФ, ПАФ-1, НТФ, импортные реагенты класса SP и некоторые другие (табл. 8.16.1).

Выделены две группы методов удаления солей: механические и химические.

Механические методы удаления солей основаны на использовании для разрушения твердых осадков бурового инструмента (в скважине), спе­циальных устройств и гидромониторов. Разбуривание применяют, когда другие методы защиты и удаления не удались.

Метод весьма дорог. Химические методы удаления солей наиболее широко разработаны применительно к гипсовым пробкам либо к гипсоуглеводородным отложениям.

Для рыхлых осадков гипса используют карбонатные и бикарбонатные 10—15%-ные растворы щелочных металлов.

Коррозия

Коррозия - процесс самопроизвольного окисления металлов проис­ходит во всех без исключения элементах системы добычи нефти. На про­мыслах в той или иной мере наблюдаются все виды коррозии металлов:

- химическая газовая коррозия;

- химическая коррозия в неэлектролитных средах;

- электрохимическая коррозия в электролитах;

- почвенная электрохимическая коррозия;

- электрокоррозия;

- атмосферная электрохимическая коррозия;

- биокоррозия.

Окисление и разрушение внутренней поверхности оборудования и труб из-за химической и электрохимической коррозии могут быть резко замедлены или даже приостановлены при добавлении в транспортируемую или хранимую среду нейтрализаторов и ингибиторов коррозии. Наиболее широкое распространение в нефтепромысловой практике находят ингиби­торы коррозии.

В качества исследуемых ингибиторов коррозии используются химические реагенты: И-l-A; БВП 500; И-1-В; И-К-Б-4; И-1-Д; И-21-Б; АНП-2; И-1-Е; КИ-1; ИКБ-бВ; И-В; ИКБ-2-2; Диэтиламин; ИФХАНГАЗ-1; ТПО; ФМИ; Донбасс-1; ИКИПГ; ИКН-4; И-25-Д; ЛБ-243; ЛБ-263; Витал; Север-1; И-30-Д; АПС; ВФИКС-82; СНПХ-1002; СНПХ-6301; СНПХ-6012;СНПХ-6301; Нефтехим; Каспий; Травик; ГИПХ-3б; Б1; Б2; БЗ; Б4; Б5; Викор-1; Викор-lA; Минкор-1; Минкор-2; Минкор-3; НИИФОХ; Дигазфен; ИСК-1; ИСК-2; Антик-1; Servo CK-398; Servo SK-337; Servo SK-378; Servo SK-830; Corexit-7798; Corexit-7660; Corexit-7671; Corexit-7755; Контол KP-1695; Контол K-490; Прогамин; TRAVIS-8009; ТАРИН; Виско-904; Виско-938; Бактирам-607; Налько-4569; Рогекер; ВНПП-1; ВНПП-1-Н; ВНПП-2; ВНПП-3 (летний); ВНПП-3 (зимний); ВНПП-4; Нефтехим-1; Нефтехим-2; Нефтехим-3; Дигазфен-1; Дигазфен-2.

Для защиты оборудования нефтяных скважин от двуокиси углерода, органических кислот и следов сероводорода применяется ингибитор ИКНС-АзНИПИнефть, при сероводородной коррозии: "Север-1", И-1-А и АНПО. На газоконденсатных скважинах для предупреждения углекислотной коррозии применяется ингибитор ГРМ, от совместного воздействия СО₂ и H₂S, ингибиторы ГРМ+АНПО (20: 1), на выкидных линиях "Север-1" и И-1-А, ВЖС, АНП-2, Серво, СК-378, Виско-938, Hoe-E1877-4, "Север-4", ИКБ-2-2, Коррексит 7755, Виско-970, Виско-904.

Оборудование компрессорных станций при перекачке неподготовлен­ного газа, содержащего H₂S, ингибируется ИФХАНгаз-1.

В системе утилизации сточных вод применяется сульфит натрия, би­сульфит аммония, гидразин, ИКБ-4В, ИКАР-1, ИКН-7, ВИТАЛ, И-5-ДТМ, И-5-ДКК и др. При наличии сероводорода применяют "Север-1", И-1-А, КИ-1, Серво и др. При опасности бактериальной и сероводородной корро­зии в системе утилизации сточных вод используются АНП-2, ДОН-2, ДОН-52, бактирам С-85, бактирам-607 и др.